Mantenere Gösgen e Leibstadt, sviluppare due nuovi reattori e garantire l’elettricità invernale ancora necessaria.
Riscaldamento e trasporti elettrici aumentano la domanda. Mantenere gli impianti produttivi riduce la fornitura da sostituire; nuovi reattori aggiungono elettricità anche nelle notti invernali. Proseguire l’esercizio richiede sicurezza e investimenti economicamente sostenibili.
Domanda e priorità nucleariPerché aggiungere nuovo nucleare?
Il programma considera circa 94.2 TWh annui usati dai clienti nel 2050, prima delle perdite di rete. È uno scenario di elettrificazione, con una quota per i data center, non una previsione. La domanda cambia con la meteo.
Scenario della domandaIl grafico mostra quanta elettricità manca ancora con diversi numeri di nuovi reattori. Ogni coppia di barre confronta la fornitura con e senza importazioni.
Elettricità aggiuntiva nell'intero anno, TWh · scala comune 0–24. Le etichette mostrano il totale dopo tutta la produzione e l'accumulo modellati.
Nessun nuovo reattore
1 nuovo reattore
2 nuovi reattori
3 nuovi reattori
Le barre senza nuovi reattori escludono quelle unità senza sostituirle. La sezione successiva verifica un insieme che le sostituisce con più solare e batterie.
Ogni nuova unità ha la stessa potenza e un fermo annuo di manutenzione ipotizzato di 30 giorni. Il fermo della terza si estende a ottobre; le prime due si fermano in estate. Parte della differenza di produzione invernale deriva da questa scelta di calendario. Un parco reale dovrebbe programmare la manutenzione secondo le esigenze del sistema e i vincoli degli impianti.
Date di manutenzione diverse e chiusura delle centrali esistenti
Spostare interamente in estate la manutenzione della terza unità riduce il deficit annuo a 1.07 TWh con importazioni fino a 2 GW. Il confronto delle aggiunte usa questo calendario estivo. Scenario con manutenzione estiva
| Nuovi reattori | Deficit invernale TWh | Deficit annuo TWh |
|---|---|---|
| 0 | 20.93 | 23.28 |
| 1 | 16.69 | 17.91 |
| 2 | 12.55 | 13.27 |
| 3 | 8.8 | 9.02 |
Quando vi sono deficit anche in estate, il valore invernale è una possibile ripartizione stagionale del totale annuo. Il file scaricabile comprende tutti e tre gli anni meteorologici, i limiti alle importazioni e le scelte del parco.
Questo confronto fisico presuppone la realizzazione di ogni nuova unità. Una terza richiede ancora un sito, autorizzazioni, impegni dei fornitori e finanziamenti sostenibili. Non è un calendario di progetto né il calcolo del portafoglio meno costoso.
Definizioni dei parchi comparabili e risultati di tutti gli scenari · Risultati degli scenari (CSV)
Con questa meteo impegnativa e importazioni fino a 2 GW, due reattori riducono l’elettricità ancora mancante da 13.3 a 4.6 TWh nell’anno. Raccomandiamo quindi di sviluppare ora i primi due progetti e valutare un terzo insieme ad altre aggiunte invernali affidabili.
Confronto dei parchiE con più solare e batterie invece?
Abbiamo verificato un insieme senza nuovi reattori, aggiungendo invece 20 GWp solari e 40 GWh di batterie. Con la meteo del 2016/17, lascia 8.2 TWh mancanti nell’anno, contro 4.6 TWh con due reattori. Nell’ondata di freddo del 2011/12, però, riduce maggiormente il massimo deficit orario: 4.1 GW contro 6.1 GW.
Alternative comparabiliUn reattore aggiunge energia invernale; una batteria accumula elettricità prodotta in un’altra ora. Entrambi possono aiutare, in modi diversi. L’insieme con due reattori ha il picco inferiore negli altri due anni meteorologici verificati. Questi deficit orari sono risultati preliminari. Prima di dimensionare gli impianti servono verifiche tecniche su riscaldamento al freddo, accesso alle turbine e vincoli di rete. È un solo insieme verificato con solare e batterie. I risultati fisici non stabiliscono quale investimento dia il miglior valore per franco.
Confrontare reattori, solare, batterie e idroelettrico in tre anni meteorologici
2016/17 — pressione sull'energia invernale
| Modifica del parco | TWh / anno | GW |
|---|---|---|
| Due nuovi reattori: riferimento | 4.64 | 2.99 |
| Aggiungere un terzo reattore da 1,1 GW | 1.07 | 1.91 |
| Aggiungere 10 GWp di solare ordinario | 4.11 | 2.98 |
| Aggiungere batterie da 40 GWh / 10 GW | 2.58 | 1.49 |
| Aggiungere 240 GWh di capacità nei bacini | 4.64 | 2.99 |
| Aggiungere 1 GW di fornitura invernale costante | 1.32 | 1.99 |
| Nessun nuovo reattore; aggiungere 20 GWp solari e 40 GWh di batterie | 8.17 | 3.45 |
2011/12 — forte ondata di freddo
| Modifica del parco | TWh / anno | GW |
|---|---|---|
| Due nuovi reattori: riferimento | 3.52 | 6.15 |
| Aggiungere un terzo reattore da 1,1 GW | 0.2 | 5.07 |
| Aggiungere 10 GWp di solare ordinario | 3.03 | 6.15 |
| Aggiungere batterie da 40 GWh / 10 GW | 1.05 | 3.08 |
| Aggiungere 240 GWh di capacità nei bacini | 3.52 | 6.15 |
| Aggiungere 1 GW di fornitura invernale costante | 0.21 | 5.15 |
| Nessun nuovo reattore; aggiungere 20 GWp solari e 40 GWh di batterie | 6.72 | 4.07 |
2021/22 — anno secco
| Modifica del parco | TWh / anno | GW |
|---|---|---|
| Due nuovi reattori: riferimento | 3.08 | 0.98 |
| Aggiungere un terzo reattore da 1,1 GW | 0 | 0 |
| Aggiungere 10 GWp di solare ordinario | 2.61 | 0.84 |
| Aggiungere batterie da 40 GWh / 10 GW | 0 | 0 |
| Aggiungere 240 GWh di capacità nei bacini | 3.08 | 0.98 |
| Aggiungere 1 GW di fornitura invernale costante | <0.01 | 0.75 |
| Nessun nuovo reattore; aggiungere 20 GWp solari e 40 GWh di batterie | 5.85 | 1.82 |
Sviluppare l'opzione del terzo reattore e acquistare separatamente la riduzione dei picchi. Nella prova dell'ondata di freddo, il confronto con solare e batterie riduce il picco più del riferimento con due reattori, ma lascia più elettricità da fornire durante l'anno. Per questo contano entrambe le colonne.
Che cosa cambia, che cosa resta fisso e che cosa manca
Il riferimento mantiene Gösgen e Leibstadt e comprende 53 GWp solari. Tutti gli scenari usano le riserve idriche registrate a ottobre. Il terzo reattore ha manutenzione estiva. Il solare aggiunto segue lo stesso profilo svizzero ordinario; non rappresenta pannelli alpini o eolico. La batteria offre 40 GWh utilizzabili in scarica, 10 GW di potenza e un rendimento del ciclo dell'85%. Inizia e termina vuota.
La capacità aggiuntiva dei bacini non aggiunge acqua iniziale, afflussi o potenza delle turbine. Il beneficio limitato in questa prova non misura i progetti che trattengono più acqua prima di ottobre. La fornitura invernale da 1 GW è un'ipotesi ideale: combustibile, permessi e proprietario restano da definire. Le centrali esistenti continuano a funzionare nello scenario senza nuovi reattori.
Sono investimenti di dimensioni diverse, non una classifica per franco. Per quel confronto servono ancora profili comparabili di eolico e solare alpino, prezzi finali, durate di vita e costi di rete. Il file scaricabile comprende i tre anni meteorologici e le varianti senza importazioni.
48 calcoli comparabili e ipotesi · Risultati e definizioni (JSON) · Metodo (inglese) · Codice di calcolo (ZIP)
L’acqua cambia la fornitura invernale ancora necessaria
I bacini aiutano a portare energia verso l’inverno. L’acqua che contengono a ottobre cambia la fornitura aggiuntiva necessaria. Al programma con due reattori serve ancora elettricità aggiuntiva anche quando il modello parte con bacini quasi pieni.
- 1I bacini possono partire quasi pieni3.09 TWh
Il modello sceglie la riserva iniziale e può usare tutta l'energia accumulata assegnata ai bacini naturali.
- 2Partire dalle riserve idriche registrate a ottobre4.64 TWh
Si usa la riserva registrata per questo anno meteorologico. La fornitura ancora necessaria aumenta.
- 3Mantenere anche una riserva d'acqua5.64 TWh
Si parte dalle stesse riserve registrate e si conserva nei bacini naturali acqua equivalente ad almeno 1 TWh.
Richiedere offerte invernali per questo intervallo, indicando esplicitamente il prezzo del servizio idroelettrico. Il livello minimo di 1 TWh è una riserva operativa ipotizzata. Il modello aggrega i bacini e conosce la meteo in anticipo. Diritti, riserve e collegamenti fluviali reali limitano la fornitura.
Energia e potenza richiedono contratti diversi
Con le condizioni meteorologiche del 2011/12, limitare all'80% l'accesso alle turbine dell'idroelettrico naturale porta il massimo deficit orario da 6.15 a 7.99 GW. Entrambi gli scenari partono dalle riserve idriche registrate.
I loro deficit energetici annui sono 3.52 e 3.52 TWh. La quantità d'acqua limita l'energia erogabile; l'accesso alle turbine limita la velocità di erogazione.
Questi deficit orari di potenza sono risultati preliminari. Prima di definire gli impianti di riserva serve una valutazione tecnica del riscaldamento nelle ore fredde, delle cascate idroelettriche reali e dei vincoli di rete.
Riserve idriche comparabili, limiti delle turbine e risultati orari
Ai fornitori elettrici servono contratti invernali dimensionati sull’acqua realmente disponibile. I proprietari idroelettrici devono essere remunerati per conservare acqua e usarla più tardi. Le nostre priorità idroelettriche sono Grimsel 4 per più potenza delle turbine, l’ampliamento del Grimselsee e lo spostamento proposto a Mattmark per più fornitura invernale. Gli attuali scenari orari non attribuiscono fornitura aggiuntiva a questi progetti futuri. Il loro contributo dipende da permessi, costruzione, diritti idrici e contratti sostenibili. Servizi dei progetti idroelettrici · Proposta invernale di Mattmark
Elettricità per tutto l’inverno e potenza per il massimo deficit orario
Energia: quanta ne manca?
4.6 TWh
Elettricità aggiuntiva su un anno con il clima del 2016/17. È come il volume d'acqua che un serbatoio deve contenere.
Potenza: quanto rapidamente deve arrivare?
6.1 GW
Deficit orario massimo con il clima del 2011/12. È come la quantità d'acqua che un tubo deve far passare contemporaneamente.
Sono inverni diversi a determinare i due requisiti. Nell'anno con l'ondata di freddo, il deficit annuo è di 3.5 TWh; nell'anno con meno energia disponibile, il picco è di 3 GW.
Entrambi gli scenari includono 53 GWp di solare, riserve idriche registrate a ottobre e importazioni fino a 2 GW. Prevedono manutenzione programmata senza fermi prolungati. Riscaldamento al freddo e accesso alle turbine idroelettriche richiedono ulteriori verifiche tecniche prima di dimensionare gli impianti.
Come i fermi e l'efficienza del riscaldamento cambiano il fabbisogno
| Ipotesi di esercizio | Deficit invernale TWh | Deficit annuo TWh | Massimo deficit orario GW |
|---|---|---|---|
| Manutenzione programmata | 4.64 | 4.64 | 2.99 |
| Fermo invernale di un reattore per 90 giorni | 6.5 | 6.5 | 4.07 |
| Riscaldamento meno efficiente al freddo | 5.86 | 5.86 | 4.51 |
| Fermo e minore efficienza del riscaldamento insieme | 7.74 | 7.74 | 5.59 |
Il fermo rende indisponibile un nuovo reattore da gennaio a marzo. È una prova di stress scelta senza una probabilità assegnata. Ogni totale include il deficit di base: sommare le righe conterebbe due volte la stessa energia.
La prova sul riscaldamento ipotizza prestazioni inferiori delle pompe di calore negli edifici appena convertiti, soprattutto nelle ore fredde. Trasferisce al 2050 l'incremento delle conversioni previsto per il 2035, come analisi di sensibilità circoscritta. I valori invernali descrivono una gestione possibile degli impianti. Il modello minimizza il deficit energetico annuo e il massimo deficit orario.
Il deficit orario indica la potenza necessaria dopo la gestione programmata degli impianti. Un arresto improvviso richiede anche una risposta rapida. Questi totali, da soli, non dimensionano tale servizio.
Scenari di esercizio comparabili, ipotesi sul riscaldamento e limiti del modelloIpotesi su solare, nucleare e bacini
La quota dei data center mantiene costante fino al 2050 uno scenario pubblicato per il 2030, sottraendo la crescita già compresa nel riferimento settoriale. Una crescita maggiore richiede più fornitura. La potenza solare è un dato di prova; siti, sostituzioni, allacciamenti e acquirenti richiedono ancora un programma sostenibile.
Perimetro di domanda e solareAnche con due reattori servono importazioni invernali
Con due nuovi reattori, l’acqua registrata nei bacini e importazioni fino a 2 GW, al modello servono almeno 7.5 TWh dall’estero nell’inverno 2016/17 per mantenere questo livello di fornitura. Questo minimo mantiene il deficit annuo a 4.6 TWh e lascia invariato il massimo deficit orario. Eliminare le importazioni lascia 12.7 TWh mancanti nell’intero anno.
Dipendenza dalle importazioniPer questo due reattori sono un primo programma di costruzione, non l’intero piano di sovranità energetica. Più produzione nazionale invernale riduce la dipendenza dall’elettricità disponibile all’estero nelle stesse ore difficili. Gli scambi restano utili, ma un contratto richiede sia l’elettricità sia un collegamento transfrontaliero affidabile.
Confrontare limiti alle importazioni, importazioni lorde e nette
Elettricità aggiuntiva nell'intero anno, TWh · scala comune 0–13. I totali invernali sono riportati separatamente sotto.
| Limite alle importazioni | Deficit invernale TWh | Deficit annuo TWh |
|---|---|---|
| 2 GW | 4.64 | 4.64 |
| 1 GW | 8.25–8.45 | 8.45 |
| 0 GW | 12–12.65 | 12.65 |
Anche con il limite di 2 GW, il modello richiede almeno 7.47 TWh di importazioni lorde invernali per mantenere questo livello di approvvigionamento annuo. Questo minimo mantiene invariati il deficit energetico annuo e il massimo deficit orario. La dipendenza resta dopo aver usato le risorse nazionali ipotizzate.
Il limite alle importazioni deve essere sostenuto da elettricità disponibile all'estero e da collegamenti transfrontalieri affidabili. Una maggiore produzione nazionale invernale riduce questa dipendenza. I surplus nelle ore soleggiate non possono, da soli, alimentare ore diverse.
Quanta elettricità importata usa lo scenario di riferimento?
Questo minimo mantiene fissi il deficit energetico annuo e il massimo deficit orario. Le importazioni annue e la ripartizione stagionale dei deficit possono cambiare. Questo programma di esercizio lascia 4.64 TWh scoperti in inverno.
Anche nell'ipotesi più generosa, con il livello iniziale dei bacini scelto dal modello, le importazioni lorde invernali variano tra 7.43–7.45 TWh. Ciò equivale a circa il 85% di una fornitura continua al limite di 2 GW.
Le importazioni lorde contano l'elettricità che entra in Svizzera. Quelle nette sottraggono le esportazioni nelle altre ore. Qui possono variare tra 4.79–7.45 TWh a parità di deficit annuo, massimo deficit orario e importazioni lorde annue.
Sono programmi di esercizio alternativi realizzabili, non previsioni commerciali. Le importazioni annue restano al totale della soluzione salvata. Questi estremi non stabiliscono il minimo possibile delle importazioni invernali per ogni politica commerciale.
Limiti comparabili alle importazioni, definizioni lordo/netto e intervalli di esercizio
Lo stesso sistema potrebbe anche esportare nell’anno?
| Clima | Minimo | Massimo |
|---|---|---|
| 2011/12 | -8.1 | +11.6 |
| 2016/17 | -8.1 | +8.5 |
| 2021/22 | -7.7 | +7.4 |
Ogni intervallo mantiene fissi il deficit annuo, quello orario massimo e le importazioni lorde annue del riferimento. Le esportazioni possono usare fino a 8 GW. Parte della domanda resta scoperta: sono programmi possibili, non previsioni di un piano completo. Gli scambi effettivi dipendono dai prezzi e dalla domanda estera.
L’intervallo dipende dalla quota di surplus esportata invece di lasciarla inutilizzata, oltre che dalla programmazione degli impianti e degli scambi. Sono programmi di esercizio alternativi del modello, non vendite previste. Esportazioni nette annue e fornitura invernale affidabile sono prove distinte. Combustibile, diritti idroelettrici e rete contano anch’essi per la sovranità.
Perimetro di esportazioni e sovranitàSostituire Beznau prima dell’arrivo dei nuovi reattori
Le date di lavoro per i nuovi reattori sono 2047 e 2050, ciascuno da circa 1.1 GW netti. Il ritiro di Beznau annunciato dal proprietario viene prima. Ai fornitori elettrici serve quindi un programma sostitutivo separato, mentre i proprietari sviluppano le nuove centrali. Date e dimensione proposte · Intenzioni operative di Beznau
- 2027–2030Preparare due progetti nucleari
Confrontare siti e progetti. Definire proprietario, fornitori e modalità di finanziamento.
- 2027–2033Contrattualizzare la fornitura invernale intermedia
Garantire elettricità regolare e copertura separata dei fermi prima della chiusura di Beznau.
- 2032–2033Sostituire la produzione di Beznau
Chiusure annunciate dal proprietario: unità 2 nel 2032; unità 1 nel 2033.
- 2030–2039Preparare il prolungamento dell'esercizio di Gösgen
Prendere una decisione documentata su sicurezza e investimento prima dei 60 anni di esercizio.
- 2035–2044Preparare il prolungamento dell'esercizio di Leibstadt
Mantenere una fornitura sostitutiva se proseguire l'esercizio diventa insostenibile.
- 2037–2047Primo nuovo reattore
Periodo ipotizzato di costruzione e messa in servizio. Esercizio commerciale nel 2047.
- 2040–2050Secondo nuovo reattore
Per l'avvio ipotizzato nel 2050 servono costruzioni sovrapposte.
Le finestre preparatorie sono scadenze da noi proposte. Le date di Beznau sono intenzioni annunciate dal proprietario. Le date dei nuovi reattori sono ipotesi di pianificazione. Prolungare quelli esistenti dipende dalla sicurezza e dalla sostenibilità economica per i proprietari.
Programma datato, dipendenze e ipotesi di costo Beznau: intenzioni operative del proprietario
Le date dei nuovi reattori dipendono dal percorso legale, dalle autorizzazioni, dai fornitori e dai finanziamenti. Se un progetto ritarda, i contratti sostitutivi devono durare più a lungo. Restano possibili ulteriori ritardi o cancellazioni. Il capitolo 2035 presenta il programma di fornitura per gli anni precedenti.
Siti, cantieri sovrapposti e investimenti per tappe
Il lavoro sulla seconda unità deve sovrapporsi alla prima per rispettare queste date. Squadre e fornitori condivisi possono aiutare, ma si impegna il secondo progetto prima di conoscere il funzionamento del primo. I contratti dovrebbero seguire tappe dimostrate di progettazione, costruzione e messa in servizio, con possibilità di fermarsi se le prove peggiorano.
Il budget presume lo stesso costo per entrambe le unità. Uno sconto sulla seconda costruzione richiede un’offerta concreta.
Ipotesi di realizzazione e costo unitarioI dossier storici di Beznau, Mühleberg e Niederamt costituiscono una biblioteca iniziale per confrontare i siti. Pericoli esterni, raffreddamento, diritti idrici e allacciamenti richiedono aggiornamenti. Occorre valutare tutte le esigenze di sito e infrastrutture delle due unità.
Dossier dei siti e lavoro incompletoI fondi di sviluppo dovrebbero essere sbloccati per tappe. Prima di ordinare la costruzione, al proprietario servono autorizzazioni, perimetro definito, impegni dei fornitori e responsabilità per i sovracosti.
Il finanziamento cambia quanto deve ricavare l’elettricità
La stima centrale per due reattori è di CHF 24.42 miliardi prima del finanziamento, a prezzi del 2026. È un budget analitico. Offerte dei fornitori e studi dei siti devono stabilire il prezzo impegnato.
Stima della costruzioneFinanziatori e investitori richiedono anche un rendimento per assumere rischi. Un rendimento richiesto maggiore impone più ricavi dall’elettricità. Il confronto seguente cambia quel rendimento mantenendo fisse le ipotesi di costruzione ed esercizio.
Prezzo dell'elettricità necessario per coprire i costi modellati del proprietario durante la vita della centrale. Scala comune: CHF 0–320 per MWh.
- 3% di rendimento richiestoCHF 115/MWh
- 5% di rendimento richiestoCHF 153/MWh
- 7% di rendimento richiestoCHF 202/MWh
- 10% di rendimento richiestoCHF 300/MWh
Ottenere finanziamenti a basso costo è una condizione da assicurare. Una garanzia può ridurre il costo finanziario del proprietario, trasferendo il rischio al garante. Questa esposizione va indicata insieme al minor prezzo dell'elettricità.
Lo stanziamento per le scorie copre gestione e stoccaggio, con finanziamento separato della disattivazione. Non è identificato un contributo specifico per lo smaltimento geologico. Prima di usare questi prezzi in un'offerta di finanziamento serve quindi una valutazione completa dei costi di smaltimento.
Copertura del finanziamento delle scorie e ricavi necessari rispetto a quelli ottenibili
Che cosa comprende il calcolo del proprietario
Si ipotizzano CHF 10 000 per kW di potenza netta prima del finanziamento e dieci anni di spese di costruzione. Sviluppo, rete e combustibile iniziale hanno stanziamenti separati. L'esercizio dura 60 anni, con produzione media ipotizzata all'85%.
Il costo comprende manutenzione ordinaria, combustibile e costi variabili, stanziamenti provvisori per assicurazione e scorie, un grande ammodernamento e contributi al fondo di disattivazione. Offerte svizzere precise e condizioni assicurative restano da definire. All'esposizione non assicurata agli incidenti non è assegnato un prezzo.
Questo è il prezzo medio che il proprietario riceve per l'elettricità. Le bollette pagano anche reti, altre forniture e oneri. Il modello orario usa un calendario di manutenzione e un'ipotesi di disponibilità distinti. La sua produzione non viene moltiplicata per l'85% dell'ipotesi finanziaria.
L'esempio precedente sul finanziamento della costruzione isola meno voci di costo. Questo calcolo del proprietario usa ipotesi proprie, più ampie, per manutenzione e finanziamento.
Flussi di cassa annui delle due unità (CSV) · Sensibilità a costruzione, produzione e finanziamento (JSON)
Raccomandiamo di ottenere opzioni di finanziamento con prezzi definiti e acquirenti a lungo termine prima di ordinare la costruzione. Questi prezzi presumono che le centrali vendano la produzione indicata al prezzo mostrato. L’elettricità invenduta lascia meno ricavi per coprire i costi del proprietario. Il capitolo nucleare aggiunge una quota per lo smaltimento e verifica vendite inferiori.
Intervallo degli investimenti e costi esterni al budget nucleare
La stima centrale comprende CHF 22 miliardi per gli impianti e CHF 2.42 miliardi per sviluppo, allacciamenti e combustibile iniziale. Questi stanziamenti sono ipotizzati fuori dal prezzo degli impianti. Un’offerta concreta deve eliminare eventuali sovrapposizioni. Cambiare il costo ipotizzato delle centrali dà CHF 14.65–36.63 miliardi prima del finanziamento.
Intervallo e perimetro del budgetIdroelettrico, solare, prolungamenti dei reattori esistenti, reti e riserve richiedono budget propri. Le stime pubblicate usano anni di prezzo e perimetri diversi. Un totale nazionale richiede costi comparabili. Il confronto solare valuta parchi maggiori, vendite estive, batterie e spostamenti idroelettrici remunerati. Il suo riferimento nucleare stagionale usa dati diversi da questo budget del proprietario.
Confronto dei costi stagionaliLa riserva richiede combustibile oltre che una centrale
Ai fornitori serve elettricità invernale regolare. Separatamente, i servizi di riserva richiedono potenza disponibile rapidamente ed energia sufficiente per una riparazione prolungata. La sola potenza nominale di una centrale d’emergenza non stabilisce quanto a lungo può funzionare.
Fornire interamente con combustibile liquido il deficit comparabile di 4.6 TWh richiederebbe circa 1.21 miliardi di litri. L’esempio presume un rendimento netto del 40% e 9,6 kWh di energia del combustibile per litro. Una fornitura prolungata richiede rifornimenti, oltre a un serbatoio.
Calcolo del combustibileSosteniamo riserve alimentate a combustibile dove necessarie, con disponibilità del combustibile, emissioni, costi e autorizzazioni espliciti. Alle centrali d’emergenza serve l’autorizzazione alla fornitura ordinaria prima di contarle per vendite invernali regolari.
Che cosa coprono i contratti di riserva proposti
I contratti proposti coprono 583 MW e richiedono combustibile equivalente a 16 giorni a pieno carico. Ciò corrisponde a 0.224 TWh elettrici. È un requisito contrattuale futuro, non una scorta misurata oggi. Proposta di riserva, sezioni 3.2.3 e 3.2.10 · Calcolo dell’energia a pieno carico
Le prossime decisioni che proponiamo
Avviare i progetti. Garantire la fornitura nel frattempo.
- Proprietari delle centrali: preparare le decisioni di prolungamento di Gösgen e Leibstadt e lo sviluppo per tappe di due nuovi reattori.
- Fornitori elettrici: ottenere offerte invernali prima del ritiro di Beznau, considerando bacini bassi e importazioni limitate.
- Proprietari delle centrali e fornitori: confrontare un terzo reattore con idroelettrico, accumulo, importazioni e riserva a combustibile per l’elettricità invernale ancora mancante. Acquistare separatamente potenza per le ore difficili.
Gli impegni di costruzione richiedono prezzi credibili, autorizzazioni, finanziamenti e responsabilità di realizzazione. Ai proprietari di idroelettrico, accumulo e riserve servono contratti sostenibili per i servizi.
Dati, codice di calcolo e incertezze residue
Il confronto calibrato verifica tre anni meteorologici selezionati. Un confronto separato per il 2035 con bacini liberi copre tredici anni. Questi campioni non stabiliscono probabilità o un margine di riserva definitivo.
Il modello aggrega i bacini, conosce la meteo futura e omette i vincoli interni di rete. Cascate idroelettriche reali, accesso dei proprietari, riscaldamento al freddo e contratti affidabili per importazioni o combustibile possono cambiare il risultato.
Non è assegnata una probabilità di fermo. Le prove di stress 2050 rendono indisponibile un nuovo reattore; quelle 2035 rendono indisponibile Leibstadt. I totali includono già il fabbisogno di base.
Condizioni private di costruzione, assicurazione e finanziamento restano da definire. La stima finanziaria non può assegnare costo zero a una responsabilità sconosciuta.
Dati calibrati e scenari (JSON) · Risultati comparabili (CSV) · Metodo di calcolo della fornitura · Catalogo delle fonti (JSON) · Codice della fornitura (ZIP; dati archiviati da acquisire separatamente)
Flussi di cassa separati dei proprietari (CSV) · Finanza e ipotesi originali del programma
Prosegui al riepilogo della strategia e alle scelte politiche proposte.
Riferimenti
- Winter supply, lake access and nuclear fleet comparisons
WattInfo · Scenari orari calibrati, 26 settembre 2026 - Import reliance, winter solar inputs and forced shortages
WattInfo · Calcoli su input archiviati, 25 settembre 2026 - Programme assumptions, dispatch choices and cost scope
WattInfo · Interpretazione degli input archiviati, 25 settembre 2026 - WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
WattInfo · Programma condizionato, 19 settembre 2026 - Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
WattInfo · Riscontri sulla realizzazione, 17 settembre 2026 - Historical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
WattInfo · Progetti storici, esaminati il 18 settembre 2026 - Convention on Nuclear Safety: tenth Swiss report
Swiss Federal Nuclear Safety Inspectorate (ENSI) · Decimo rapporto - Economics of extending Gösgen and Leibstadt to 80 years
BFE commissioned research · Rapporto datato 12 marzo 2026; data di pubblicazione non accertata - Visual explanations: seasonal stress, demand and storage
WattInfo · Dati dei capitoli illustrati e ipotesi didattiche esplicite - Mattmark: proposed dam raising
Axpo · Pubblicato il 2025-01-16 - Reserve financing: cost boundaries and fuel obligations
Federal Council · 2026-06-12 - WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
WattInfo · Analisi aggiuntiva dei riscontri del modello, 18 settembre 2026 - Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storage
WattInfo · Confronto condizionato dei componenti, 22 settembre 2026 - Supply scale, fuel and nuclear owner-cost sensitivities
WattInfo · 2026-10-02 - Matched electricity, peak-power and trade comparisons
WattInfo · 2026-10-02 - WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
WattInfo · Priorità proposte e verifica dell'approvvigionamento con ricarica fissa, 18 settembre 2026
Definizioni, calcoli e dati dei modelli sono disponibili nel registro delle fonti.