Utente:Baubau123/Sandbox/nucleare

Considerazioni gederali

Nel mercato liberalizzato dell’energia elettrica, la valutazione dei costi di produzione e di ritorno dell’investimento assume un’importanza primaria. A differenza degli impianti termoelettrici tradizionali, per i quali il costo di produzione è per lo più legato al costo del combustibile, gli impianti nucleari presentano un costo di produzione fortemente dipendente dai costi di investimento ed è evidente che ciò è dovuto alla grande taglia degli impianti, agli alti costi delle tecnologie coinvolte, e alla maggior durata del periodo di costruzione rispetto agli impianti tradizionali. Questi costi, di per sé molto più elevati di quelli associabili ai più semplici impianti alimentati a olio, carbone o a gas, sono facilmente controbilanciati da una minore incidenza del prezzo del combustibile, la cui provenienza è associabile ad aree geopolitiche più stabili di quelle degli idrocarburi. Inoltre bisogna considerare che le centrali nucleari a differenza delle fonti fossili sono in grado di costituire scorte non di settimane ma di diversi anni. Nel mondo occidentale, va poi aggiunto un elemento penalizzante per il settore elettronucleare che è rappresentato dalle opposizioni ambientaliste, particolarmente accese verso questa fonte rispetto ad altre. Questo aspetto, da un punto di vista puramente economico, contribuisce ad un ulteriore aumento dei costi di investimento per via dell’allungamento degli iter autorizzativi e dei tempi di costruzione e del rischio di rallentamenti nella gestione dell’impianto rispetto a quanto preventivato. Nel caso dell’Italia, in particolare, l’esperienza avuta con la chiusura delle centrali nucleari per imposizione governativa alla fine degli anni ’80 spinge a valutazioni ancora più prudenti che nei paesi europei che tuttora hanno impianti nucleari in esercizio sul proprio territorio.

Il LUEC (Levelized Unit Electricity Cost) può essere considerato come il costo di fornitura, vale a dire la misura del costo di generazione dell'energia includendo il capitale iniziale, il ritorno dell'investimento, i costi di gestione, del combustibile e di mantenimento.

Come viene messo in rilievo nei punti successivi le stime riportate degli studi esaminati differiscono significativamente in alcuni casi. Ciò si spiega tenendo conto che:

• si tratta di stime che ancora non hanno il riscontro di ritorni empirici, in quanto riferiti ad impianti di nuova generazione non ancora entrati in esercizio.
• alcuni dei costi sono stati stimati sotto ipotesi molto differenti tra loro: ad esempio i tassi di interesse per l’investimento stimati negli studi differiscono significativamente se si assume un finanziamento a tassi di mercato, oppure a tasso agevolato.

L’analisi dei costi di un impianto nucleare è fa riferimento alle seguenti voci di costo:ƒ

• Costo del capitale;
• Costo del combustibile;
• Costo di esercizio e manutenzione (O&M);
• Costo di decommissioning;
• Altre tipologie di costo.

I costi di capitale sono particolarmente importanti nella determinazione della competitività di un impianto nucleare, poiché gran parte del costo del megawattora da esso prodotto (cioè il LUEC) è riconducibile a questa categoria di costi. Il costo di capitale dipende da molteplici fattori, i più importanti dei quali sono i seguenti:

• Costo di costruzione dell’impianto (tecnologia) (anche definito come costo overnight di costruzione);
• Periodo di costruzione;
• Profilo di spesa durante il periodo di costruzione;
• Parametri finanziari del progetto, che includono;
  • Rapporto debito/capitale proprio;
  • ƒ Tassi di interesse del debito e del capitale;
  • Vita economica dell’impianto;
  • Periodo di rimborso del debito;
• Tempo di ammortamento;

Costo del Capitale

I costi di capitale sono sostenuti durante il periodo di costruzione dell’impianto, quando hanno luogo gli esborsi per l’acquisto del macchinario, e le attività di ingegneria e costruzione. Il costo “overnight” di costruzione dell’impianto è da intendersi come il costo che sarebbe sostenuto per la costruzione dell’impianto se questa fosse “istantanea” (letteralmente “avvenisse nel corso di una notte”) e non dilazionata su un lasso di più anni. Il costo overnight di costruzione fotografa quindi una situazione ideale, poiché nella realtà la realizzazione e la messa in servizio di un impianto per la produzione dell’energia è un’attività di durata pluriennale. In particolare per gli impianti nucleari il tempo di costruzione è stimabile in 5 – 7 anni. Il costo overnight include i costi EPC (ingegneria, acquisto, costruzione), altri costi per attività sostenute direttamente dal proprietario e i costi per far fronte ad imprevisti di costruzione, mentre invece non considera i costi finanziari sostenuti durante il periodo di costruzione. A causa della durata della fase di costruzione, i costi di costruzione dell’impianto non si concentrano esclusivamente alla fine del periodo di costruzione ma si distribuiscono lungo l’intero periodo di costruzione, cioè ben prima che l’impianto entri in servizio. In altri termini i costi di produzione incidono sui flussi di cassa prima ancora dell’avvio della produzione (che avviene solo quando l’intero impianto è stato costruito). Infine il costo overnight trascura il valore dell’inflazione durante il periodo di costruzione. All’avvio della fase di produzione, il costo reale dell’impianto è quindi pari al costo “overnight”, più gli oneri finanziari relativi agli esborsi sostenuti durante il periodo di costruzione. Conseguentemente i ricavi della produzione (e quindi il prezzo dell’energia venduta) durante l’intero periodo di produzione dell’impianto dovranno coprire sia il costo di costruzione dell’impianto (sostenuti nella fase precedente alla produzione) sia i costi di produzione (fissi e variabili) che annualmente sono sostenuti per il funzionamento dell’impianto.

Da notare per il caso Italia che secondo l’edizione 2011 del rapporto della Banca Mondiale “Doing Business”, l’Italia è il novantaduesimo paese al mondo per la semplicità nell’ottenere licenze di costruzione. In particolare, il tempo medio di attesa è pari a 257 giorni, contro una media Ocse di 166. È del tutto evidente che questo problema – che è un problema di onerosità delle procedure e di efficacia ed efficienza del settore pubblico – si applica tanto al nucleare quanto alle tecnologie alternative.

Costo del combustibile

I costi del combustibile si distinguono in:

• Costi di acquisto del minerale, di conversione in UF6, di arricchimento nell’isotopo fissile, di rinconversione in ossido metallico ed infine di realizzazione dell’elemento di combustibile;
• Costi per la chiusura del ciclo del combustibile utilizzato per la produzione. Si tratta dei costi relativi al trattamento del combustibile esaurito e alla sua collocazione in adeguati depositi nucleari (o, in alternativa, il suo riprocessamento, separando le scorie dal combustibile ancora utilizzabile).

La determinazione del costo del combustibile fresco, e quindi dell’incidenza sul costo dell’energia prodotta, viene fatta tenendo presente che il processo che porta alla realizzazione dell’elemento di combustibile comporta una sequenza piuttosto complessa di operazioni finanziarie di differente importo che vengono effettuate in tempi diversi, precedenti all’inizio dell’utilizzo del combustibile nel reattore. A titolo indicativo i costi (attualizzati) di realizzazione dell’elemento di combustibile che trova impiego in un reattore tipo PWR (Pressurized Water Reactor) da 1000 MWe, si stimano essere intorno ai 1500 €/kgUO2, con una incidenza prevalente dei costi per le fasi di approvvigionamento del minerale ed arricchimento. Secondo gli studi dell’università di Chicago, di MIT e di WNA la prima tipologia di costo incide, nel Nord America, per circa 4 ÷ 5 $/MWh (assumendo un rendimento termodinamico dell’impianto pari al 35%). Più bassa è invece la stima fornita dallo studio del CERI, che riporta un valore pari a circa 2,8 €/MWh. (pari a 4 Can$/MWh). Più difficile valutare i costi per la chiusura del ciclo del combustibile, in quanto, negli studi esaminati, tale voce di costo non è sempre presa in esame o quotata separatamente dalle altre. Secondo lo studio del WNA (2006), essi dovrebbero incidere circa il 10% del costo complessivo del MWh, cioè 2 $/MWh considerando che il costo complessivo preso a riferimento nel suddetto rapporto è circa 20 $/MWh. Negli USA è attivo un programma federale per la gestione del combustibile esaurito che prevede un costo complessivo di 18 G$ ed è finanziato da una corrispettivo di 1 $/MWh a carico della produzione di energia elettrica da fonte nucleare.

Le variazioni di prezzo al dettaglio del minerale di estrazione raffinato (yellowcake) continuano ancora ad avere scarsa influenza sul prezzo finale dell'energia generata rendendola di fatto più prevedibile e meno volatile.. Nel 2008, per esempio, Areva dichiarò che il costo del combustibile dei suoi reattori EPR incideva solo per il 17% sui costi di generazione.

Costi di esercizio e manutenzione (O&M)

Questa categoria include i restanti costi di produzione. Per comodità anche i costi di personale spesso vengono classificati come costi di O&M.

I costi di O&M di un impianto nucleare vengono di seguito distinti in:

• Costi fissi di O&M. Sono espressi in M$/MW/anno (oppure in M€/MW/anno). Fanno parte di questa categoria i costi del personale ed altri costi (ad es. le tariffe di connessione alla rete) legati al fatto che l’impianto è in esercizio, piuttosto che alla quantità di energia prodotta;
• Costi variabili di O&M. Sono espressi in $/MWh (oppure in €/MWh). Sono costi dipendenti dall’effettiva produzione dell’impianto nell’anno.

Per questa tipologia di costi la letteratura riporta stime piuttosto diverse, sia come valore che come loro articolazione. Lo studio dell’università di Chicago riporta i seguenti costi di O&M:

• Costi fissi di O&M: 0,060 M$/MW/anno
• Costi variabili di O&M: 2,1 $/MWh

E’ possibile riportare i costi fissi di O&M al costo dell’energia prodotta definendo un fattore si utilizzo dell’impianto, ad esempio il 90%. In questo caso il costo complessivo di O&M è pari a 10,16 $/MWh. Lo studio di MIT riporta invece i seguenti costi di O&M:

• Costi fissi di O&M: 0,063 M$/MW/anno
• Costi variabili di O&M: 0,47 $/MWh

Riportando anche in questo caso i costi fissi di O&M sul costo dell’energia prodotta, si ha un costo complessivo di O&M è pari a 8,9 $/MWh. Stime in linea con quelle dello studio MIT sono riportate anche nel rapporto DOE/EIA del 2006 (che stima, per i costi fissi e variabili, rispettivamente 0,062 M$/MW/anno e 0,45 $/MWh). Ulteriori stime relative ai costi di O&M in paesi europei (Francia e Germania) sono riportate nello studio WNA (2005). Secondo tale fonte la stima dei costo complessiva di O&M si aggira sui 10 - 11 €/MWh. Lo studio Dominion (Dominion, 2004) stima per i reattori ACR-700, ABWR e AP1000 un costo complessivo di O&M nel range 6 -11 $/MWh (con un valore pari a 9,80 Can$/MWh per il reattore ACR-700). Da quanto riportato dallo studio del MIT, la Tennessee Valley Authority, nell’ambito del progetto per il riavvio di un impianto nucleare negli USA, stima un costo complessivo di O&M (esclusi i costi di combustibile) di circa 8 $/MWh. Lo studio di R. Tarjanne & S. Rissanen (2000), riporta costi di 7,2 €/MWh, riportati anche da AREVA (AREVA,2005). Sempre in ambito europeo, il progetto NEEDS (2005) stima per l’EPR costi di O&M tra 5 – 7 €/MWh. Infine lo studio CERI riporta per il reattore Candu 6 un costo complessivo di O&M pari a 9,2 €/MWh (pari a 12,9 Can$/MWh) mentre per il reattore ACR-700 esso scende a 7,75 €/MWh (pari a 10,85 Can$/MWh), leggermente più basso della stima dello studio Dominion per lo stesso reattore.

Costi per il decommissioning

Tutti gli impianti nucleari devono sostenere costi di decommissioning alla fine della propria vita operativa. I costi per il decommissioning sono stimati nel range del 10 – 30 % del costo di capitale iniziale dell’impianto, attualizzati al primo anno di vita dell’impianto. I costi decommissioning per gli impianti di ultima generazione si collocano nell’intervallo 320 – 440 €/kWe; per impianti di vecchia concezione e limitata diffusione nel mercato (gas grafite AGR di concezione inglese, o reattori di realizzazione sovietica quali i WWER) i costi, data la specificità dell’impianto, possono essere sensibilmente diversi.

Fonte	Tipo di reattore	Potenza Installata (MWe)	Costo (M€)	Costo specifico (€/kWe)
SOGIN (2004)	PWR (Trino) BWR(Caorso) MAGNOX (Latina) BWR (Garigliano)	270 860 210 160	300 600 600 300	1110 697 2857 1875
NEA (2003)	PWR BWR	1000 1000	320 420	320 420
Dominion (2004)	ABWR AP100 ESBWR ACR-700	1370 1150 1340 703	595 416 570 444	434 361 425 316
IAEA (2004)	WWER-440	440	212 – 632 ($1998)	480 - 1436
NRC (2004)	PWR BWR		233 341

Essendo sostenuti solo alla fine della vita operativa dell’impianto, i costi per il decommissioning incidono in misura ridotta su costo medio dell’energia durante la sua vita operativa.

Altri costi

Ulteriori costi connessi al funzionamento di un impianto nucleare riguardano:

• Ulteriori investimenti durante la vita operativa dell’impianto. Tali costi, classificati come costi per incremento del capitale, sono menzionati sia dallo studio di MIT sia dallo studio dell’Università di Chicago. In entrambi i casi sono stimati nei termini di 0,02 M$/MW/anno. In aggiunta, lo studio del MIT specifica che, a scopo semplificativo, tali costi sono trattati alla stregua di costi variabili.
• Costi di assicurazione. In molti paesi per esercire un impianto nucleare è necessario stipulare un’assicurazione per i rischi derivanti da suoi malfunzionamenti. In letteratura le informazioni circa l’ammontare del premio di questo tipo di assicurazioni e la sua modalità di pagamento sono scarse: a titolo di riferimento si riporta la stima apparsa sui quotidiani francesi, che per l’impianto EPR di Flamanville, stimava il costo dell’assicurazione pari a 600 M€, vale a dire 0,375 M€/MW.

Costi in percentuale

Ricapitolando:

• L’investimento iniziale pesa nell’ordine del 60-70 per cento del costo medio attualizzato;
• La spesa per il combustibile, a seconda degli scenari di prezzo, vale circa l’8-15 per cento (di cui circa il 60 per cento direttamente imputabile al prezzo dell’uranio sul mercato internazionale, il resto ai costi di arricchimento e trattamento);
• I costi di gestione e manutenzione pesano per circa il 5-10 per cento;
• Il costo del decommissioning e del trattamento del combustibile esausto, pur essendo molto rilevante in termini nominali, pesa in effetti per circa il 5-10 per cento del costo medio attualizzato.

Il costo dell'energia elettrica da fonte nucleare

Varie istituzioni autorevoli negli ultimi anni hanno stimato il costo dell'energia prodotta per tipo di fonte.

Fonte	Nucleare $(2007)/MWh	Gas $(2007)/MWh	Carbone $(2007)/MWh
Nea-Oecd	58,53-98,75	85,77-92,11	65,18-80,0
Cbo	73	58	56
Ec	65-110	65-78	52-65
Epri	73	73-97	64
House of Lords	90	78	82
Mit	84	65	62
Eia-Doe	107,42	77,36	101,73
Moody's	150,83	120,56	111,85

Come si vede, tra le stime proposte si registra una notevole variabilità, sia per il nucleare sia per le altre fonti. Se si prendono i valori estremi (escludendo Moody's poichè si discosta molto dalla media), il costo di generazione medio attualizzato del nucleare va da 58,53 $/MWh (studio Nea con WACC al 5 per cento) a 110 $/MWh (Commissione europea con Wacc al 10 per cento); per i cicli combinati a gas si va da 58 $/MWh (Cbo) a 97 $/MWh (Epri); per il carbone da 52 $/MWh (Commissione europea) a 82 (Camera dei Lord). I documenti ufficiali di Enel e del governo italiano parlano di 60 euro / MWh. I costi stimati per il nucleare non sono enormemente diversi, in misura statisticamente significativa e date le rilevanti incertezze, da quelli delle altre tecnologie: si può al massimo sostenere che è probabile che il carbone risulti leggermente più economico, sebbene la competitività del carbone sia criticamente dipendente dalle assunzioni che si fanno riguardo il prezzo della CO2 e la severità delle politiche ambientali.

La maggior parte degli scarti fra gli studi non dipende da componenti casuali, ma da alcune ipotesi che vengono fatte fin dall’inizio, le più importanti delle quali riguardano il Wacc e gli scenari sui prezzi futuri dei combustibili fossili (petrolio e gas). Quale sia il valore corretto del Wacc non può essere estrapolato dagli studi citati, perché è specifica del luogo e del momento in cui l’impianto nucleare viene realizzato, e della tecnologia impiegata, oltre che di una serie di variabili di natura generale. Oltre tutto, è proprio l’esiguo numero di centrali nucleari costruite negli ultimi due decenni nei paesi Ocse a ridurre il significato empirico degli studi esistenti: ciascun investimento va trattato come un unicum, non può essere generalizzato né, tanto meno, ha portata generale un’indagine che guardi ai costi effettivi sostenuti nel passato.

Quello che suggeriscono gli studi citati è che il nucleare può essere competitivo e va considerato come un’opzione realistica e più o meno conveniente in funzione di una serie di variabili, alcune delle quali di natura progettuale (per esempio quale reattore si intenda installare, quanti reattori facciano parte di un singolo ordinativo, e quali economie di scala si riescano a sfruttare), altre finanziarie (il costo del capitale), altre ancora di ordine più generale (gli scenari di costo dell’uranio, dei combustibili fossili, e della CO2).

Si veda come esempio la revisione (2009) dello studio del Massachusetts Institute of Technology (2003) che ha evidenziato, per gli impianti di nuova costruzione, che il costo del kWh nucleare è superiore a quello di gas e carbone e che tali costi di generazione elettrica sono cresciuti negli ultimi anni anche se quelli relativi al nucleare meno rispetto agli altri. Le principali differenze tra i costi di generazione delle centrali nucleari e di quelle a gas e carbone secondo il MIT sono le seguenti:

• le centrali nucleari richiedono un investimento significativamente più consistente delle altre;
• negli Stati occidentali i tempi di costruzione subiscono lunghe ed imprevedibili dilatazioni nei tempi dovute a proteste popolari e problemi di progetto (fenomeni "non presenti" in paesi quali Corea del Sud, Giappone e Cina);
• oltre ai frequenti maggiori costi derivanti dai ritardi nell'entrata in esercizio, ha valutato gli oneri finanziari in partenza superiori per le centrali nucleari rispetto alle altre, in quanto scontano i maggiori rischi con saggi di interesse più alti a favore degli investitori (interessi sui capitali prestati valutati al 10% per il nucleare contro il 7.8% per gas e carbone ed intero costo dell'impianto finanziato senza soldi propri).

Lo studio conclude affermando che: «Ridurre o eliminare questo premio di rischio fornisce un contributo significativo a rendere competitivo nucleare. Con il premio di rischio e senza una carbontax, il nucleare è più costoso sia del carbone (senza CCS) o gas naturale (a 7 $/MBTU). Se questo premio di rischio può essere eliminato, il nucleare diminuisce il suo costo e diventa competitivo con il carbone e gas naturale, anche in assenza di carbontax. Il report del 2003 trova che una riduzione del capitale iniziale è possibile ma non provata [...] e che il premio di rischio è eliminabile, solo con dimostrate performances [nella costruzione degli impianti nei termini preventivati]». Va sottolineato che tendenzialmente i governi riducono questo premio di rischio garantendo una parte del capitale evitando così il costo determinato dal mercato.

Anche la localizzazione del sito influenza gli esiti economici di una centrale: in presenza di un alto numero di centrali nucleari e di una filiera produttiva già attiva (come negli USA) il costo unitario di generazione risulta più basso.

Costo dell'elettricità per varie fonti alla generazione secondo studio del MIT del 2003 ed aggiornamento del 2009
	Costo di costruzione $/KW	Costo carburante $/mmBtu	Caso base c$/kWh	con aggiunta di Carbontax a 25$/tCO2 c$/kWh	Stessi interessi sul finanziamento c$/kWh
Studio del 2003, è stato utilizzato il valore del $ del 2002
Nucleare	2000	0.47	6.7		5.5
Carbone	1300	1.20	4.3	6.4
Gas	500	3.50	4.1	5.1
Studio del 2003 con aggiornamento del 2009, è stato utilizzato il valore del $ del 2007
Nucleare	4000	0.67	8.4		6.6
Carbone	2300	2.60	6.2	8.3
Gas	850	7.00	6.5	7.4

Opinioni sui costi

Il dibattito sul nucleare è sempre stato molto acceso e portato avanti da posizioni contrastanti. Per quanto riguarda i costi c'è chi sostiene che gli studi delle agenzie internazionali dimostrino la competitività del nucleare e la sua utilità, mentre secondo altri studi l'energia nucleare è economicamente svantaggiosa e gli enormi capitali necessari alla costruzione di un impianto ed alla gestione completa del ciclo del combustibile non possono essere compensati dalla produzione di energia.

Paine ha dichiarato: «L'analisi [...] suggerisce che anche nelle condizioni più ottimistiche (dove i costi sono considerevolmente tagliati ed i redditi salgono notevolmente), le centrali nucleari dell'attuale generazione, nel corso della loro vita, possono arrivare al massimo a coprire i costi».

I punti principali nella sua argomentazione sono:

• è improbabile che i costi di costruzione siano recuperati con l'attività dell'impianto, considerata la sua durata e il guadagno attesi;
• il costo delle altre fonti di energia (come petrolio, gas naturale, carbone) dovrebbe salire in modo non realistico affinché il nucleare diventi competitivo (mentre il costo delle fonti rinnovabili, già inferiore in alcuni casi, è destinato a scendere sempre più col migliorare delle tecnologie);
• l'impianto raramente funziona a pieno regime, secondo l'autore solitamente è sfruttato soltanto per un 58% (ipotesi controversa poichè al giorno d'oggi il fattore di utilizzo negli Stati Uniti è, in media, del 92%) dal momento che alcuni impianti periodicamente devono essere fermati per controlli di sicurezza. Aumentare questa percentuale ci esporrebbe inevitabilmente a un rischio;
• a conti fatti, l'energia nucleare sarebbe un investimento proficuo solo negli scenari più ottimisti (durata della vita massima, miglioramento della tecnologia, costi d'esercizio e dell'energia).

Paine non discute delle problematiche ambientali e delle esternalità economiche, come lo smaltimento delle scorie. Lamenta anche il fatto che i dati precisi sulla convenienza in termini economici dell'energia atomica non sono disponibili al pubblico.

Tesi simili sono sostenute dall'associazione ambientalista Greenpeace secondo cui: considerando 75 impianti statunitensi completati, si è constatato che i costi di costruzione totali effettivi sono stati di 145 miliardi di dollari contro i 45 previsti; in India gli stanziamenti previsti inizialmente per gli ultimi dieci impianti sono aumentati del 300%. I costi dipendono strettamente dai tempi necessari, che da uno studio del Consiglio Mondiale dell'Energia (WEC) sugli impianti in costruzione nel mondo tra il 1995 e il 2000 sono risultati essere aumentati da 66 a 116 mesi. Questo si dovrebbe all'aumentata complessità degli impianti. Tuttavia Greenpeace ha attirato su di se molte critiche per il modo di condurre le proprie analisi

Secondo invece le relazioni dell'Agenzia Internazionale dell'Energia e dell'Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico emergono dati diversi: il prezzo di un kWh nucleare ammonterebbe in definitiva, secondo le stime dell'OCSE, a circa 5 centesimi di dollaro se il tasso di sconto praticato è del 5%. Si tratta di un prezzo medio inferiore a quello dovuto alla produzione di un kWh con le altre fonti energetiche, mentre se si assume un tasso di sconto al 10% i costi salgono e le differenze fra fonti energetiche si riducono.

Secondo altri studi, la dimostrazione della non economicità dell'elettricità da fissione nucleare è che, negli ultimi anni, alcune aziende private hanno cambiato i loro progetti riguardanti la costruzione di nuove centrali in area Ocse. Nel 2009 infatti ci sono stati dei casi di rinunce da parte di compagnie elettriche: ad esempio, la MidAmerican Nuclear Energy Co, operante in Idaho, ha rinunciato alla realizzazione dei suoi progetti di espansione del numero di reattori; la AmerenUE, operante in Missouri ed Illinois, ha anch'essa rinunciato alla costruzione di un reattore EPR. Entrambe le compagnie hanno evidenziato che l'alto costo di realizzazione nel sito in esame non si tradurrebbe per il momento in una riduzione del costo dell'energia elettrica. Tuttavia va anche evidenziato come nel corso degli ultimi decenni la tendenza è stata quella di potenziare con l'aggiunta di nuovi reattori nello stesso sito centrali già esistenti (vedasi caso Okliuoto), senza contare che attualmente ci sono delle centrali in costruzione nei paesi più industrializzati ed altre sono in fase di progetto.

Bibliografia

Cesi Ricerca, Valutazione dei costi di produzione dell'energia elettrica da fonte nucleare, 2006.

University of Chicago, The Economic Future of Nuclear Power Plants, 2004.

Massachusetts Institute of Technology, The Future of Nuclear Power plants - An Interdisciplinary MIT Study, 2003.

World Nuclear Association. The Economics of Nuclear Power, 2006.

Royal Academy of Engineering, The Costs of Generating Electricity, 2004.