Sullo scenario nucleare Rse definito “conservativo” si basa la strategia del governo per il ritorno all’atomo. Qui si parla di primi reattori italiani nel 2034-2035 e fino a 8 GW al 2050.
Secondo un nuovo studio su Renewable and Sustainable Energy Transition, però, nell’intera Ue a metà degli anni Trenta potrebbero essere operativi non più di 1-3 GW di piccoli reattori modulari (Smr) e già arrivare a 20 GW nel 2050 sarebbe molto ambizioso e richiederebbe aiuti pubblici ingenti e prolungati. A firmare la pubblicazione, dal titolo “Europe’s SMR strategy needs a theory of time” (link in basso), sono Anastasia Pavlenko, Joel Adam Gordon e Aleh Cherp, della Central European University e dell’Università di Lund.
Intanto, per aiutarci rileggere con sguardo critico le ipotesi del governo e della Piattaforma nazionale per un nucleare sostenibile (Pnns), arriva anche una serie di dati raccolti e presentati l’11 ottobre da Arturo Lorenzoni, professore di Economia dell’energia all’Università di Padova (slide in fondo).
Le previsioni contro i precedenti storici
La differenza tra il nuovo studio e le valutazioni della Piattaforma per il nucleare sostenibile è anzitutto nel metodo. Brutalmente: la Pnns chiede agli osti quanto sarà buono il vino (e con che tempi verrà portato), mentre Pavlenko e gli altri coautori guardano invece alla storia di progetti analoghi.
La Piattaforma italiana costruisce infatti la roadmap “in primo luogo” sulle indicazioni dei partecipanti, cioè in primis di quelli che si sono imbarcati nel rilancio nucleare nazionale: assume così un primo Smr operativo all’estero nel 2034 e “conseguentemente” il primo reattore italiano nel 2036.
Gli autori del nuovo studio scelgono invece una valutazione esterna, confrontando i calendari dei promotori con quanto realmente accaduto nelle più rapide espansioni europee del nucleare convenzionale, dopo il 1965, e dell’eolico offshore, dopo il 2005.
In entrambi i precedenti furono realizzati 50-70 reattori o parchi eolici in 15 anni, circa 90 in vent’anni. Per raggiungere 17 GW di Smr ne servirebbero 57 da 300 MW, e per 53 GW – la stima più ottimistica al 2050 fatta dalla Commissione europea – ben 177.
La fabbricazione in serie, fa notare lo studio, può aiutare, ma non cancella siti, permessi, finanziamenti, cantieri e connessioni, né ha ancora dimostrato di compensare le diseconomie di scala dei piccoli reattori.
Non ci sono ad oggi Smr commerciali operativi fuori da Russia e Cina né cantieri avviati nell’Ue, si ricorda.
NuScale ha cancellato nel 2023 il progetto statunitense CFPP per insufficiente domanda, con un preventivo che era salito da 5,3 a 9,3 miliardi di dollari e una capacità progettata ridotta a 462 MW, portando il costo previsto oltre 20mila $/kW.
Il progetto rumeno della stessa NuScale – per sei Smr da complessivi 462 MW a Doicești – è slittato dal 2030 al 2033; quello francese NUWARD è stato ridisegnato, rinviando il primo esemplare dal 2030 al 2035.
È vero che esistono nuovi accordi e finanziamenti – negli Usa, nel 2025, TVA ed ENTRA1 hanno siglato un contratto non vincolante per fino a 6 GW di Smr NuScale, mentre il governo ha previsto fino a 800 milioni di dollari per tre reattori modulari di TVA e Holtec – ma per ora rimangono sulla carta.
La crescita fuori scala ipotizzata per l’Italia
Lo scenario Pnns/Rse da 8 GW nel 2050 comprende 7,6 GW di fissione avanzata (Smr, altri reattori modulari e microreattori) e 0,4 GW di fusione, tecnologia ad oggi solo in una preliminare fase sperimentale.
E gli 8 GW rappresentano solo la metà del potenziale nucleare ipotizzato da Rse, che arriverebbe a circa 16 GW. La Pnns italiana, cioè, stima che il nostro Paese installi, da solo, dal 40 all’80% di quanto il nuovo studio valuta si potrebbe realizzare in tutta l’Unione europea.
La Piattaforma, d’altra parte, ipotizza cantieri Smr che durino in media 3,5 anni, anche se riconosce che l’Isin faticherebbe a completare un’istruttoria in dodici mesi e che i primi Smr potrebbero avere iter non molto più rapidi dei grandi reattori.
In Italia resta inoltre tutta da definire anche la procedura per individuare i siti.
Poi ci sarà la fase di permitting: l’altro giorno il ceo di Erg ci ricordava che per il solo repowering eolico di Nulvi-Ploaghe, in Sardegna, sono trascorsi circa otto anni dall’avvio del progetto al via libera. E si parla di un progetto di eolico, con il consenso dei Comuni interessati, e di un rifacimento, non di un cantiere da avviare ex novo.
Immaginiamo cosa potrà voler dire autorizzare un Smr e superare probabili sindromi Nimby… Sondaggi diversi citati nella presentazione di Lorenzoni trovano il 51-60% di favorevoli al nucleare in generale, ma la quota crolla al 12-39% per centrali vicine a casa.
Sui tempi i precedenti europei non incoraggiano: Olkiluoto 3 è entrato in esercizio nel 2023 contro il 2009 previsto, Flamanville 3 è arrivato alla rete nel 2024 anziché nel 2012 e il primo reattore di Hinkley Point C è ora atteso nel 2030 anziché nel 2025.
Lo stesso Nicola Monti, amministratore delegato di Edison, azienda coinvolta nel programma italiano, all’Italian Renewable Investment Forum di Roma ha riconosciuto che fra leggi, permessi e cantieri avere un Smr in Italia in “meno di dieci anni è impossibile“.
Il professor Lorenzoni, applicando ai piani italiani i tempi di preparazione e costruzione dei grandi impianti, colloca un eventuale avvio tra il 2044 e il 2048.
L’incertezza dei costi e i confronto con rinnovabili e storage
Anche sui prezzi le ipotesi italiane sono tutte da verificare. La Pnns usa per gli Smr un investimento iniziale tra 4.400 e 10.000 €/kW, con riferimento centrale di 5.000, esclusi i costi per interessi durante la costruzione. Come abbiamo, il progetto Usa di NuScale sarebbe costato 20.000 $/kW, cioè circa 18mila €/kW.
Il paper di Pavlenko e colleghi fa riferimento a un costo livellato dell’energia (Lcoe) per i nuovi Smr di circa 112 €/MWh, superiore ai circa 90 €/MWh all’ingrosso dei paesi europei presi come riferimento.
Lazard per il 2026 per alcuni progetti Smr indica anche 214 $/MWh (stima illustrativa per impianti ancora da realizzare che la stessa società di consulenza giudica non direttamente confrontabile con le altre tecnologie) e 175-255 per i grandi reattori.
Guardando invece alle fonti rinnovabili, la stessa Lazard per il 2026 stima (per gli Usa) Lcoe senza sussidi di 40-98 $/MWh per il fotovoltaico e 61-156 per FV con batterie.
Per i grandi impianti fotovoltaici con batterie, ricordiamo, BloombergNEF stima un Lcoe medio mondiale di 57 $/MWh nel 2025, contro 39 $/MWh per il solo FV utility scale.
Per l’Italia, Ember 2026 valuta il costo dello spostamento dell’energia con batterie in circa 49 €/MWh (Lcos), che salirebbero a circa 64 €/MWh includendo la ricarica a basso prezzo (anche se va detto che questa stima presuppone valori ricavati dalla prima asta Macse, particolarmente competitiva).
Più concreti, anche se diversi da un Lcoe, sono i prezzi garantiti alle varie tecnologie ricordati da Lorenzoni: circa 57 €/MWh nella prima asta FV del Fer X transitorio, con CfD ventennale, contro 85-115 €/MWh prospettati per i sei Epr2 francesi, con copertura per quarant’anni, mentre Hinkley Point C ha uno strike price indicizzato di 89,5 sterline/MWh a valori 2012 e un CfD fino a 35 anni.
I dubbi sui “17 miliardi di risparmio”
Times-Rse, modello che ricerca la combinazione meno costosa delle tecnologie sull’intero sistema energetico, attribuisce allo scenario italiano con 8 GW nucleari un risparmio attualizzato di 16-17 miliardi di euro.
Bisognerebbe però vedere come cambierebbero i conti se variassero il costo effettivo e i tempi dei reattori (molto probabilmente sottostimati da Rse), il fattore di utilizzo, legato a domanda di elettricità e diffusione di rinnovabili e batterie e reti.
Da verificare nell’economia complessiva anche incognite non marginali quali il peso di finanziamento, combustibile, scorie e smantellamento.
Lo mostra anche uno studio del Politecnico di Milano e dell’Università dell’Insubria ripreso da Lorenzoni, che esamina 120 combinazioni di investimenti, tassi di sconto, tempi dei cantieri e sviluppo di reti e idrogeno, per selezionare la capacità nucleare economicamente conveniente al 2050 (non dunque quella che sarà realizzata).
Con 5.500 €/kW e dieci anni di costruzione, la simulazione sceglie 15 GW se reti e idrogeno non vengono potenziati, ma solo 6 GW se lo sono. A 8.300 €/kW e dieci anni però non sceglie nucleare in nessuno dei due casi; nemmeno con 5.500 €/kW secondo lo studio conviene fare nucleare, nello scenario con infrastrutture potenziate.
Un esercizio che mostra bene quanto basti cambiare le variabili costi, tempi o alternative disponibili per modificare il risultato.
Aiuti pubblici per decenni e altre incognite
Tornando al lavoro di Pavlenko e colleghi, la domanda che vi si trova non è se gli Smr avranno bisogno di sostegno pubblico, ma quanto e per quanto tempo.
Fra il 2012 e il 2023 l’eolico offshore europeo ha ricevuto oltre 35 miliardi di euro di sussidi, accompagnando circa 17 GW di capacità aggiuntiva; secondo gli autori, arrivare a 17 GW di Smr potrebbe richiederne ancora di più.
Le richieste, d’altra parte, arrivano già anche dagli operatori interessati al programma italiano. Edison propone finanziamenti agevolati, garanzie, copertura degli extracosti della prima serie e CfD; Ansaldo una partecipazione pubblica agli investimenti; il Gse ipotizza CfD, Ppa, garanzie e Rab, cioè un modello a base patrimoniale regolata che può remunerare il capitale già durante la costruzione, trasferendo parte dei rischi sulle tariffe.
Come abbiamo riportato, in Francia i sei Epr2 da 72,8 miliardi stimati prevedono prestiti statali agevolati per il 60% dei costi, garanzie e CfD per quarant’anni.
In Italia la legge delega è stata approvata definitivamente dal Senato lo scorso 23 settembre ed è in vigore da ieri, 15 ottobre, ma il cammino dell’Italia verso il nucleare deve praticamente ancora iniziare; sarà probabilmente lungo e accidentato e con una buona probabilità potrebbe non arrivare mai a destinazione.
Come detto, mancano siti, decreti attuativi e andranno definiti gli incentivi necessari. Lorenzoni ricorda il precedente del deposito nazionale per le scorie, per il quale ancora non si è deciso dove sarà fatto; oppure i costi previsti per lo smantellamento delle vecchie centrali italiane, che sono passati da 3,7 a 11,4 miliardi di euro, con fine lavori slittata dal 2019 al 2052, deposito escluso.
La questione centrale sollevata dal nuovo studio resta dunque senza risposta: quanto del programma nucleare italiano può essere considerato economicamente credibile, se ancora non sappiamo quando e dove si potranno costruire i reattori, né quanto costeranno?
