In Italia il nucleare è tornato al centro del dibattito pubblico, spesso più come bandiera che come questione da affrontare nei suoi termini reali. Per alcuni rappresenta la risposta migliore al problema degli alti prezzi dell’energia, della dipendenza dall’estero e della crisi climatica; per altri è una soluzione fuori tempo massimo, troppo lenta e troppo costosa per avere un ruolo nella transizione. Al di là delle contrapposizioni, la domanda vera è: il nucleare può trovare spazio nel sistema energetico italiano dei prossimi decenni, e a quali condizioni?
Per capirlo bisogna partire da due fattori molto concreti: costi e tempi, entrambi caratterizzati da ampia variabilità di stima. Per i reattori di grande taglia, con design derivato dai reattori classici ad acqua pressurizzata, la letteratura indica investimenti compresi tra 3.000 e 11.000 euro per ogni kW installato. La fascia più bassa, tra 3.000 e 6.000 €/kW, riguarda soprattutto impianti installati in Cina e Russia, difficilmente assimilabili al contesto europeo. Nei paesi occidentali invece, valori prossimi a 10.000 €/kW sono storicamente più comuni, traducendosi in un costo dell’elettricità superiore. In questo scenario, i reattori modulari di piccola taglia (Small Modular Reactor, SMR) vengono spesso indicati come una soluzione promettente, pur restando ancora caratterizzati da ampia incertezza sul fronte economico e industriale: le ipotesi più favorevoli parlano di costi di investimento tra i 4.000-6.000 €/kW, mentre stime più cautelative li collocano attorno a 8.000-9.000 €/kW.
Anche i tempi di costruzione sono caratterizzati da ampia incertezza. La media globale è di circa 7 anni, ma gli esempi europei più recenti hanno richiesto maggior tempo. Flamanville 3, in Francia, ha superato i 16 anni; Olkiluoto 3, in Finlandia, ha richiesto quasi 18 anni; Hinkley Point C, nel Regno Unito, avviato nel 2017, è atteso tra 2029 e 2031, quindi dopo 12-14 anni. Anche in questo caso, i reattori modulari di piccola taglia potrebbero avere tempi di costruzione più rapidi, grazie al ricorso a metodi di pre-assemblaggio in officina di ampie parti dell’impianto, con stime dell’ordine dei 4-5 anni.
È dentro questo quadro che va collocata la discussione italiana. Per comprendere al meglio quale spazio possa realisticamente avere nel processo di decarbonizzazione del sistema energetico, il nucleare deve essere confrontato con tutte le possibili alternative di oggi e di domani (rinnovabili, accumuli, idrogeno,…), tenendo conto anche di diversi scenari di espansione delle reti ed interconnessioni energetiche. Per farlo servono strumenti basati su modelli di sistema energetico capaci di confrontare in modo coerente le opzioni disponibili. I modelli di questo tipo permettono di analizzare insieme generazione, domanda, potenziamento infrastrutturale e flessibilità, valutando se, quando e a quali condizioni il nucleare possa risultare una scelta efficace economicamente e competitiva, nel percorso di decarbonizzazione.
È qui che entra in gioco il modello FENICE (Future Energy traNsition multI-seCtor modEl), sviluppato al Politecnico di Milano e già utilizzato in studi sul ruolo dell’idrogeno e dei budget carbonici nell’ambito della Joint Research Partnership sull’idrogeno (Hydrogen JRP) del Politecnico di Milano. FENICE non descrive soltanto il settore elettrico, ma include nell’analisi tutti i principali vettori energetici (elettricità, biomassa, gas naturale, combustibili liquidi, idrogeno) e settori di uso finale dell’energia, dagli edifici all'industria, fino ai trasporti. Segue l'evoluzione del sistema dal 2025 al 2055, distinguendo geograficamente le 20 regioni italiane e le loro connessioni anche rispetto ai confini esterni, tenendo conto sia dei vincoli climatici sia del modo in cui l'energia può essere prodotta, spostata, trasformata e usata nel tempo, con risoluzione oraria dei bilanci energetici. Il modello opera determinando la soluzione ottima che minimizza il costo complessivo per la collettività dell’intera infrastruttura energetica, rispettando i vincoli ambientali (progressiva decarbonizzazione) e strategici (es. riduzione della dipendenza dall’estero) che vengono imposti. Include inoltre lo studio del ruolo degli accumuli elettrici (es. batterie) e di gas ed il tracciamento e l’ottimizzazione dei flussi di CO2, che risultano fondamentali per l’analisi della transizione verso un sistema decarbonizzato. Il modello si distingue anche per trasparenza e replicabilità dei risultati, perché è stato scritto in modalità Open Source per consentirne la consultazione, utilizzo e verifica da parte di chiunque.
In sintesi, il modello risponde non soltanto alla domanda “quanti megawatt installare”, ma permette di capire anche dove conviene farlo, quando e con quale impatto sull'equilibrio complessivo tra produzione, reti e domanda. Questo livello di dettaglio, sul piano settoriale, temporale, spaziale e tecnologico, consente di studiare il ruolo prospettico del nucleare in modo concreto e approfondito.
Schema del modello FENICE, che integra vettori energetici, settori di domanda e dimensione territoriale
Fonte: Analysing the pace of the energy transition under different cumulative CO2 budgets
L’analisi si concentra su un insieme di scenari costruiti per mettere in evidenza, nel modo più chiaro possibile, il peso di tre variabili decisive: costi di investimento, tempi di realizzazione e possibilità di potenziare le infrastrutture energetiche. L’analisi non ambisce a definire un solo assetto futuro del sistema energetico, ma serve a capire come queste variabili influenzino la convenienza ed il ruolo del nucleare rispetto alle altre tecnologie.
Per farlo vengono combinate cinque ipotesi di costo, con valori tra 2.800 e 11.000 euro per kW di capacità installata, quattro tempistiche di costruzione da 5 a 20 anni e due possibili traiettorie di sviluppo delle reti. Nella prima, più conservativa, l’espansione della rete elettrica segue i piani di sviluppo del TSO (Transmission System Operator) nazionale (Terna) fino al 2040 e non prevede ulteriori potenziamenti oltre quella data; allo stesso modo, non viene prevista la possibilità di realizzare una rete dedicata per il trasporto di idrogeno. Nella seconda configurazione, invece, si assume una maggiore flessibilità infrastrutturale: dopo il 2040 la rete elettrica può essere ulteriormente ampliata di 2 GW per ciascuna interconnessione, mentre la rete idrogeno può essere sviluppata a partire dal 2035. Il risultato è un quadro di quaranta combinazioni e scenari possibili, che aiuta a capire quando il nucleare possa diventare una scelta favorevole all’ottimizzazione del sistema energetico e quando invece il sistema trovi altrove soluzioni più efficaci e convenienti.
Una versione più estesa dell’analisi è in pubblicazione su rivista scientifica e disponibile come preprint.
Il primo elemento che emerge con chiarezza dai 40 scenari analizzati, mostrati nella figura seguente è che il nucleare è un’opzione presente in modo non sistematico: la sua installazione si concentra nei casi in cui i costi di investimento rimangono relativamente contenuti e i tempi di realizzazione restano compatibili con le esigenze della transizione. Al crescere della durata della costruzione degli impianti, il suo contributo tende invece a ridursi nettamente. La ragione è legata al fatto che una tecnologia disponibile solo in una fase molto avanzata del percorso di decarbonizzazione incide poco sugli obiettivi di riduzione delle emissioni nel momento in cui il sistema deve sostituire quote rilevanti di combustibili fossili.
In tali condizioni, il modello individua traiettorie alternative fondate su una maggiore diffusione delle fonti rinnovabili, sul forte ruolo degli accumuli, sull’espansione della capacità di trasporto e su un maggiore ricorso all’idrogeno. Una volta che il sistema si orienta lungo queste direttrici, lo spazio residuo per l’ingresso del nucleare tende a restringersi. Per questa ragione, il fattore tempo, quasi al pari dei costi, assume un rilievo fondamentale sulla capacità installata di nucleare nella configurazione ottima.
Capacità di generazione elettrica da nucleare installata al 2050 (espressa in GW) nei 40 scenari analizzati
Nella tabella di sinistra si considerano i potenziamenti della rete elettrica e idrogeno/gas previste dai piani attualmente disponibili dei TSO nazionali (Terna e Snam). Nella tabella di destra si consentono potenziamenti ulteriori come variabile all’interno del modello FENICE.
Un punto spesso trascurato nel dibattito pubblico, e invece evidenziato dalla figura che segue, è che il nucleare non compete soltanto con altre tecnologie di produzione elettrica, ma con l'insieme delle infrastrutture che rendono il sistema più flessibile. Quando la rete elettrica e quella di trasporto di idrogeno (in parallelo ad altri gas decarbonizzati come il biometano), possono espandersi, in particolare oltre ai livelli attualmente previsti dai piani dei TSO nazionali (Terna e Snam), la soluzione identificata dal modello sfrutta meglio le risorse rinnovabili là dove rendono di più, in particolare il vento e il sole del Mezzogiorno e delle isole. In questi casi, la quantità ottimale di nuova capacità nucleare si riduce, perché il sistema riesce ad utilizzare in modo flessibile una maggiore quantità di energia da fonti rinnovabili combinate ad accumuli e reti di trasporto di energia.
Quando invece le reti non possono evolvere oltre livelli già pianificati, cresce il contributo positivo ed il valore di disporre di una produzione elettrica continua (dispacciabile) vicina ai grandi centri di domanda e come conseguenza la capacità ottimale di nucleare risulta maggiore. Tuttavia, in entrambe le configurazioni infrastrutturali, tempi e costi restano fattori decisivi. Quando entrambi si mantengono bassi, il modello trova ottimale l’installazione di quantità rilevanti di capacità nucleare anche in presenza di un’espansione delle reti. Non emerge quindi una risposta unica, ma una forte dipendenza dal contesto tecno-economico ed infrastrutturale che si analizza.
Un elemento rilevante che emerge dall’analisi è che nucleare e rinnovabili non sono in contrapposizione. Anche nei casi in cui il nucleare viene adottato, per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione in modo ottimale il suo contributo accompagna ed integra un sistema energetico guidato da una fortissima crescita di solare ed eolico. Ad esempio, negli scenari in cui il nucleare si attesta intorno ai 10-20 GW, gli impianti fotovoltaici superano i 180-200 GW di installazione (circa 5 volte la capacità attuale) e le turbine eoliche superano i 100 GW (circa 7 volte la capacità attuale).
La distribuzione territoriale rende il quadro ancora più chiaro. Quando il nucleare viene selezionato dal modello, gli impianti si concentrano soprattutto nella parte settentrionale, cioè nelle aree dove si addensa la domanda elettrica e industriale. In un sistema con reti meno espandibili, collocare capacità elettrica continua vicino ai consumi diventa infatti più conveniente. Quando invece si potenziano le interconnessioni, il baricentro della nuova capacità di generazione si sposta più facilmente verso Sud e isole, dove il potenziale rinnovabile è maggiore.
La Sardegna è l'esempio più evidente: in presenza di maggiori interconnessioni può accogliere molta più capacità da fonti rinnovabili; con reti limitate, lo sfruttamento del potenziale si comprime. Anche questo dettaglio conta, perché ricorda che la scelta tra un percorso più centrato sul nucleare e uno più centrato su rinnovabili e reti cambia anche la geografia del sistema energetico, oltre al suo costo complessivo.
Distribuzione regionale della capacità di generazione in due casi esemplificativi al 2050: con nucleare e senza nucleare
I casi di sinistra e destra differiscono per l’assunzione di un diverso costo di investimento (5500 €/kW o 8300 €/kW) e per la presenza di espansioni nelle reti potenziate (a destra) o meno (a sinistra) rispetto ai piani attualmente disponibili.
Nel complesso, l’analisi suggerisce che il possibile ritorno del nucleare in Italia possa essere valutato correttamente solo tenendo conto di effetti valutabili tramite strumenti sufficientemente dettagliati, come quello qui proposto. Il possibile contributo del nucleare, ai fini di rafforzare il percorso di decarbonizzazione e ridurre i costi complessivi del sistema energetico nazionale, appare legato a condizioni molto precise: costi di investimento contenuti, tempi di realizzazione compatibili con le scadenze della transizione e un assetto infrastrutturale in grado di valorizzarne la produzione. In assenza di queste condizioni, l’ottimizzazione del sistema tende a trovare altrove soluzioni più efficaci e più coerenti con la rapidità richiesta dalla transizione energetica.
L’indicazione che emerge è quindi duplice. Da un lato, il nucleare mostra potenzialità rilevanti; dall’altro, la sua fattibilità ottimale appare più condizionata di quanto spesso emerga nel dibattito pubblico. All’interno del percorso di decarbonizzazione, si presenta come un’opzione il cui spazio dipende dalla capacità di riuscire a superare – con nuove tecnologie (quali gli SMR) – criticità che, nei contesti occidentali, hanno riguardato proprio costi, tempi e complessità di autorizzazione e realizzazione.
Nello specifico ai migliori costi oggi stimati per gli SMR, in uno scenario di decarbonizzazione al 2050 in cui sia alto il livello di infrastrutturazione (reti elettriche, gas e idrogeno) del sistema energetico nazionale, il nucleare in Italia rientra tra le tecnologie in uso in uno scenario di ottimo economico per la collettività, solo per impianti che entrino in funzione in prossimità del 2035.
Per la politica energetica italiana, l’analisi mostra inoltre come mantengano priorità azioni di rafforzamento delle opzioni che risultano comunque necessarie in ogni scenario, cioè lo sviluppo delle rinnovabili, il potenziamento delle reti, la diffusione degli strumenti di flessibilità e di vettori alternativi come l’idrogeno. Questi interventi mantengono infatti valore indipendentemente dal ruolo che il nucleare potrà o meno assumere, e per certi versi preparano la scena ad un suo eventuale ingresso, laddove si raggiungessero combinazioni di costi e tempi di realizzazione adeguate.
