Nel valutare il ruolo del nucleare in un sistema energetico fortemente decarbonizzato, come quello che speriamo ci attenda nel futuro, è utile superare il concetto tradizionale di baseload e ragionare piuttosto in termini di generazione a basse emissioni disponibile in maniera programmabile, indipendentemente dalle condizioni meteorologiche. In questa categoria rientrano, con caratteristiche molto differenti, il nucleare, l’idroelettrico a bacino, la geotermia, alcune forme di bioenergia e la generazione termoelettrica associata a cattura e stoccaggio della CO₂. Anche un sistema fondato prevalentemente su eolico e fotovoltaico può raggiungere elevati livelli di affidabilità, ma richiede una combinazione crescente di sovracapacità installata, interconnessioni, gestione della domanda e sistemi di accumulo di diversa durata, tale da far aumentare esponenzialmente i costi esponendoci comunque a rischi di approvvigionamento legati a periodi eccezionalmente lunghi di mancanza di sole e vento (la cd. Dunkelflaute) che capitano di solito 1-2 volte all’anno e possono durare anche molto (ad es. nel 2023 in Germania durò per 161 ore).

Il punto economicamente rilevante è che, all’avvicinarsi verso scenari a emissioni molto basse, la disponibilità di almeno una fonte programmabile decarbonizzata tende a ridurre significativamente il costo complessivo del sistema elettrico. Sepulveda et al. (2018), analizzando circa mille scenari di profonda decarbonizzazione, mostrano che la disponibilità di tecnologie programmabili low-carbon riduce il costo dell’elettricità del 10–62% negli scenari a zero emissioni considerati. All’opposto, il costo del sistema cresce esponenzialmente quando queste risorse vengono escluse e si tenta di garantire l’equilibrio domanda-offerta esclusivamente attraverso rinnovabili variabili, batterie, flessibilità della domanda e trasmissione.

Sistemi dotati di abbondante idroelettrico a bacino o di risorse geotermiche particolarmente favorevoli, come Islanda e Norvegia possono disporre di alternative molto competitive. Tuttavia, tali risorse sono geograficamente limitate e in larga parte già sfruttate in Italia. Quindi l’alternativa al nucleare resta il gas con CCS, che conserva una dipendenza dal combustibile e presenta emissioni residue lungo la filiera, oltre che un evidente limite di sicurezza dell’approvvigionamento, come stiamo vedendo in questo periodo. Lo storage di lunga durata è una tecnologia che la letteratura riporta come non ancora matura ma potrà essere un’opzione solo se arriverà a costi estremamente bassi, attualmente non prevedibili (vedi Sepulveda et al. (2021).

In questo contesto il nucleare assume un ruolo economicamente importante perché rappresenta una tecnologia decarbonizzata, programmabile e scalabile, con minimi rischi di approvvigionamento. Il suo valore deve pertanto essere confrontato non con il LCOE di eolico e fotovoltaico, ma con il costo necessario a fornire un servizio equivalente: energia a bassissime emissioni disponibile anche durante periodi prolungati di scarsa produzione rinnovabile. In un sistema con una quota crescente di fonti meteorologicamente dipendenti, una componente nucleare può quindi funzionare come complemento, riducendo il fabbisogno di overbuilding, accumulo di lunghissima durata e capacità di riserva.

L’uranio ha una densità energetica tale da rendere estremamente semplice il suo stoccaggio. Il contenuto energetico (nella forma finale di energia elettrica) dei quasi 20 miliardi di Smc di gas e 12 milioni di tep di derivati dal petrolio sommati (all’incirca gli attuali stoccaggi italiani stagionali di gas e strategici di derivati dal petrolio), se dovessimo teoricamente tutti stoccarli sotto forma di combustibile nucleare occuperebbero meno di 50 mc. Questo permetterebbe di aumentare a dismisura e con facilità le scorte, riducendo anche i rischi geopolitici e l’esposizione alle fluttuazioni dei prezzi dei combustibili.

Il punto non è dunque contrapporre nucleare e rinnovabili, quanto individuare la combinazione meno costosa fra rinnovabili variabili e risorse programmabili decarbonizzate. Tra queste ultime, il nucleare presenta il vantaggio di una produzione su larga scala, elevati fattori di capacità e bassissime emissioni di ciclo di vita. Da questo punto di vista, conservarlo tra le opzioni tecnologiche disponibili ha un valore economico di sistema: eliminarlo a priori significa rinunciare ad una preziosa arma per la decarbonizzazione.

È in questo quadro che deve essere interpretato il recente sviluppo degli Small Modular Reactors. Negli ultimi anni, alcuni progetti occidentali hanno iniziato a superare la fase puramente progettuale. La NEA SMR Digital Dashboard è particolarmente utile per misurare i passi in avanti perché valuta anche il progresso verso una reale implementazione industriale attraverso sei dimensioni: licensing, disponibilità del sito, finanziamento, supply chain, coinvolgimento degli stakeholder e disponibilità del combustibile. La quarta edizione, molto recente, monitora 156 progetti SMR e microreattori nel mondo, dei quali 95 dispongono di informazioni sufficienti per essere inclusi nella valutazione. Il dato significativo è il passaggio di alcuni progetti verso livelli di “readiness” associati a decisioni reali di investimento, autorizzazioni alla costruzione e supply chain industriali.

L’esempio più avanzato nel mondo occidentale è il BWRX-300 di GE Vernova Hitachi, scelto da Ontario Power Generation per il sito di Darlington. Rispetto alla situazione rappresentata nelle precedenti edizioni della Dashboard, il progetto ha compiuto un passaggio sostanziale sul piano autorizzativo: nell’aprile 2025 la Canadian Nuclear Safety Commission ha rilasciato la “Licence to Construct”, consentendo a OPG di avviare la costruzione della parte nucleare del primo BWRX-300 con connessione alla rete prevista entro la fine del 2030.

È importante anche la dimensione finanziaria. OPG stima il budget complessivo del programma in circa 20,9 miliardi di dollari canadesi, comprendendo escalation, contingency e interessi di tutti e 4 i moduli (incluso il primo della serie che costerà necessariamente più dei successivi). OPG prevede inoltre una riduzione dei costi delle unità successive grazie all’esperienza acquisita e alla ripetizione seriale.

Un secondo caso è il Rolls-Royce SMR, PWR da circa 470 MWe. Il progetto è passato negli ultimi anni da un design in processo autorizzativo a un vero programma industriale: dopo la selezione come tecnologia preferita da parte del programma britannico nel 2025, il sito di Wylfa è stato individuato per il primo progetto e nell’aprile 2026 Great British Energy–Nuclear ha firmato con Rolls-Royce SMR il contratto per avviare progettazione specifica del sito, attività autorizzative e preparazione della futura realizzazione.

Questi e tutti gli altri casi degni di nota (come ad esempio il reattore NUWARD) sono inclusi nella European Industrial Alliance on Small Modular Reactors, stabilita nel 2024 per portare alla realizzazione di reattori in EU entro i primi anni del 2030.

L’economia degli SMR deve tuttavia essere interpretata con attenzione. Riducendo la potenza del reattore si perdono inevitabilmente parte delle economie di scala dei grandi impianti. Una recente review europea (Van  Hee, Peremans & Nimmegeers (2024)), stima un CAPEX medio degli SMR nella letteratura considerata mediamente superiore rispetto ai grandi reattori, e un LCOE medio nell’ordine degli 85 €/MWh. Questi valori presentano naturalmente una forte dispersione e riguardano in gran parte tecnologie non ancora costruite in serie, ma è importante sottolineare che l’LCOE è un parametro utile per gli investitori, ma potenzialmente fuorviante per il costo dell’elettricità a famiglie ed industrie negli scenari decarbonizzati, dove altri costi aggiuntivi possono superare addirittura l’LCOE stesso e qui tutte le tecnologie nucleari danno un grosso aiuto alla riduzione del costo totale dell’energia.

Ma il vantaggio finanziario dello SMR è diverso: diminuisce fortemente il capitale assoluto necessario per mettere in servizio una singola unità. Una utility può quindi finanziare alcune centinaia di MW alla volta anziché assumere immediatamente il rischio finanziario di un progetto da 1–1,6 GW. Se i moduli vengono realizzati progressivamente, le prime unità possono iniziare a generare energia e ricavi mentre quelle successive sono ancora in costruzione.

Per questa ragione è plausibile che uno SMR mantenga un costo specifico in €/kW e un costo dell’elettricità moderatamente superiori a quelli di un grande reattore realizzato efficientemente, ma presenti contemporaneamente un profilo finanziario più accessibile e un rischio per singola decisione di investimento inferiore. Dunque, la pura economia di scala continuerà probabilmente a favorire il “large reactor” (che continueranno ad essere una opzione valida come architrave delle reti elettriche fortemente sviluppate e con capacità di inserzione su singolo nodo elevate), ma gli SMR possono dare contributi complementari.

Sul piano delle emissioni, la minore dimensione del reattore modifica poco il quadro generale. Carless, Griffin e Fischbeck (2016) stimano emissioni medie sul ciclo di vita di circa 9,1 gCO₂eq/kWh per un SMR e 8,4 gCO₂eq/kWh per un AP1000. La differenza è quindi modesta tra SMR e LWR, mentre entrambi rimangono su valori estremamente bassi rispetto alla generazione fossile, simili o inferiori rispetto alle rinnovabili (in media oggi in Italia e Germania superiamo i 300 gCO₂eq/kWh nel mix fossili/rinnovabili).

Per l’Italia l’interesse verso gli SMR potrebbe non essere soltanto la produzione elettrica. La presenza di un tessuto industriale caratterizzato da numerosi utilizzatori simultanei di elettricità e calore rende particolarmente interessante la possibilità di utilizzare gli SMR in cogenerazione industriale.

PWR e BWR (le tecnologie oggi usate per i grandi reattori, dai quali derivano gli SMR mantenendo gran parte dei principi di funzionamento, tra cui le temperature raggiunte) producono calore compatibile con una vasta gamma di impieghi industriali a bassa e media temperatura: sono adatti ad applicazioni quali dissalazione (circa 130 °C), teleriscaldamento (fino a circa 170 °C) e numerosi processi industriali (fino a 260 °C).

Dal punto di vista impiantistico, il calore destinato all’utenza industriale verrebbe trasferito attraverso opportuni circuiti intermedi e scambiatori, mantenendo la separazione fra i circuiti nucleari e l’utilizzatore finale, evitando ogni implicazione legata alla sicurezza. La possibilità di estrarre vapore dal ciclo termodinamico rende tecnicamente compatibili con queste applicazioni sia configurazioni PWR sia BWR, pur con differenti soluzioni di interfaccia (che genera qualche leggero aggravio sui costi dei secondi).

Uno dei casi più interessanti per l’Italia è il settore cartario. Le cartiere presentano una domanda elevata e relativamente continua di energia elettrica e di vapore di processo e sono già fortemente orientate alla cogenerazione. Comodi et al. (2013) censivano 61 impianti cogenerativi in larga parte alimentati a gas nel settore cartario italiano, che potrebbero essere convertiti completandone la decarbonizzazione.

Un SMR collocato in prossimità di un grande polo industriale potrebbe quindi fornire contemporaneamente energia elettrica alla rete e vapore a una o più utenze. Applicazioni analoghe possono essere considerate in alcuni processi alimentari, chimici e farmaceutici, nelle reti di calore industriali e, nelle aree costiere o isolane, nella dissalazione.

La dissalazione è particolarmente interessante anche dal punto di vista della flessibilità del sistema elettrico. In presenza di elevata produzione rinnovabile, invece di ridurre la potenza termica del reattore è possibile mantenere elevato il fattore di utilizzo dell’impianto e destinare una quota maggiore dell’energia alla produzione di acqua dissalata. Nelle ore caratterizzate da minore disponibilità rinnovabile, una quota maggiore della potenza può invece essere destinata alla rete.

Lo stesso concetto può essere applicato alla produzione di idrogeno. Per gli LWR l’elettrolisi a bassa temperatura rappresenta la soluzione più immediatamente compatibile; reattori avanzati caratterizzati da temperature più elevate potrebbero in futuro sfruttare anche processi con maggiore efficienza come l’uso di fuel cell tipo SOEC, come stiamo studiando nel caso dei reattori refrigerati a piombo con processi ibridi.

Una centrale nucleare cogenerativa può mantenere un elevato utilizzo dell’isola nucleare modificando il prodotto finale: elettricità quando questa presenta maggiore valore per la rete, calore industriale, acqua o idrogeno nelle altre condizioni. Già nel 2015 Locatelli et al. analizzavano il load following degli SMR non semplicemente attraverso la riduzione della potenza del reattore, ma mantenendo elevata la potenza termica e utilizzando la cogenerazione come strumento di flessibilità. In particolare, il lavoro confrontava produzione di biocombustibili e dissalazione, individuando nella seconda un caso tecnicamente ed economicamente promettente. Possiamo quindi spostare la discussione dalla domanda semplicistica se un SMR possa produrre un MWh a un costo inferiore a quello di altre tecnologie a una questione più ampia: quanto valore possa creare una tecnologia nucleare all’interno di un sistema energetico decarbonizzato, fortemente elettrificato e caratterizzato da una crescente necessità di flessibilità e integrazione con gli usi industriali dell’energia? E la risposta adeguata sembra essere quella di un saggio mix, che sfrutti tutte le armi a disposizione e minimizzi i costi ai clienti finali.