Sintesi

Il Parlamento ha approvato definitivamente la delega al Governo sul nucleare sostenibile, riaprendo dopo quasi 40 anni la possibilità di costruire in Italia nuovi impianti. Non significa però che domani possano iniziare i lavori: serviranno i decreti legislativi, le norme sulla sicurezza, le autorizzazioni, l’organismo di controllo, la disciplina delle scorie e soprattutto tecnologie concretamente disponibili. Il ministro Gilberto Pichetto Fratin indica il 2033-2034 come possibile data delle prime produzioni, precisando che si tratta di una stima legata all’evoluzione tecnologica.

La storia italiana è più complessa dell’espressione “il referendum chiuse il nucleare”. Nel 1987 gli italiani non votarono direttamente per spegnere le centrali, ma approvarono 3 quesiti che eliminarono alcune norme sulla localizzazione degli impianti, sui contributi agli Enti locali e sulla partecipazione dell’Enel a progetti nucleari all’estero. Dopo quella consultazione il programma venne progressivamente fermato e nel 1990 arrivò la scelta politica definitiva. Nel 2011 un secondo referendum bloccò invece il nuovo programma nucleare avviato pochi anni prima.

La scelta ha lasciato anche una lunga eredità economica: già tra il 2001 e il 2013 risultavano spesi circa 2,6 miliardi di euro per la dismissione, sicurezza e gestione del combustibile nucleare, mentre lo smantellamento degli impianti non è ancora concluso.

Il nuovo progetto punta soprattutto sugli SMR (Small Modular Reactor, piccoli reattori modulari). La loro dimensione ridotta e la possibilità di fabbricare componenti in serie potrebbero diminuire tempi di cantiere e rischio finanziario, mentre diversi progetti introducono sistemi di sicurezza passiva. Il punto debole è che non esiste ancora una filiera commerciale europea consolidata capace di dimostrare su vasta scala i costi promessi. Alcuni modelli sono più avanzati di altri e non tutti utilizzano la stessa tecnologia.

Il nucleare, quindi, può riguardare la politica energetica degli anni Trenta e successivi, ma non può ridurre le bollette del 2026 o dei prossimi pochi anni. L’Ocse avverte che i prezzi di petrolio e gas sono tornati a salire per le tensioni in Medio Oriente e invita a concentrare gli aiuti su famiglie e imprese maggiormente colpite. Per intervenire prima occorrono produzione rinnovabile realmente collegata alla rete, accumuli, nuove linee elettriche, contratti energetici a lungo termine, efficienza e sostegni mirati anziché generalizzati.

La Sicilia nel frattempo non sta ferma. Ieri, 23 settembre, è stato inaugurato Big Fish, l’impianto agrivoltaico da 227 MW realizzato da Nadara con il sostegno di Amazon tra Catania, Lentini e Motta Sant’Anastasia. Occupa circa 400 ettari suddivisi in 15 aree, ma metà della superficie continuerà a essere utilizzata per l’agricoltura. Amazon ha sottoscritto un contratto di acquisto a lungo termine per 156 MW. È un esempio concreto di ciò che può entrare in produzione molto prima dell’eventuale ritorno dell’atomo.

Articolo

Il Parlamento riapre la strada al nucleare

Ieri, 23 settembre, il Senato ha approvato definitivamente il disegno di legge delega sul nucleare sostenibile, già licenziato dalla Camera il 4 giugno. Il provvedimento affida al Governo il compito di costruire entro i successivi decreti legislativi il nuovo quadro italiano riguardante realizzazione ed esercizio degli impianti, sicurezza, combustibile esaurito, rifiuti radioattivi, vigilanza e autorizzazioni. Tra gli obiettivi indicati nel testo figurano la decarbonizzazione, la sicurezza e l’indipendenza energetica e il contenimento dei costi per famiglie e imprese.

La presidente del Consiglio Giorgia Meloni (Fratelli d’Italia) ha definito il provvedimento una “scelta coraggiosa e di buon senso”, sostenendo che il nucleare possa ridurre la dipendenza energetica dall’estero e garantire una produzione stabile a basse emissioni. Il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica Gilberto Pichetto Fratin (Forza Italia) ha indicato il 2033-2034 come possibile orizzonte per l’avvio della produzione, precisando nei giorni scorsi che si tratta comunque di una previsione subordinata allo sviluppo delle tecnologie disponibili.

Le Opposizioni hanno contestato sia i tempi sia la maturità economica delle tecnologie indicate. Angelo Bonelli (Alleanza Verdi e Sinistra) ha definito la scelta uno “strumento di distrazione”, mentre il Movimento 5 Stelle ha contestato la definizione di nucleare sostenibile. Azione ha invece sostenuto il provvedimento. Le valutazioni politiche divergono quindi profondamente, mentre la questione tecnica riguarda soprattutto quali reattori saranno effettivamente disponibili, a quali costi e con quali tempi autorizzativi e realizzativi.

Cosa accadde davvero nel 1987

Dire che il referendum del 1987 “abolì il nucleare” è una sintesi politica comprensibile, ma non è tecnicamente esatta. L’8 e 9 novembre, circa 18 mesi dopo l’incidente di Chernobyl, gli italiani votarono su 3 quesiti collegati all’energia atomica, senza che nessuno chiedesse direttamente se chiudere le centrali esistenti.

Il primo quesito eliminò alcune norme che consentivano allo Stato di intervenire nella localizzazione di una centrale quando mancava l’intesa degli Enti territoriali: votarono per l’abrogazione circa l’80,6% dei voti validi. Il secondo riguardava i contributi compensativi agli Enti locali che ospitavano centrali nucleari o a carbone e ottenne circa il 79,7% di sì. Il terzo cancellò la possibilità per l’Enel di partecipare alla costruzione e gestione di impianti nucleari all’estero e registrò circa il 71,9% di sì. L’affluenza fu intorno al 65,1%.

l risultato produsse però un effetto politico molto più ampio dei singoli quesiti. Dopo il voto vennero sospesi i programmi nucleari, bloccata la costruzione di nuovi impianti e progressivamente fermate le centrali esistenti. Caorso, entrata commercialmente in esercizio nel 1981 e già ferma per manutenzione dopo l’incidente di Chernobyl, non riprese più la produzione e venne formalmente chiusa nel 1990. Latina e Trino cessarono l’attività, mentre Garigliano era già stata fermata nel 1982. Anche i progetti di Trino 2 e Montalto di Castro furono abbandonati o riconvertiti.

Da allora la dismissione degli impianti ha comportato costi molto rilevanti: Sogin indicava già 2,6 miliardi di euro spesi tra il 2001 e il 2013 per il decommissioning, la gestione in sicurezza delle strutture e del combustibile nucleare, mentre le successive stime sul costo complessivo dell’intero programma sono progressivamente aumentate e lo smantellamento non è ancora concluso. Gli oneri riconosciuti comprendono non soltanto lo smantellamento materiale delle centrali, ma anche chiusura del ciclo del combustibile e attività connesse; per esempio, per il solo 2007 furono riconosciuti 178,2 milioni di euro.

Fino al 2022 questi costi sono stati sostenuti anche dagli utenti attraverso gli oneri di sistema della bolletta elettrica, prima con la componente A2 e poi attraverso specifiche voci della componente ARIM. Dal 1° gennaio 2023 gli oneri per lo smantellamento delle centrali e le compensazioni ai territori che ospitano siti nucleari sono invece passati a carico del bilancio dello Stato: non compaiono quindi più come specifica voce della bolletta, ma vengono finanziati attraverso la fiscalità generale.

Il secondo stop nel 2011

La questione tornò oltre 20 anni dopo. Il Governo Berlusconi aveva avviato un nuovo quadro normativo per riportare il nucleare nella produzione elettrica italiana. L’11 marzo 2011 avvenne però l’incidente alla centrale giapponese di Fukushima e poche settimane dopo l’Esecutivo introdusse una moratoria. La Cassazione stabilì comunque che la consultazione referendaria dovesse svolgersi sulla nuova normativa.

Il 12 e 13 giugno 2011 gli elettori approvarono l’abrogazione delle disposizioni che avrebbero consentito di riprendere la produzione nucleare sul territorio nazionale. La consultazione raggiunse il quorum e circa il 94% dei voti validi fu favorevole all’abrogazione. Quel voto fermò il secondo tentativo di riaprire il ciclo nucleare italiano.

Che cosa sono davvero gli SMR

Il progetto attuale non punta principalmente a replicare le grandi centrali costruite in Francia nei decenni passati. Il Governo guarda soprattutto agli SMR (Small Modular Reactor, piccoli reattori modulari) e agli AMR (Advanced Modular Reactor, reattori modulari avanzati). L’Agenzia internazionale per l’energia atomica considera piccoli i reattori con potenza elettrica fino a circa 300 MW.

È però troppo semplicistico come su certe comunicaioni, definirli “motori di sommergibili infilati in un tubo d’acciaio”. Alcune tecnologie derivano dall’esperienza dei piccoli reattori navali, ma il settore oggi comprende progetti molto diversi: reattori ad acqua pressurizzata o bollente, sistemi raffreddati a gas, sodio o piombo e reattori veloci di nuova generazione. L’elemento comune è soprattutto la modularità: una quota maggiore dei componenti può essere costruita in stabilimento, trasportata e montata sul sito.

I possibili vantaggi

La dimensione ridotta consente, almeno in teoria, di costruire un impianto aggiungendo progressivamente più moduli anziché finanziare subito una centrale da diversi gigawatt. La fabbricazione seriale potrebbe accorciare i tempi e uniformare la qualità dei componenti. Molti progetti prevedono inoltre sistemi di sicurezza passiva, cioè dispositivi capaci di intervenire senza dipendere continuamente da alimentazioni elettriche, pompe o comandi esterni.

Il nucleare presenta inoltre un vantaggio strutturale rispetto a solare ed eolico: può produrre elettricità in modo programmabile giorno e notte, indipendentemente dalle condizioni meteorologiche, con emissioni operative di anidride carbonica molto basse. In un sistema con una quota elevata di rinnovabili variabili può quindi fornire energia continua e contribuire alla stabilità della rete.

I limiti ancora da dimostrare

Il vantaggio teorico della produzione industriale in serie deve però essere provato commercialmente. La stessa Agenzia per l’energia nucleare dell’Ocse (Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico, un’organizzazione internazionale di studi economici che riunisce 38 paesi membri ad economia di mercato e di tipo democratico con sede a Parigi) sta studiando come possano realmente ridursi i costi passando dai primi esemplari alla costruzione ripetuta di molti moduli. I primi impianti di una nuova tecnologia sono normalmente i più costosi perché devono assorbire spese di progettazione, autorizzazione e sviluppo che potrebbero diminuire soltanto in una successiva produzione di serie.

Anche la fotografia internazionale è meno semplice della contrapposizione tra “tecnologia inesistente” e “tecnologia già pronta”. Esistono piccoli reattori già in esercizio in alcuni Paesi e progetti che hanno raggiunto una fase avanzata di finanziamento, tra i quali il BWRX-300 destinato al sito canadese di Darlington. Ma una produzione industriale diffusa di SMR, con costi e tempi verificati su decine di impianti occidentali, ancora non esiste. Aris

Va inoltre distinta la tecnologia degli SMR convenzionali da quella dei reattori veloci raffreddati a piombo, sulla quale lavorano anche aziende e centri di ricerca italiani. Il consorzio europeo EAGLES, che comprende Ansaldo Nucleare ed Enea, punta per esempio a un reattore commerciale raffreddato a piombo da 300 MW verso la fine degli anni Trenta. Altri progetti industriali indicano scadenze precedenti, ma si tratta ancora di percorsi di sviluppo e autorizzazione.

Neppure l’affermazione secondo cui il nuovo nucleare “brucia le vecchie scorie” può essere generalizzata. Alcune tecnologie avanzate a spettro veloce possono utilizzare o riciclare parte dei materiali presenti nel combustibile esaurito e ridurre alcune componenti a lunga vita, ma non eliminano completamente i rifiuti radioattivi né rendono inutile un sistema nazionale di stoccaggio e smaltimento. È precisamente uno dei problemi che la nuova disciplina dovrà affrontare.

Il vero nodo è il prezzo

Il punto decisivo resta economico. Secondo l’ultimo studio congiunto dell’Agenzia per l’energia nucleare dell’Ocse e dell’Electric Power Research Institute, i costi della generazione elettrica devono essere valutati non solo sulla singola centrale ma sull’intero sistema. L’eolico e il fotovoltaico hanno bassi costi di produzione quando sole e vento sono disponibili, ma richiedono reti, accumuli e capacità flessibile. Il nucleare è programmabile, ma comporta investimenti iniziali elevati, lunghi ammortamenti e costi collegati a sicurezza, combustibile, smantellamento e rifiuti. Nuclear Energy Agency (NEA)

Per questo oggi non esiste un numero unico che consenta di affermare seriamente che un futuro SMR italiano produrrà certamente energia più economica o più cara delle alternative. Dipenderà da prezzo del capitale, numero di moduli costruiti, tasso di utilizzo, costi industriali, durata dei cantieri e struttura del mercato elettrico.

Il 2033 non risolve la bolletta di oggi

Ed è questo il punto che separa la prospettiva industriale dall’emergenza. Anche assumendo che la previsione governativa venga rispettata, dal 2026 al 2033 trascorrono almeno 7 anni. Famiglie e imprese devono nel frattempo acquistare energia ogni giorno.

L’Italia continua inoltre a essere vulnerabile ai prezzi internazionali delle fonti fossili. L’Arera (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, è l’autorità amministrativa indipendente italiana che regola e controlla i settori dell’energia elettrica, del gas naturale, del servizio idrico, del teleriscaldamento e del ciclo dei rifiuti) ha ricordato nella propria relazione annuale che nel confronto europeo il prezzo industriale italiano dell’elettricità rimane elevato e nel 2024 risultava circa il 24% sopra la media dell’area euro.

Ieri l’Ocse ha contemporaneamente migliorato le stime sul Pil italiano, portando la crescita prevista del 2026 allo 0,9%, dal precedente 0,5%, mentre per il 2027 resta indicato lo 0,6%. Stefano Scarpetta (capoeconomista dell’Ocse) ha ricondotto la maggiore tenuta ai consumi e agli investimenti, compresi quelli legati al Piano nazionale di ripresa e resilienza, ricordando però che quest’ultimo terminerà alla fine del 2026.

Lo stesso rapporto segnala però che l’economia mondiale sta rallentando e che la situazione dipende fortemente dall’evoluzione del conflitto in Medio Oriente. Nello scenario di riferimento dell’Ocse il petrolio Brent raggiungerebbe nel quarto trimestre 2026 una media intorno a 105 dollari al barile e il gas europeo TTF circa 82 euro per MWh, per poi diminuire nel 2027. Sono ipotesi di mercato, non certezze: nuove interruzioni delle esportazioni dal Golfo potrebbero determinare prezzi superiori.

Che cosa si può fare davvero nei prossimi anni

Una risposta immediata non può quindi essere costituita da una tecnologia che, nella migliore delle ipotesi indicate dal Governo, produrrà energia nel prossimo decennio. Il primo intervento concreto consiste nel ridurre la quantità di gas necessaria per formare il prezzo e soddisfare la domanda elettrica, portando realmente in esercizio gli impianti rinnovabili già autorizzati e collegandoli alla rete.

Il secondo riguarda reti e accumuli. Terna (che gestisce la rete nazionale di trasmissione dell’energia ad alta tensione e ne bilancia i flussi in tempo reale) stima che al 2030 dovranno essere integrati oltre 65 GW di nuova capacità rinnovabile rispetto al 2023 e prevede la necessità di circa 71,5 GWh di nuovi accumuli, oltre ai pompaggi idroelettrici esistenti. Senza batterie, capacità di stoccaggio e linee capaci di trasferire energia tra le diverse zone italiane, aumentare soltanto il numero dei pannelli non basta.

Il terzo fronte riguarda i contratti di acquisto a lungo termine, attraverso i quali imprese produttrici e grandi consumatori fissano per molti anni condizioni di fornitura meno esposte alle oscillazioni giornaliere dei mercati. È precisamente il modello utilizzato anche per Big Fish.

Il quarto intervento riguarda il risparmio energetico: rendere case, edifici pubblici e imprese meno energivori, usare impianti di climatizzazione più efficienti e, dove conviene, pompe di calore. Consumare meno energia significa pagare meno e subire meno gli aumenti dei prezzi internazionali, con effetti molto più rapidi rispetto ai tempi necessari per costruire una nuova centrale.

Infine gli aiuti pubblici, quando il prezzo dell’energia esplode, possono essere concentrati sulle famiglie economicamente più fragili, precauzionalmente controllando e sulle attività produttive realmente esposte, sempre preventivamente verificando, evitando di trasferire la stessa somma indistintamente anche a chi non ne ha bisogno. È la linea indicata dall’Ocse e già parzialmente utilizzata attraverso il bonus sociale e il contributo straordinario introdotto nel 2026. Arera

Non si tratta quindi di scegliere oggi tra una sola fonte e tutte le altre. La questione concreta è quale combinazione possa ridurre nei diversi tempi la dipendenza energetica: rinnovabili, reti, accumuli ed efficienza possono intervenire prima; il nucleare, se le tecnologie e i costi ne dimostreranno la sostenibilità, appartiene a un orizzonte successivo.

La Sicilia intanto mette in rete Big Fish

In questo quadro la Sicilia ha aggiunto ieri un tassello di notevoli dimensioni. Tra Catania, Lentini (Comune della provincia di Siracusa) e Motta Sant’Anastasia (Comune della Città metropolitana di Catania) è stato inaugurato Big Fish, sviluppato da Nadara con il sostegno di Amazon e indicato dai promotori come il maggiore impianto agrivoltaico italiano. Ha una capacità complessiva di 227 MW e si estende su circa 400 ettari suddivisi in 15 aree.

La costruzione ha richiesto 12 mesi e più di 900 lavoratori. Amazon ha sottoscritto con Nadara un PPA (Power Purchase Agreement, contratto di acquisto dell’energia a lungo termine) per 156 MW della capacità dell’impianto. La caratteristica principale consiste nell’utilizzo contemporaneo del terreno per produrre energia e mantenere le coltivazioni: circa metà della superficie continua infatti a essere destinata all’agricoltura e il modello colturale è stato sviluppato con il Dipartimento di Agricoltura, Alimentazione e Ambiente dell’Università di Catania. IT About Amazon

I pannelli sono stati installati fino a circa 3 metri dal terreno, sono stati realizzati o ripristinati 14 pozzi per l’irrigazione e sono previsti alveari capaci, secondo il progetto, di produrre circa 4,5 tonnellate di miele l’anno. Nei territori interessati Nadara indica inoltre almeno 17,25 milioni di euro nel corso della vita dell’impianto per servizi e interventi di efficienza energetica, oltre alla piantumazione di 38.000 alberi e alla manutenzione di 2,5 chilometri di corsi d’acqua pubblici.

Il dato più interessante, nel confronto con il dibattito sul nucleare, è soprattutto il tempo. Big Fish è stato costruito in un anno ed è disponibile oggi, mentre il ritorno dell’energia atomica viene collocato dallo stesso Governo, nella migliore delle ipotesi, dopo il 2033. Non significa che una tecnologia possa sostituire automaticamente l’altra: l’agrivoltaico produce quando c’è disponibilità solare, mentre il nucleare produrrebbe in continuità. Significa però che le due questioni appartengono a scadenze differenti.

La Sicilia presenta peraltro un potenziale rinnovabile molto più ampio. Mediterranea24 ha già documentato come nell’Isola il problema sia ormai anche trasformare autorizzazioni e richieste di connessione in impianti realmente costruiti e collegati alla rete. Un precedente approfondimento aveva inoltre mostrato come, nelle giornate di elevata produzione solare ed eolica, la maggiore disponibilità di rinnovabili possa incidere concretamente sul prezzo zonale siciliano dell’elettricità.

Big Fish rappresenta quindi un esempio concreto della fase intermedia che l’Italia dovrà comunque attraversare, qualunque sarà il futuro del nucleare: produrre più energia nazionale, trasportarla dove serve, conservarla quando è disponibile in eccesso e ridurre il peso del gas sul prezzo finale. Il dibattito sull’atomo riguarda il prossimo decennio. Il costo dell’energia, invece, arriva ogni mese.

Mediterranea24 si è già occupata quest’anno del tema con Sicilia, bollette più care. Corsa alle rinnovabili, tante autorizzate poche reali. L’inverno energetico europeo, In Sicilia l’energia costa più che in Italia: accelerare nelle rinnovabili a 10.485 MW entro il 2030 e Italia: energia più cara d’Europa. La Sicilia accelera sulle rinnovabili e prova a ridurre il peso del gas.

Nell’immagine di copertina, un modello di piccolo reattore modulare; il dibattito parlamentare sul ritorno al nucleare; l’impianto agrivoltaico che richiama Big Fish e lo sviluppo delle rinnovabili in Sicilia.