In Copertina: Ingegneri camminano su una sezione di un piccolo reattore modulare a Saint-Paul-les-Durance, Francia. Foto: Nicolas Tucat/AFP/Getty Images

È in cor­so da alcuni anni a livello globale un rinascimento del nucleare spinto da agenzie come la IEA (International Energy Agency) e la IAEA (International Atomic Energy Agency) con prospettato raddoppio al 2050 della pro­duzione nucleare, ma anche da gruppi di paesi, dalla Commissione Europea (vedi tassonomia e riconoscimento del nucleare come produzione senza emissioni climalteranti) e dalla COP28.

In questo contesto, il governo Meloni, in carica dall’ottobre 2022, ha deciso di procedere per una reintroduzione del nucleare in Italia. È stata istituita, con il DM del 16/11/2023, la Piattaforma Nazionale per un Nucleare Sostenibile (PNNS) che ha avviato i lavori a fine 2023 ed ha concluso ad ottobre 2024 le proprie attività con il completamento dei compendiosi ed approfonditi rapporti dei 7 gruppi di lavoro coordinati dal presidente di ENEA e dall’amministrazione delegato di RSE. L’obiettivo è stato quello di definire una road map con orizzonte al 2050, con nuove tecnologie ”sicure e sostenibili” in particolare, nel settore SMR (Small Modular Reactors) e microreattori, AMR (Advanced Modular Reactors) di IV generazione e fusione nel lungo periodo.

In [3] il link al documento del Ministero Ambiente e Sicurezza Energetica (MASE) con la relazione introduttiva ed i documenti dei 7 gruppi di lavoro. Nella relazione introduttiva si menziona, tra l’altro, il principio di neutralità tecnologica e che sia il mercato a decidere tra le varie opzioni anche se non si dispone ancora di informazioni relative ai costi di tecnologie SMR ed AMR e -io aggiungerei- ai tempi realistici per la realizzazione ed esercizio di necessari prototipi per valutarne effettivamente performances e costi effettivi del kWh prodotto. La Relazione illustrativa alla PNNS sottolinea che le tecnologie SMR, gli AMR, i microreattori e fusione nucleare, oltre ad essere ancora in corso di sviluppo, assicurereb­bero elevati standard di sicurezza ed efficienza rispetto al passato. Ne consegue, anche alla luce della giurisprudenza costituzionale, che l’intervento normativo in essere, abbinato al cambio della situa­zione politica, non troverebbe alcun ostacolo posto dai referendum con cui l’Italia ha rinunciato, nel 1987 e nel 2011, alla produzione di energia da fonte nucleare.

A seguito di dichiarazioni di fine 2024 del ministro Urso del MIMIT e su spinta del ministero del tesoro, per favorire lo sviluppo di un nucleare italiano da utilizzare anche per esportazioni delle nostre industrie, ai primi di febbraio 2025, da comunicati stampa, appare l’accordo di tre partecipate del Tesoro per la formazione di una newco “ENEL, ANSALDO ENERGIA e LEONARDO per svolgere attività di ricerca e formazione di nuove competenze nel settore di reattori di terza generazione+ e di IV generazione nel settore SMR e AMR”. Sono apparsi sulla stampa obiettivi non sempre coincidenti per la NEWCO e suoi utilizzi da parte dei ministeri. Esperti delle tre società della newco hanno sottolineato l’importanza di una celere decisione politica e l’istituzione di un quadro normativo specifico per la produzione di energia nucleare.

Un disegno di legge delega per l’e­nergia nucleare è stato approvato dal Consiglio dei ministri “in esame preliminare” nella riunione del 28 febbraio 2025, sotto la presidenza Giorgia Meloni. In allegato [4] è riportato il link al comunicato stampa del CdM n. 116 che riassume lo scopo e le linee di intervento del ddl.

A seguito dell’approvazione dal CdM in esame preliminare del ddl, secondo le informazioni di stampa, è avvenuta la partenza di alcuni tavoli operativi tra i tre partecipanti alla NEWCO in attesa della formale costituzione della società che è avvenuta il 14/5/2025 con il nome di Nuclitalia [5] e con la nomina dei consiglieri; ENEL ha il 51% di quota, ANSALDO ENERGIA il 39% e LEONARDO il 10%; Presidente il Prof. Testa (ex rettore del Politecnico di Milano) ed amministratore delegato Mastrantonio, responsabile dell’unità Nuclear Innovation di Enel. Da notizie di stampa risulta in discus­sione la possibile estensione futura della partecipazione ad ENI e FINCANTIERI.

Per favorire lo sviluppo di un nucleare “sicuro e sostenibile” il governo è aperto ad incentivi come per le rinnovabili. Per favorire lo sviluppo di una promettente tec­nologia di AMR italiana e, in particolare, della tecnologia che fa capo a Newcleo che utilizza i laboratori di ENEA per lo sviluppo di un reattore AMR di 200 MW raffreddato a piombo fuso, si parla di un investimento di 200 milioni di €. È in fase di studio l’operazione d’ingresso dello Stato in Newcleo con una quota del 27%. Per quanto riguarda i tempi, si prevede l’approvazione del ddl da parte di Camera e Senato entro fine 2025 e, nei successivi 12 mesi, l’uscita di una serie di decreti legislativi per disciplinare l’intero ciclo di vita di una produzione nucleare, la costituzione di una autorità indipen­dente, la definizione degli oneri a carico dell’esercente la centrale, ecc.  Entro 24 mesi dall’entrata in vigore di ciascun decreto legislativo, il governo potrà adottare decreti con disposizioni integrative e si andrebbe, quindi, oltre l’attuale legislatura.

Considerazioni generali su un adeguato mix di nucleare e rinnovabili non programmabili per un sistema elettrico efficiente

L’introduzione di nuove centrali nucleari nel sistema elettrico di un paese coinvolge problematiche, costi e tempistiche che sono funzione delle tipologie e potenze dei reattori in discussione e dello specifico complesso di generazione, trasporto e andamento giornaliero della domanda elettrica del paese stesso e dalla facilità di siti con disponibilità di acqua per il raffreddamento e facilità di connessione alla rete; ma il grado di accettabilità della popolazio­ne e delle autorità locali gioca un ruolo fondamentale specie in un paese come l’Italia, reduce da due referendum contro il nucleare e dove risulta difficoltoso ed oneroso per tempi e relativi costi (che si aggiungono per l’investitore al costo di realizzazione dell’impian­to) inserire anche piccoli impianti energetici.

E, non solo in Italia, il nucleare evoca ancora lo spettro di possibili gravi incidenti e il problema di gestione per millenni di scorie radioattive, con un notevole impat­to sul pubblico. Inoltre, nel mondo occidentale, si aggiungono i gravi ritardi e sovraccosti rispetto al previsto per i primi reattori della generazione 3+.

Tuttavia, va riconosciuto che per questi stessi reattori si inizia ora a valorizzare una curva di apprendimento, una supply chain ormai ben strutturata (e l’Italia vanta molte interessanti aziende nella fornitura di componenti im­portanti) e l’utilizzo di uranio 235 a basse concentrazioni (circa 5%) rispetto a quelle previste per alcune nuove tecnologie di Generation IV (fino al 20% ed oltre) e dove l’unico fornitore attuale sarebbe la Russia.

Chiaramente, occorre tener conto dell’inseri­mento di un possibile sviluppo nucleare nell’esistente e previsto sviluppo di fotovoltaico ed eolico con le problematiche della loro aleatorietà di produzione e caratteristiche tecnologiche intrinseche che richiedono una serie di investimenti e costi addizionali per il sistema elettrico al fine di consentire una fornitura di qualità e sicura del kWh all’utenza finale. I costi addizionali vanno ad aggiungersi, per l’utente finale, al loro interessante costo di produzione al sito delle centrali eoliche e fotovoltaiche con forti e continue diminuzioni nel tempo.

Secondo il Renewable Energy Report 2025, presentato il 27 maggio 2025 dall’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, in Italia:

- per impianti solari di taglia molto grande, nel caso di zone con alta insolazione, si hanno LCOE tra i 55 e i 65 €/MWh che salgono a 65-75 €/MWh nel caso di minor insolazione. Al diminuire della taglia gli LCOE crescono e per un impianto da 1MW in zone di forte insolazione si hanno valori di 70-80 €/MWh che diventano circa 95 €/MWh per bassa insolazione;

- per impianti eolici on shore in zone di alta producibilità gli LCOE sono nel campo 70-80 €/MWh che salgono a 85-95 €/MWh in zone di bassa producibilità.

Dal rapporto del 2024 dello Strategy Group, per l’agrivoltaico si stima un LCOE tra i 95 e i 115 €/ MWh, mentre l’eolico offshore registra valori compresi tra 115 e 135 €/MWh nel­la configurazione fissa e tra 150 e 180 €/ MWh in quella “floating”.

Considerando che il PUN (Prezzo Unico Nazionale del mercato all’ingrosso) è per circa i 2/3 del tempo fissato dal termoelettrico (gas) e che, in questi ultimi mesi, è intorno ai 115 €/MWh dopo valori ben più alti, il fotovoltaico e l’eolico on shore risulterebbero ben remunerati anche senza ricorrere ad aste per tecnologie che distorcono il mercato. Ma, per arrivare al costo del kWh all’utente, occorre aggiungere oneri addizionali al consumatore di circa 70-80 €/MWh per i servizi ausiliari indispensabili al nuovo eolico e fotovoltaico per garantire sicurezza e qualità al kWh finale.

I valori di LCOE in Italia sopra menzionati per eolico e fotovoltaico sono superiori a quanto si nota in altre nazioni europee per non parlare, ad esempio, di quelli in Cile, Marocco, MO ed Australia.

Si ricorda che il LCOE non è altro che il minimo prezzo del kWh da un investitore per recuperare tutti i costi pre e durante la costru­zione di un impianto, per l’esercizio e per il decommissioning a fine vita dell’impianto stesso con ripristino del sito secondo leggi locali e per accantonamenti (ad esempio, per il nucleare per i depositi delle scorie radioattive; per FV ed eolico per riciclo dei materiali). Il tutto in aggiunta ad accantonamenti e costi assicurativi per possibili indennizzi per danni a terzi lungo l’intero ciclo di vita dell’impianto.

Le principali sfide ed esigenze poste da una quota crescente di produzione di FER variabili sono riassunte più sotto in 8 categorie, non per minimizzare l’importanza delle rinnovabili ma per poter valutare correttamente i costi addizionali al loro costo del kWh al sito di produzione;  sono evi­denziate nei dettagli e grafici del rapporto ‘Variable Renewables Integration in Electricity Systems 2016 – How to get it right’pub­blicato dal WEC (World Energy Council) [6]  preparato da un gruppo di lavoro internazionale da me coordinato e comprendente 32 nazioni che avevano circa il 90% della totale potenza installata di fotovoltaico ed eolico a livello globale.

In sintesi, per le rinnovabili aleatorie, le principali sfide sono dovute a:

1. basso contributo alla potenza di cortocircuito per stabilizzare la tensione, evitare pericolose cadute di tensione su aree estese successive a guasti e supportare la stabilità del sistema elettrico;
2. basso contributo all’inerzia per ridurre al minimo le variazioni di frequenza e le possibili instabilità a seguito di perturbazioni nel sistema come guasti, perdita di generazione o di linee ecc.;
3. necessità di dispositivi di accumulo per tempi brevi ma anche lunghi (stagionali). Occorre notare il fatto quasi sempre trascurato che i Sistemi a batteria convenzionali non fornisco­no potenza di corto circuito ed inerzia significative rispetto a centrali termoelettriche o idrauliche con le masse rotanti dei loro alternatori e turbine ma in progressiva riduzione per la chiusura di centrali a combustibili fossili con l’espandersi delle quote di fotovoltaico ed eolico;
4. necessità di disporre di adeguata potenza rapidamente pro­grammabile e con rampe di carico notevoli per sopperire ad esempio alla rapida diminuzione di produzione dal fotovoltaico al calar del sole;
5. necessità dei cosiddetti mercati della capacità sicura per ga­rantire la fornitura di elettricità a seguito di possibili gravi contingenze;
6. espansioni del sistema di trasmissione e distribuzione per con­vogliare ai carichi l’energia prodotta nei siti di produzione fotovoltaica ed eolica più economici e, in Italia, sono concentrati al sud con carichi principali ed industrie al nord e centro;
7. regolazione accurata per evitare sprechi nell’avere una “sovracapacità” - overgeneration - (produzione di energia da impianti fotovoltaici ed eolici eccedente i requisiti di carico totale) da abbinare ad accumuli per trasferire nel tempo gli eccessi di produzione;
8. maggiori costi dei mercati di bilanciamento per mantenere in ogni istante la produzione elettrica pari al carico per contenere la frequenza nei limiti prefissati.

Viene anche sottolineato che il forte incremento nell’utilizzo di minerali/materie prime critiche per fotovoltaico, eolico e batterie potrà portare a limitazioni nel loro sviluppo e a forte aumento dei costi.

Vale la pena di ricordare che Terna per mitigare quanto nei punti 1e 2 e per la regolazione del reattivo e della tensione in rete sta installando 25 condensatori sincroni da 250 MVAR ciascuno e con adeguati volani.

Per quanto riguarda i mercati di capacità, in Germania si è verificata nel 2017 per tre settimane consecutive una massima produzione da fotovoltaico ed eolico di circa 8 GW dagli oltre 100 GW di foto­voltaico ed eolico connessi alla rete, spingendo all’introduzione di importanti mercati di capacità da produzione convenzionale anche fossile.

Per quanto riguarda il punto 6 (espansione del sistema di trasmissione per convogliare le rinnovabili) Terna ha in corso un ambizioso piano includente anche costosi collegamenti in corrente continua in cavo sottomarino nell’Adriatico e nel Tirreno.

Considerando gli investimenti previsti nel PNIEC 2024, per ovviare alle problematiche elencate negli 8 punti di cui sopra e valutando i loro costi di operation and maintainance e perdite per i cicli di carica e scarica delle batterie, al valore dell’LCOE al punto di produzione delle FER aleatorie, da qui al 2030 (oltre 10000 MW/anno di incremento), vanno aggiunti in media 70-80 €/MWh.

Per quanto riguarda il nucleare, il valore di LCOE dell’elettricità prodotta da nuove centrali in Europa occidentale è dell’ordine ad oggi di 120 €/MWh con reattori di terza generazione+ e con un fattore di carico di circa 8000 ore/anno come anche sottolineato dalla IEA. Sulla base di colloqui con alcuni membri di 2 gruppi di lavoro mondiali che ho coordinato in passato come WEC per il nucleare, prima e dopo Fukushima, si può considerare in prima approssimazione la seguente suddivisione per l’LCOE del MWh prodotto: 75% per costi dell’investitore pre costruzione (non trascurabili) e per costruzione con relativi oneri finanziari, 5% per il costo del combustibile a prezzi attuali e 20% tra costi di operation & maintenance con trattamento locale di combustibile e scorie e con accantonamenti per il disman­tling della centrale e contributi al  deposito finale delle scorie.

Chiaramente, come anche sottolineato nei documenti governativi, a differenza delle rinnovabili aleatorie, il nucleare presenta una programmabilità, contributi ad inerzia e potenza di corto circui­to, minimizzando investimenti addizionali al sistema rispetto alle rinnovali aleatorie. Presenta la possibilità di essere inserito in siti attualmente occupati da centrali alimentate da combustibili fossili dismesse o in fase di dismissione e con disponibilità di acqua di raffreddamento e collegamenti esistenti alla rete elettrica. Inoltre, ha la minima occupazione di terreno per unità di energia prodotta e per emissioni climalteranti nel suo life cycle.

Ma, chiaramente, il nucleare ha tempi di realizzazione e costi elevati di LCOE alla produzione rispetto alle rinnovabili, con operabilità salvo investimenti aggiuntivi, tra circa il 30% e 100% della potenza nominale e con flessibilità buone, non certo pari ad un ciclo combinato ma con possibilità di miglioramento con nuove tecnologie. Può portare ulteriori vantaggi al sistema paese nei mercati dell’energia e con riduzioni di emissioni ed energie primarie utilizzate, sfruttando la cogenerazione di elettricità e ca­lore per teleriscaldamento come in Europa dell’est e, in futuro, con gli sviluppi di nuove tecnologie che possono fornire calore ad alta temperatura per processi industriali.

La produzione di elettricità e/o calore per utilizzi finali dal nucleare chiaramente dipende da combustibili fissili importati ma, data la esigua percentuale del costo del combustibile sul LCOE pari a circa il 5%, risulta poco influenzato da variazioni del prezzo dell’uranio che, data l’alta densità di energia per unità di peso e volume, può essere stoccato facilmente per lunghi periodi, minimizzando l’effetto di situazioni geopolitiche almeno per qualche anno rispetto a rischi di non disponibilità o variazione dei prezzi del combustibile che potrebbero impattare la produzione nucleare ed i suoi costi.

Considerando il proposto utilizzo in Italia di SMR, viene spontanea la domanda: in un paese come l’Italia, dove i locali si op­pongono ad un piccolo FV od eolico nel loro back yard, si ritiene che faranno una differenza per permessi ed autorizzazioni, tra un reattore da 200 MW rispetto ad uno da 1400 MW?

Ricordo che il valore del LCOE, per un investitore, come già menzionato più sopra, è in funzione:

• dei costi pre-realizzazione di un impianto (ingegneria preliminare, scelta e certificazione ed autorizzazione dei reattori considerati e del sito, indennizzi locali, specifiche e bando di gara e definizione del contratto con il fornitore dell’impianto e costi per autorizzazione alla costruzione);
• costi di costruzione con relativi oneri finanziari ed autorizzazione al servizio;
• costo del combustibile;
• costi di O&M includendo il trattamento temporaneo di rifiuti radioattivi;
• costi di smantellamento dell’impianto e ripristino del terreno (green? da definire da autorità) e per accantonamenti per il deposito finale delle scorie.

Ricordo che per Hinkley Point in UK, EdF ha speso oltre 2 miliardi di sterline per certificazione del reattore ed autorizzazioni per il sito e per ingegneria pre-realizzazione di una centrale con 2 reattori.

Capiterà, come per il fotovoltaico, anche per gli SMR che per piccoli impianti sul valore di LCOE di un investitore incidano fortemente i costi pre-costruzione dell’impianto? Per avere 1400 MW da SMR da 200 MW cadauno - come dal PNIEC 2024 - occorreranno 7 pro­cedure di autorizzazione e rapporti con 7 comunità locali rispetto a quella di un solo reattore di generatione3+ a meno di non realizzare centrali con più SMR in un sito. Varrà la pena di considerare tale problematica nella valutazione dei costi di soluzioni proposte e di quota di energia da nucleare da poter raggiungere (11% previsto per il 2050).

Ricordo la frase della IAEA: «although SMRs promise lower upfront capital costs per unit, the overall economic competitiveness is yet to be proven».

Occorre procedere con sofisticati studi di sistema aggiornando con continuità i costi diretti ed indiretti per il sistema elettrico e per l’am­biente durante l’intero ciclo di vita per le due tecnologie in modo da dinamicamente aggiornare il mix di nucleare e rinnovabili non programmabili al fine di avere, a pari sicurezza delle forniture, il minor costo all’utenza dell’elettricità e, quindi, contribuire ad una competitività del sistema Italia.

Vorrei ricordare che la repubblica Ceca ha effettuato un’analisi dettagliata su possibili SMR da installare e, a fine 2024, ha scelto la Rolls- Royce come “strategic partner” con il suo reattore da 470 MW (potenza superiore all’usuale valore considerato di 300 MW per gli SMR) e basato su provata tecnologia PWR con relative sup­ply chains per componenti e sistemi e combustibile arricchito. “The government will now carry out a safety assessment of the British company as was done for those who bid for the recent large nuclear units contracts, involving key institutions to ensure it complies with the state’s security requirements”. Riterranno valida la certificazione in atto in UK e confermeranno l’accordo con Rolls-Royce se la stessa sarà uno dei 2 prescelti in Inghilterra per SMR su 5 contendenti e con adeguato inserimento di industrie locali nella supply chain. E non solo per realizzazioni in Repubblica Ceca ma anche per quelle che potranno essere effettuate da Rolls Royce in altri paesi.  

Occorre rimarcare che la società CZECK, come sopra menzionato, sta ottenendo dal governo l’OK a procedere con l’ordine ai sud coreani di 2 reattori da 1400 MW, per circa 15 miliardi di €, nella centrale di Temelin dove sono già in funzione 2 reattori russi; e ciò dopo aver ritenuto essenziale partire con grandi reattori per avere una quota adeguata di energia nucleare. Considerando, inoltre, la terza generazione più sicura ed affidabile dopo le lezioni apprese da EdF e Westinghouse dai disastri per gli impianti in Finlandia, Francia e Stati Uniti e valutando le ottime performances di reattori sudcoreani, russi e cinesi. Avendo escluso da possibili forniture Russia e Cina per noti problemi geopolitici, hanno qualificato ed invitato alla gara EdF, Westinghouse - Toyota e KEPKO.  CZECK, dopo aver scelto i sudcoreani a seguito di dettagliate analisi tecnico economiche, si trova a dover respingere i claims di Westinghouse per l’utilizzo di loro licenze e di EdF per ricorso alla Commissione Europea per sospettati aiuti di stato ai coreani, seguita da un avviso al governo della Repubblica Ceca da parte CE.

Chiaramente, un ritorno al nucleare in Italia, con l’importanza del coinvolgimento di forniture delle nostre industrie, non è certo un problema semplice e realizzabile in tempi brevi tenendo conto delle opposizioni e sfide sopra menzionate e necessita di una adeguata, effi­cace e credibile comunicazione e coinvolgimento della popolazione come rilevato nel decreto.  L’approccio su tecnologie non ancora a livello commerciale (SMR, AMR, microreattori e fusione più tardi), scelto forse per problemi legislativi conseguenti al risultato dei due referendum passati e nell’aspettativa di avere un reattore AMR da 200 MW italiano, è molto sfidante; implica però forti rischi per le tempistiche e i costi dimostrati, nella storia del nucleare, dai reattori FOAK (first of a kind),  Sembra, inoltre, in controtendenza a breve con quanto si sta realizzando a livello commerciale nel mondo (grossi reattori di generazione 3+ in costruzione come più sopra menzionato). E che si prevede nel caso in cui qualche località ed investitore si accordino per installare un gros­so reattore di terza generazione+ che vale, per energia prodotta, 7 SMR da 200 MW del tipo considerato nel PNIEC 2024?  

In ogni caso, rimangono aperti due problemi per così dire regolatori che condizionano gli sviluppi del nucleare:

• celere creazione e adeguato staffing di una autorità nucleare in­dipendente per definire chiaramente e celermente le regole per un possibile investitore, adeguando le nostre regole passate/esistenti e integrandole con quelle da altre autorità efficienti, evitando tempi e costi e accettando le loro certificazioni come ben recepito dalla legge delega.
• revisioni delle regole di mercato che qualificano la produzione di una centrale a produrre il giorno dopo in base al valore offerto della produzione al sito, indipendentemente dai costi addizionali di sistema che la specifica tecnologia necessita per fornire un kWh finale all’utenza sicuro e di qualità; questo penalizza chiaramente il nucleare e altre tecnologie rispetto alle rinnovabili e non porta alla minimizzazione del costo ai clienti finali. O si cambiano le regole addebitando i costi addizionali a chi li produce, o dando vantaggi a chi non crea tali problemi o imponendo una qualità dell’energia prodotta (contributo ad inerzia ed a potenza di corto circuito, storage ecc. con costi a carico dell’investitore); a meno di continuare a svilire il mercato con l’assicurazione di produ­zione e dispacciamento a chi vincerà aste dedicate a particolari tecnologie (come già fatto per le rinnovabili) con contratti per differenza e addebitando ai clienti finali gli oneri addizionali.

Considerazioni finali

Tenendo conto di quanto nei paragrafi sopra riportati di questo articolo e nella bibliografia, valgono ancora le conclusioni di [2] e mi auguro che il progetto del nucleare in via di attuazione in Italia veda il verificarsi del detto” per aspera ad astra” con un approccio flessibile e piani B di riserva, in un periodo turbolento come l’attuale, con una condivisione multipartisan convinta su dati e numeri concreti e realistici, e non distinta da preconcetti di entrambe le partigianerie (nuclearisti e rinnovabilisti) ma con un approccio di giusto compro­messo tra le ideologie e la ragione per gli interessi del paese.

Non sono entrato in questo articolo sull’utilizzo del nucleare per produzione di idrogeno che, per un paese come l’Italia, dovrebbe utilizzare elettricità intorno a 120 €/MWh da nuove centrali nucle­ari e che, anche con le previsioni per elettrolizzatori per efficienza e costi al kW previsti al 2030, darebbe un costo dell’idrogeno verde intorno ai 6€/kg; e ciò rispetto ai circa 2,5 €/kg H2 da reattori ammortati con costi di produzione di elettricità intorno ai 40 €/MWh e con un capacity factor intorno a 7000 ore/anno. Per l’utilizzo di reattori ad alta temperatura verrà la pena di ritornare sull’argomento quando tempi e costi saranno realisticamente verificati.

Le conclusioni di [2] si possono così riassumere con alcune aggiunte.

La decarbonizzazione è diventata un grande business spinto sia da positive posizioni più o meno ideologiche e sia da fornitori di macchinari, apparecchiature, sottosistemi per ottenere incentivi per le loro tecnologie e normative favorevoli al loro sviluppo.

Il percorso della decarbonizzazione sarà dettato dai paesi non OECD per dare l’energia necessaria per lo sviluppo sociale delle loro popolazioni e gli ambiziosi obiettivi di una UE, che conterà meno del 6% nelle emissioni climalteranti nel 2030, non influen­zeranno in modo significativo il processo di decarbonizzazione globale, rischiando di risultare irrealistici e con impatti negativi sulla competitività e con possibili opposizioni sociali.

Un grande sviluppo del solare e dell’eolico, con la loro possibile localizzazione e non programmabilità e caratteristiche dei loro impianti, crea costi dell’elettricità al cliente finale per i servizi ancillari necessari per una fornitura sicura e di qualità dell’energia elettrica.

Con crescenti consumi elettrici basati sulle nuove FER ed uso di veicoli elettrici, le forniture di alcuni minerali/materiali “critici” necessitano di analisi attente e costanti per future disponibilità e costi.

Per un rilancio del nucleare in Italia è importante evitare battaglie ideologiche tra nucleare e FER o viceversa; sono necessari un ap­proccio razionale basato su dati e fatti e comunicazioni adeguate e oneste alla popolazione basate su studi seri per un loro mix al fine di ridurre i costi ai clienti finali ed alla Nazione.

Il nostro Paese ha industrie importanti nella supply chain per centrali nucleari e, per una celere e apprezzabile quantità di energia dal nucleare, occorre essere realisti sui tempi e risulta prioritario definire i due problemi sopra accennati:

- creazione di un’autorità adeguatamente staffata con celere emis­sione di regole relative al completo ciclo di vita degli impianti;

- revisione delle regole attuali del mercato elettrico che risultano non efficaci per minimizzare il costo del kWh all’utente finale e pena­lizzano tecnologie senza emissioni climalteranti come il nucleare che presenta costi elevati del kWh al sito di produzione ma bassi costi di servizi ancillari, a meno di ricorrere ad aste per tecnologie distorcendo un vero mercato.

Le aspettative di elettricità a basso costo da SMR ed AMR in tempi rapidi e, soprattutto, dalla fusione possono generare illusioni con pericolose disillusioni; è indispensabile però procedere in ricerca e sviluppo e trarre esperienza da prototipi collegati in rete. Una percentuale ben ridotta di reattori SMR e specie AMR in numero e in totali MW di potenza installata sono in costruzione ad oggi nel mondo dove prevalgono reattori di terza generazione+ da 1000 MW ed oltre (con valori per nuovi impianti del CAPEX oggi intorno a 7000 $/kW in Europa ed in US ben superiori rispetto a Cina ed India e, in parte, Russia) ed i costi per l’investitore fino alla messa in servizio dell’impianto, sia per l’SMR da 10 anni in costruzione in Argentina e sia per i 4 SMR in Ontario vantatati come i primi SMR che entreranno in funzione  nel mondo occidentale, sono vicini a circa 20.000 $/kW.

Alcune tecnologie avanzate per la decarbonizzazione sono ben sviluppate e fornite da aree geopolitiche esterne all’OECD con quote di mercato mondiali dominanti a basso costo (ad esempio, la Cina per pannelli fotovoltaici, batterie al litio, veicoli elettrici ed elettroliz­zatori e la Russia per il nucleare con la Corea e la Cina emergenti) e rappresentano un fattore geopolitico e strategico per lo sviluppo di tecnologie verdi e del nucleare nel mondo OECD.

Un approccio che includa sanzioni sulla CO2 “internalizzata” in materiali, componenti e sistemi importati richiede analisi attente sulla applicabilità pratica controllabile e sugli effetti negativi della riduzione della competitività delle industrie dell’UE rispetto a quelle che non applicano tali sanzioni; ciò con un rischio crescente di delocalizzazioni all’estero delle industrie della UE e di aumento del costo degli investimenti green locali. Il protezionismo non è una strategia a lungo termine e necessita di analisi approfondite sulla futura struttura industriale e sulle competenze del personale dell’O­ECD e non incentiva l’efficienza locale e relativa riduzione dei costi.

Considerando le crescenti interconnessioni dei vari vettori energetici nei diversi settori (produzione di elettricità, edifici, trasporti, industria) con quote crescenti per l’elettricità, occorre un approccio di sistema che coinvolga tutte le loro tecnologie in evoluzione e le reali esigenze dei loro clienti/consumatori. Per il sistema elettrico ciò implica di considerare tutte le diverse tecnologie di generazione, tra­smissione e distribuzione dell’energia elettrica, compresi adeguati dispositivi/sistemi aggiuntivi per mantenere sicura e di alta qualità l’energia finale fornita con il supporto della intelligenza artificiale, della digitalizzazione e dell’evoluzione dell’elettronica di potenza; tutto ciò nell’ottica di sostenere le alternative a costi minimi per una nazione, per raggiungere gli obiettivi che devono essere realistici e comunicati con il loro impatto sui costi per evitare reazioni negative quando questi diventeranno evidenti.

*Alessandro Clerici è presidente onorario di WEC Italia e di FAST ed ex presidente di AEIT

Bibliografia

[1] A.Clerici- Sviluppi del nucleare nel mondo a maggio 2025 e nuovo approccio in Italia  - La Termotecnica maggio 2025 https://www.latermotecnica.net/sviluppi-del-nucleare-nel-mondo-a-maggio-e-nuovo-approccio-in-italia-34132

[2] A.Clerici - Il nucleare nel novembre  2024 in uno scenario elettrico globale con una quota crescente di eolico e solare - La Termotecnica novembre 2024 https://www.latermotecnica.net/il-nucleare-nel-novembre-in-uno-scenario-elettrico-globale-con-una-quota-crescente-di-eolico-e-solare-33099%20

[3] Piattaforma nazionale per un nucleare sostenibile - MASE https://www.mase.gov.it/portale/-/piattaforma-nazionale-per-un-nucleare-sostenibile-pubblicazione-rapporti-conclusivi

[4] Comunicato stampa del CdM del 28/2/2025 https://www.governo.it/it/articolo/comunicato-stampa-del-consiglio-dei-ministri-n-116/27778

[5] La nuova newco formalmente costituita il 14/5/2025   Nucleare in Italia, nasce la newco di Enel, Ansaldo e Leonardo: Nuclitalia

[6] World Energy Council (WEC) - ‘Variable Renewables Integration in Electricity Systems 2016 – How to get it right’. https://www.worldenergy.org/publications/entry/variable-renewable-energy-sources-integration-in-electricity-systems-2016-how-to-get-it-right