Nucleare italiano, costi e rischi restano da dimostrare

Il primo piccolo reattore nucleare italiano non ha ancora un costo reale verificato.

Chi pagherà il rischio

La questione principale riguarda la distribuzione dei costi. Quando una tecnologia non offre ancora cifre certe, gli investitori privati tendono a partecipare soltanto se una parte consistente dell’esposizione viene trasferita allo Stato, alle bollette o a garanzie pubbliche.

La legge delega sul nucleare contempla «eventuali modalità di sostegno alla realizzazione di impianti e alla produzione di energia», ma non chiarisce né la forma degli aiuti né il soggetto destinato a coprire eventuali perdite. La convenienza del progetto dipenderà quindi anche dal modello finanziario che il governo definirà nei decreti attuativi.

Il caso britannico di Sizewell C mostra il possibile esito di una simile impostazione. Il rapporto pubblicato il 28 ottobre dal Committee of Public Accounts della Camera dei Comuni definisce l’impianto «un pessimo affare per i contribuenti britannici». Il progetto, da 3,2 GW nel Suffolk, è controllato da un consorzio a maggioranza privata, ma il peso maggiore del finanziamento e dei rischi ricade sul settore pubblico.

I conti dei reattori modulari

Per Sizewell C la spesa prevista oscilla tra 40,5 e 47,7 miliardi di sterline, mentre l’avvio della produzione è collocato tra il 2039 e il 2043. Nell’ipotesi di spesa più elevata, i soci privati aumenterebbero il loro contributo di appena 30 milioni di sterline. A sostenere il resto sarebbero soprattutto i consumatori: 9,8 miliardi in più durante il cantiere e altri 12 miliardi nell’arco dei sessant’anni di funzionamento.

Il rapporto calcola che, per ogni sterlina aggiuntiva investita dai privati, le bollette ne sopporterebbero 727. Il comitato ricorda inoltre che nessun impianto nucleare occidentale di dimensioni analoghe è stato completato rispettando contemporaneamente tempi e preventivo iniziali.

L’Italia non prevede centrali di quella scala, almeno nei piani annunciati. La legge 169 del 2026, entrata in vigore il 15 ottobre, richiama per «neutralità tecnologica» i reattori modulari e quelli avanzati, lasciando ai provvedimenti successivi la selezione delle tecnologie. Il governo avrà dodici mesi per emanare le norme; le stime disponibili collocano l’eventuale entrata in funzione dei primi impianti non prima del 2033-2034.

L’idea alla base dei piccoli reattori modulari è produrre componenti in serie e ridurre durata e complessità dei cantieri. Per ora, però, in Occidente non esiste un impianto commerciale completato che consenta di confrontare le previsioni con i costi effettivi. Le stime finora disponibili hanno seguito una traiettoria crescente.

Il progetto NuScale nello Utah è stato abbandonato nel novembre 2023: il preventivo era passato da 5,3 a 9,3 miliardi di dollari e il valore obiettivo dell’elettricità da 58 a 89 dollari per MWh. In Gran Bretagna, Rolls-Royce guida il programma di Wylfa, ma davanti alla commissione Energia della Camera dei Comuni ha fatto sapere che il costo sarà definito soltanto negli anni precedenti alla decisione finale d’investimento, prevista nel 2029. Alla domanda sul valore complessivo dei contratti per tre reattori, la società ha risposto: «Non al momento».

L’unico cantiere occidentale già partito è quello di Darlington, in Ontario. Il primo modulo da 300 MW richiede 7,7 miliardi di dollari canadesi, comprese le opere comuni; per quattro unità il conto sale a 20,9 miliardi. Secondo un’analista di Wood Mackenzie, la sostenibilità economica dell’intero programma dipenderà da una riduzione dei costi che nessun piccolo reattore ha ancora dimostrato.

Nucleare e prezzi dell’energia

Le stime italiane confermano l’incertezza. Il Politecnico di Milano valuta tra 110 e 217 euro per MWh il costo dell’elettricità del primo piccolo reattore, indicando come intervallo più plausibile quello compreso tra 135 e 196 euro. Nell’ultima asta FER X, invece, il fotovoltaico è stato assegnato a 56,8 euro per MWh e l’eolico a 72,9 euro, con accordi della durata di vent’anni.

Il confronto non è completo: le tariffe ottenute dalle rinnovabili non comprendono accumuli, adeguamenti della rete e capacità di riserva necessari quando sole e vento hanno un peso elevato. È questo il principale argomento economico dei sostenitori dell’atomo. Lo stesso Politecnico stima che un sistema ottimizzato con una quota nucleare potrebbe ridurre del 15-17 per cento il costo della generazione nel 2050.

Il Piano nazionale integrato per l’energia e il clima indica un possibile risparmio di 17 miliardi con 8 GW nucleari entro il 2050. Il metodo utilizzato per arrivare a questa cifra non è però esplicitato; il ministero ha rinviato la spiegazione ad altra documentazione. Uno studio della Banca d’Italia, intitolato “L’atomo fuggente”, cita inoltre una valutazione della piattaforma ministeriale PNNS: per realizzare 8 GW di piccoli reattori servirebbero almeno 40 miliardi di euro di spese dirette, esclusi gli oneri finanziari.

Gli autori dello studio, Luciano Lavecchia e Alessandra Pasquini, ritengono possibile un effetto positivo sulla variabilità dei prezzi grazie a contratti di lunga durata. A loro giudizio, tuttavia, l’energia nucleare avrebbe «difficilmente un impatto significativo nel contenimento del livello dei prezzi finali».

Autorizzazioni e capacità pubblica

Nel 2025 le fonti rinnovabili hanno prodotto il 47,3 per cento dell’elettricità europea, secondo Eurostat. Una valutazione preliminare della Commissione europea sulla nuova direttiva prevede una quota del 65-70 per cento dei consumi energetici finali entro il 2040. L’Italia ha comunque sottoscritto a giugno, insieme ad altri 14 Paesi dell’Alleanza nucleare, una richiesta per sostituire l’obiettivo obbligatorio sulle rinnovabili con un riferimento più ampio all’energia pulita, comprendente anche l’atomo.

Il limite non è soltanto finanziario. La transizione italiana procede lentamente anche per la carenza di autorizzazioni, reti e aree disponibili. Alla fine di settembre gli impianti rinnovabili operativi erano 88,8 GW, contro i 131 GW previsti per il 2030. Il ritmo attuale è di circa 7 GW installati ogni anno, mentre ne occorrerebbero 10; nel 2025 l’eolico ha aggiunto 600 MW, a fronte di oltre 3.000 MW annui necessari.

Anie Rinnovabili sostiene che la Presidenza del Consiglio abbia ancora ferme autorizzazioni relative a 13 GW. Gli stessi uffici pubblici chiamati a sbloccare questi impianti dovrebbero contemporaneamente costruire l’intero sistema regolatorio del nucleare, scegliere i siti e affrontare il problema del Deposito nazionale per circa 98.000 metri cubi di rifiuti radioattivi, atteso da decenni.

Anche l’idroelettrico, fonte programmabile già presente in Italia da un secolo, resta in parte inutilizzato. La legge di bilancio assegna 800 milioni di euro ai bacini, ma le gare per le concessioni non sono ancora partite a livello nazionale. Carlo Stagnaro, dell’Istituto Bruno Leoni, ritiene che il governo «sembra non voler mettere in discussione gli attuali concessionari», lasciando irrisolto il tema della concorrenza.

Entro il 2030 sarà disponibile il primo riscontro sui costi effettivi del reattore di Darlington, mentre nel 2029 il Regno Unito dovrà decidere se procedere con Wylfa. Per l’Italia, impegnare nel frattempo risorse pubbliche e garanzie su una tecnologia ancora priva di costi consolidati significherebbe assumere un rischio non quantificato, mentre diversi progetti rinnovabili attendono soltanto le autorizzazioni.