L’atomo e la collina

Divergenze strategiche nella transizione energetica tra Nord Dakota e Umbria

di Simone Batori, Coordinatore Sezione Toscana-Umbria

Introduzione: Il paradosso delle terre di mezzo

A prima vista, il Nord Dakota (USA) e l’Umbria (Italia) sembrano condividere poco più che una condizione geografica e una demografica: l’essere territori landlocked (ossia senza sbocchi sul mare) chiusi nel cuore dei rispettivi continenti e con una popolazione molto esigua se raffrontata con la popolazione della nazione alla quale appartengono. 

Eppure, nel 2026, queste due entità affrontano la medesima sfida esistenziale: garantire la sicurezza energetica in un’era di instabilità climatica. Nel 2026, la crisi climatica non è più una minaccia astratta, ma una realtà che sta riscrivendo le regole dell’economia e della sopravvivenza sia nelle grandi pianure americane che nelle valli appenniniche italiane. Sebbene le latitudini siano simili, le manifestazioni del cambiamento sono opposte e pongono sfide esistenziali diverse. Per il “Cuore Verde d’Italia”, la sfida principale nel 2026 è la desertificazione progressiva e la gestione delle risorse idriche¹. Nel Nord Dakota, il cambiamento climatico si manifesta come una volatilità termica estrema che mette a dura prova le infrastrutture e l’agricoltura industriale².

La risposta a questa sfida, tuttavia, non potrebbe essere più diversa. Mentre le grandi pianure americane si aprono al nucleare di nuova generazione per sostenere la loro industria energivora, le valli appenniniche confermano il rifiuto dell’atomo, puntando tutto sulla conservazione del paesaggio e sulle rinnovabili.

Questa analisi esplora come due modelli socio-economici opposti – la frontiera pragmatica del Nord Dakota e il conservatorismo patrimoniale dell’Umbria – stiano plasmando il futuro dell’energia.

1. Il divario economico e la “fame” di energia

Per comprendere le scelte energetiche, bisogna prima guardare ai fondamentali economici delle due aree (Dati 2024-2026).

Il Nord Dakota è un gigante energetico con una popolazione esigua (~785.000 abitanti) ma un PIL pro capite straordinario di ~$103.000³. La sua economia è “drogata” dall’estrazione di idrocarburi (bacino di Bakken⁴) e da un’agricoltura industriale⁵. È uno stato che produce 7 volte l’energia che consuma, esportando elettricità e combustibili come commodity⁶.

L’Umbria, con una popolazione simile (~855.000 abitanti) ma una densità molto maggiore⁷, ha un PIL pro capite di ~$33.000⁸. È una regione trasformatrice, non estrattiva. Il suo “petrolio” è il paesaggio, il turismo e l’agroalimentare di qualità. Dal punto di vista energetico, l’Umbria è strutturalmente deficitaria⁹: importa circa il 50% del fabbisogno elettrico dalla rete nazionale, rendendo il costo dell’energia un fattore critico per la competitività delle sue imprese (in primis l’acciaieria di Terni).

2. Nord Dakota: la svolta nucleare

Storicamente, il Nord Dakota ha ignorato il nucleare civile perché seduto su immense riserve di lignite (carbone). Tuttavia, la transizione energetica e la domanda esplosiva dei Data Center per l’Intelligenza Artificiale hanno cambiato l’equazione. La fonte eolica (che copre il 35% del mix)¹⁰ è intermittente; i Data Center richiedono baseload (energia continua) e la lignite ha un impronta carbonica estremamente alta (più di 1.000 gCO₂eq./kWh prodotto)¹¹.

La svolta¹² è arrivata con la risoluzione concorrente HCR 3015 di gennaio 2023 e la legge HB 1025 firmata nell’aprile 2025.

• Il cambio di paradigma: con la risoluzione HCR 3015(2023), lo Stato chiede al Governo Federale di considerare il nucleare come “energia verde”, sulla falsariga di quanto successo nel 2022 con la Tassonomia Verde dell’UE. E’ una dichiarazione di intenti fondamentale: si è passati dalla “difesa nucleare” (i silos missilistici della Guerra Fredda) all’apertura verso l’atomo come strumento industriale¹³.
• La strategia: con la legge HB 1025(2025) si passa dalle parole ai fatti creando un’apposita commissione bicamerale (Advanced Nuclear Energy Committee) e finanziando uno studio di fattibilità¹⁴ per l’installazione di SMR(Small Modular Reactors)¹⁵. L’obiettivo non è sostituire il fossile per idealismo, ma per necessità tecnica: garantire stabilità alla rete quando le centrali a carbone verranno dismesse.
• Il motore: è il pragmatismo che alimenta il cambiamento. Per il Nord Dakota, l’energia è un prodotto da vendere. Se il mercato chiede carbon-free baseload, il nucleare diventa l’unica risposta logica per mantenere il primato di esportatore.

3. Umbria: il “Cuore Verde” e il vincolo sismico

L’Umbria percorre la strada opposta. Nonostante la presenza di un polo siderurgico energivoro (AST Terni)¹⁶, la regione non ha alcuna intenzione di aprire al nucleare.

• Il peso della storia: dal referendum del 1987 (post-Chernobyl), l’identità politica umbra si è fusa con l’ambientalismo. Il brand “Cuore Verde d’Italia” è incompatibile, nella percezione pubblica, con torri di raffreddamento o depositi di scorie.
• Il vincolo scientifico: a differenza delle stabili placche tettoniche del Nord Dakota, l’Umbria è zona ad alto rischio sismico. Questo fattore geologico agisce come un veto tecnico preventivo, rendendo il dibattito sugli SMR puramente accademico.
• Parere negativo al DDL Nucleare Sostenibile: la Regione Umbria nell’ambito della consultazione telematica sulla convocazione della Commissione Ambiente, Energia e Sostenibilità (CAES) ha espresso a fine luglio 2025 parere negativo sullo schema di disegno di legge recante “Delega al governo in materia di energia nucleare sostenibile”. Delle 21 tra regioni e province autonome italiane solo Toscana e Sardegna oltre all’Umbria hanno espresso parere negativo.
• La strategia: Come evidenziato dal DEFR 2026-2028¹⁷, l’Umbria punta sull’idrogeno verde e sull’autoconsumo (Comunità Energetiche). La regione accetta di rimanere importatrice netta di energia pur di preservare l’integrità del territorio, asset fondamentale per il turismo e l’agricoltura.

4. Il paradosso della densità: chi protegge davvero il paesaggio?

L’analisi comparata delle strategie energetiche rivela una contraddizione logica nel modello umbro. La regione respinge il nucleare in nome della tutela ambientale, ma questa scelta si scontra con i principi fisici della densità di potenza (W/m²)¹⁸.

• Il consumo di suolo: per generare la stessa quantità di energia di un piccolo reattore modulare (SMR) da 300 MWe (che occuperebbe pochi ettari, magari in aree industriali dismesse come la vecchia centrale ENEL di Bastardo), l’Umbria dovrebbe coprire centinaia di ettari di colline con pannelli fotovoltaici o installare decine di torri eoliche alte 200 metri¹⁹.
• L’impatto sul paesaggio: paradossalmente, le rinnovabili utility scale (necessarie per la transizione) distruggono visivamente proprio quegli asset – il paesaggio medievale e rurale – che l’Umbria vende al mondo. Il nucleare, concentrando la produzione in un “punto” anziché spalmarla su una “superficie”, sarebbe teoricamente l’alleato migliore per chi vuole mantenere intatte le valli e i crinali appenninici.
• La resistenza locale: non a caso, in Umbria cresce l’opposizione dei comitati locali contro pale eoliche e distese fotovoltaiche. Rifiutando il nucleare, la regione si costringe a un bivio: o deturpare il paesaggio con le rinnovabili, o rinunciare all’indipendenza energetica.

5. L’economia: la trappola del turismo e la fuga dei cervelli

La divergenza tra Nord Dakota e Umbria non è solo energetica, ma di prospettiva economica a lungo termine.

• Il limite del turismo: l’economia umbra si sta spostando sempre più verso il turismo. Tuttavia, questa è un’industria a basso valore aggiunto e labour intensive, caratterizzata da stagionalità e salari mediamente bassi²⁰. Una regione che vive di solo turismo rischia la “gentrificazione” senza sviluppo: diventa un bel museo per ricchi visitatori stranieri, ma povera di opportunità per i residenti.
• L’occasione mancata dell’industria 4.0: Il Nord Dakota, garantendosi energia abbondante e continua (tramite fossile oggi e nucleare domani), attrae Data Center, AI e ingegneria avanzata. L’Umbria, con un costo dell’energia elevato e dipendente dalle importazioni, erige una barriera all’ingresso per queste industrie.
• Demografia e declino: Senza un settore manifatturiero avanzato o digitale (che richiede energivori Server Farm e continuità di fornitura), i laureati umbri sono costretti a emigrare. La de-industrializzazione progressiva, unita al calo demografico, sta portando la regione verso una “decrescita” economica strutturale.

6. Fattibilità tecnica: acqua e sicurezza

Due sono le critiche principali all’atomo in Umbria: la sismicità e la scarsità idrica.

• Acqua: gli SMR di nuova generazione possono utilizzare sistemi di raffreddamento a secco (Dry Cooling)²¹ o circuiti chiusi alimentati dal recupero di acque reflue²² urbane trattate, rendendo la generazione indipendente dai bacini idrici sempre più fragili a causa del cambiamento climatico.
• Sicurezza: la tecnologia modulare permette standard di sicurezza passiva inimmaginabili per le vecchie centrali di Gen I e Gen II, con reattori che possono essere installati in strutture ipogee, mitigando il rischio sismico appenninico²³.

7. Verso il 2050: il piano dei 3 reattori

Se l’Umbria vuole raggiungere il Net-Zero al 2050, non può limitarsi a sperare nelle importazioni. Con l’elettrificazione dei trasporti e la decarbonizzazione delle acciaierie di Terni tramite l’idrogeno, il fabbisogno regionale salirà dai 5 TWh attuali a circa 12-14 TWh/anno²⁴. Per coprire almeno il 50% di questo carico totale con energia nucleare – lasciando il resto a idroelettrico, biomasse e rinnovabili variabili – l’Umbria avrebbe bisogno di soli 3 reattori SMR da 300 MWe²⁵. Tre “punti” sulla mappa che staranno lì producendo energia pulita 8.000 ore l’anno durante almeno 60 anni per garantire la sopravvivenza delle acciaierie e l’ingresso nell’era dell’AI, senza sacrificare un solo ettaro di panorama.

L’alternativa a 3 SMR con capacità nominale da 300 MWe sarebbe un unico reattore di “grossa taglia” sempre di Gen III+ (per esempio il francese EPR2 di 1.670 MWe, il coreano APR1400 di 1.455 MWe o lo statunitense AP1000^© di 1.200 MWe). In questo caso il costo overnight per unità di potenza sarebbe addirittura minore ma la finanziabilità di un unico progetto così grande in una regione scarsamente popolata e industrializzata come l’Umbria è più difficile rispetto a 3 progetti separati e modulari.

Conclusioni: il coraggio del pragmatismo vs l’ideologia del declino

Il confronto con il Nord Dakota ci offre una lezione scomoda. Lo stato americano, pur con le sue contraddizioni climatiche, sta usando la tecnologia (inclusa quella nucleare) per cercare di dominare il futuro e garantire benessere economico alla sua (scarsa) popolazione.

L’Umbria, al contrario, sembra prigioniera di un “ambientalismo conservativo” che rischia di ottenere l’effetto opposto a quello sperato. Rifiutando a priori la densità energetica del nucleare – che minimizzerebbe il consumo di suolo e materiali – la regione si condanna a due scenari alternativi, entrambi negativi:

1. Lo scenario della devastazione visiva: riempire le colline di pannelli e pale per inseguire l’autonomia green, uccidendo il turismo.
2. Lo scenario della dipendenza: rinunciare a produrre energia, importandola a caro prezzo, perdendo competitività industriale e condannando il territorio a diventare una “riserva indiana” turistica, bellissima ma economicamente irrilevante e sempre più anziana.

La vera “transizione sostenibile” per l’Umbria richiederebbe il coraggio di superare i tabù ideologici: considerare tecnologie ad alta densità (come gli SMR, al netto delle verifiche sismiche) potrebbe essere l’unica via per salvare davvero il paesaggio e, contemporaneamente, offrire ai giovani un futuro che vada oltre la ricettività alberghiera.

Riferimenti e fonti

1. L’emergenza Lago Trasimeno: Il quarto lago italiano per superficie è il simbolo della crisi umbra. Essendo un lago laminare (molto poco profondo), soffre enormemente per l’evaporazione. Nel 2025 il livello delle acque ha raggiunto minimi storici, costringendo la regione a investimenti massicci per il dragaggio e l’adduzione di acqua da altri bacini (come la diga di Montedoglio).
   Agricoltura Resiliente: I produttori di olio e vino stanno spostando i nuovi impianti a quote più elevate. L’olivo, simbolo regionale, sta subendo fioriture precoci seguite da gelate tardive distruttive. La sfida è passare a un’agricoltura di precisione per risparmiare ogni goccia d’acqua.
   Eventi Estremi: Quando piove, lo fa con una violenza inaudita. Il terreno umbro, argilloso e scosceso, è soggetto a frane e alluvioni lampo che minacciano i centri storici medievali non progettati per queste portate d’acqua.
2. Inverni Imprevedibili: Non si tratta solo di freddo, ma di cicli di gelo e disgelo rapidissimi. Le tempeste di neve (blizzard) sono diventate più intense, isolate e difficili da prevedere, paralizzando il settore logistico e petrolifero per settimane.
   Le “Flash Droughts”: Lo stato soffre di siccità improvvise e intense che colpiscono i raccolti di grano e soia in poche settimane. Nel 2026, la tecnologia genetica (OGM resistenti alla siccità) è l’unica difesa per mantenere le rese agricole elevate che sostengono l’economia dello stato.
   Il Paradosso Energetico: Il Nord Dakota vive una contraddizione interna; è uno dei maggiori produttori di combustibili fossili (causa del riscaldamento globale), ma è anche uno dei territori più colpiti dai cambiamenti climatici che rendono la vita nelle pianure sempre più estrema e costosa.
3. Bureau of Economic Analysis (BEA), GDP by State 2024-2025, U.S. Department of Commerce.
4. Il bacino di Bakken (Bakken Formation) è un’unità rocciosa risalente al periodo compreso tra il tardo Devoniano e l’inizio del Mississippiano, che occupa circa 520.000 km² del sottosuolo del bacino di Williston, sottostante parti del Montana, del Nord Dakota e degli stati canadesi del Saskatchewan e Manitoba. All’interno dell’unità rocciosa stessa esistono significative riserve sfruttabili di petrolio di scisti (il cd. Shale Oil), circa 18 miliardi di barili secondo l’ultima stima del Governo del Nord Dakota). Nonostante le riserve di petrolio siano state scoperte per la prima volta nel 1951 è solo a partire dal 2000 con l’applicazione delle tecnologie di fratturazione idraulica (Hydraulic Fracturing o Fracking) e di perforazione direzionale (Directional Drilling) che si è avuto un boom estrattivo (circa 458.000 barili al giorno dal 2010).
5. Il Nord Dakota è spesso definito il “paniere degli Stati Uniti”. La sua agricoltura è caratterizzata da una scala vastissima (estensione media 600 ettari, con picchi tra 2.000 e 5.000 ettari), un’altissima meccanizzazione e una specializzazione in colture resistenti ai climi continentali estremi (grano, semi di girasole, legumi secchi, mais e soia). Dati U.S. Department of Agriculture (USDA).
6. Il consumo energetico totale (End-Use Consumption) al 2023 è circa 640-660 mila miliardi di Btu (tra 187,5 e 193,4 TWh) mentre il consumo energetico pro capite è attorno ai 892 milioni di Btu (261,4 MWh, terzo consumo pro capite degli Stati Uniti dopo Alaska e Louisiana). Importante è vedere la ripartizione del consumo energetico per settori dove il 55% è industriale (soprattutto l’attività estrattiva), il 20% è dato dai trasporti (grandi distanze e agricoltura fortemente meccanizzata) e solo un 35% è costituito da residenziale/commerciale (comunque elevato in valori assoluti per le temperature estremamente rigide). La produzione energetica totale sempre nel 2023 è stata 4.492 mila miliardi di Btu (1.316,5 TWh), settimo stato USA per produzione energetica e supera di quasi 7 volte il consumo. Passando all’elettricità (dati 2024) il consumo elettrico totale è stato di 29,7 TWh (il 15,6% del consumo energetico) con una generazione netta di 42,6 TWh (esportazioni nette di elettricità per 12,9 TWh) ripartita tra 54% Lignite (23,2 TWh), 34,7% Eolico Onshore (14,8 TWh), 5,6% Gas Naturale (2,4 TWh) e 4,9% Idroelettrico. L’impronta carbonica è relativamente alta con 54,3 milioni di tonnellate di CO₂ emesse nel 2023 (33esimo tra gli stati USA). I costi energetici unitari sono relativamente bassi: 0,83$/m³ per il gas e 0,137$/kWh per l’elettricità residenziale ma la spesa energetica pro capite è notevole 9.720 all’anno (2023). Dati U.S. Energy Information Administration (EIA).
7. Una media di 101 ab./km² contro la media di 4,3 ab./km² del Nord Dakota.
8. Istat, Conti economici territoriali, e Banca d’Italia, L’economia delle regioni italiane – Umbria 2025. (Conversione valuta al tasso medio 2024/25).
9. Il consumo energetico totale è stimato sui 71,6 mila miliardi di Btu (~21 TWh) mentre quello pro-capite è ~84 milioni di Btu (~24,6 MWh). Il consumo energetico è ripartito tra il 44% dell’industria, il 22% dei trasporti, il 21% del residenziale e il 7% del commerciale. La produzione energetica totale regionale è stata ~12,3 mila miliardi di Btu (~3,6 TWh). L’Umbria produce autonomamente solo il 17% dell’energia totale che consuma (includendo i trasporti che sono quasi totalmente dipendenti dal petrolio importato). Il consumo elettrico totale è stato nel 2024 di 5,1 TWh con una produzione netta di 2,4 TWh (deficit netto del 53%) ripartiti tra 46% Idroelettrico (1.104 GWh), 28% Solare Fotovoltaico (672 GWh), 19% Biomasse/Bioenergie (456 GWh) e 7% Gas Naturale (168 GWh). L’impronta carbonica si è attestata su ~3,8 Milioni di tonnellate di CO₂ emesse annualmente. Per quanto riguarda i prezzi: il gas nel residenziale è stimato in media a circa 0,92 €/m³ (prezzo finale stimato, comprensivo di oneri e IVA), l’elettricità 0,26 €/kWh (media ponderata tra mercato libero e tutele graduali) con una stima della spesa energetica media annuale pro-capite di ~2.150 € (include bollette domestiche e quota stimata di carburanti per trasporti). Dati Terna/GSE, ARERA, ISPRA, stime programmatiche AUR (Agenzia Umbria Ricerche).
10. U.S. Energy Information Administration (EIA), North Dakota State Energy Profile 2024, e dati di produzione mensile 2025.
11. Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC): I rapporti AR5 e AR6 indicano una mediana di circa 1.000 – 1.100 g per il carbone in generale, con la lignite che occupa stabilmente la fascia alta dello spettro a causa del minor potere calorifico e dell’alto contenuto di umidità.
12. North Dakota Legislative Branch, Testo di legge House Bill HB 1025 (69th Legislative Assembly) e Risoluzione Concorrente HCR 3015.
13. L’atteggiamento del Nord Dakota verso l’energia nucleare è uno dei più paradossali degli Stati Uniti. Negli archivi storici e legislativi emerge una “doppia anima”: da un lato lo stato è un pilastro della difesa nucleare mondiale, dall’altro è rimasto per decenni un “deserto” per l’energia nucleare civile.
    L’evoluzione storica di questo atteggiamento può essere suddivisa in 3 fasi cruciali.
    1950-2015: La Fortezza Nucleare (Senza Centrali)
    Mentre molti stati americani costruivano reattori civili negli anni ’60 e ’70, il Nord Dakota ha scelto una strada diversa. Durante la Guerra Fredda, il Nord Dakota è diventato uno dei luoghi più pesantemente armati del pianeta. La Minot Air Force Base (fondata nel 1957) e la Grand Forks AFB ospitavano centinaia di missili ICBM Minuteman. Storicamente, la popolazione ha mostrato un forte sostegno alla missione nucleare militare, vista come fonte di orgoglio patriottico e stabilità economica. Nonostante questo sostegno c’era un rifiuto alla costruzione di centrali civili e il motivo è puramente economico. Lo stato siede su immensi giacimenti di lignite, le lobby del carbone e le cooperative elettriche locali hanno storicamente scoraggiato il nucleare, poiché il carbone era troppo abbondante e troppo economico per giustificare gli enormi investimenti iniziali di un reattore.
    2016-2017: Il “No” categorico alle scorie
    Un momento di rottura fondamentale nell’atteggiamento pubblico è avvenuto meno di dieci anni fa. Il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti (DOE) propose nel 2016 un test per un foro di trivellazione profondo (deep borehole) per studiare lo smaltimento delle scorie nucleari. Sebbene fosse solo un test scientifico senza scorie reali, la reazione popolare fu violentissima. In risposta alle proteste, il Parlamento statale approvò leggi che proibivano esplicitamente lo stoccaggio o lo smaltimento di scorie radioattive di alto livello nel territorio del Nord Dakota. Questo ha segnato il punto più basso della fiducia verso il nucleare civile.
    2021-2026: La “Rinascita” e i Piccoli Reattori (SMR)
    Negli ultimi 5 anni, l’atteggiamento è cambiato radicalmente. Il Nord Dakota sta passando da una posizione di rifiuto a una di leadership potenziale. Con la crescita della fonte eolica (che è intermittente) e la chiusura programmata di alcune centrali a carbone, lo stato teme per la stabilità della rete elettrica, specialmente per alimentare i nuovi Data Center e le industrie innovative (AI e robotica). Nel 2023, la risoluzione HCR 3015 ha formalmente chiesto al governo federale di includere il nucleare tra le fonti di energia “sostenibili e pulite”. Nel 2025 il disegno di legge HB 1025 finanzia uno studio di fattibilità approfondito per l’installazione di SMR (Small Modular Reactors).
14. Tra le 8 proposte di consulenza per l’esecuzione dello studio di fattibilità presentate è stata scelta quella della canadese Nucleon Energy. La consulenza proposta contrattata per un prezzo all inclusive di 275.000 US$ prevede la generazione di un totale di 7 Reports (RFP Items) riguardanti (1) selezione dei siti potenziali, (2) connettività alla rete elettrica, (3) utilizzo di suolo, (4) impatti economici, (5) stoccaggio e smaltimento rifiuti, (6) selezione design SMR, (7) revisione framework normativo statale. I Report relativi ai primi 3 items sono stati già rilasciati alla data di stesura di questo articolo (gennaio 2026).
15. Con il termine Small Modular Reactor (Piccolo Reattore Modulare) o SMR si intende un tipo di reattore a fissione nucleare con una potenza elettrica nominale di 300 MWe o inferiore. Gli SMR sono progettati per essere assemblati in fabbrica e trasportati al sito di installazione come moduli prefabbricati, consentendo una costruzione semplificata, una maggiore scalabilità e una potenziale integrazione in configurazioni multi-unità. Il termine SMR si riferisce unicamente alle dimensioni, alla capacità e all’approccio costruttivo modulare non alla tecnologia dei reattori e i processi nucleari che possono variare significativamente tra i progetti (esistono design di SMR di Gen III+ e Gen IV).
16. In realtà la AST (Acciai Speciali Terni) non è l’unica industria energivora con impianti in Umbria essendoci anche un polo chimico nella Conca Ternana (Narni-Terni), cementifici (zona di Gubbio), cartiere (zona di Trevi) e industrie ceramiche (zona di Gualdo Tadino) ma è di gran lunga quella con le maggiori dimensioni (l’Agenzia Umbra Ricerche – AUR stima un consumo elettrico annuale di circa 1,5 TWh, quasi un terzo del consumo elettrico di tutta la regione).
17. Regione Umbria, Documento di Economia e Finanza Regionale (DEFR) 2026-2028, approvato dall’Assemblea Legislativa, Dicembre 2025; analisi AUR (Agenzia Umbria Ricerche), Rapporto Economico e Sociale 2025.
18. Per il concetto di Densità di Potenza: Vaclav Smil, Power Density: A Key to Understanding Energy Sources and Society, MIT Press.
19. Per i dati sul Consumo di Suolo: ISPRA, Rapporto Consumo di Suolo, Dinamiche Territoriali e Servizi Ecosistemici, Edizione 2024/2025.
20. Per l’analisi economica (Valore Aggiunto Turismo vs Industria): Banca d’Italia, Economie Regionali – L’Umbria, e dati Istat su Valore aggiunto per occupato.
21. Il Dry Cooling utilizza l’aria atmosferica come fluido refrigerante finale anziché l’evaporazione dell’acqua. Il vapore in uscita dalla turbina passa attraverso scambiatori di calore a tubi alettati (simili ai radiatori delle automobili). Grandi ventilatori forzano l’aria attraverso questi scambiatori, condensando il vapore. Il consumo d’acqua è virtualmente zero. Sebbene il raffreddamento ad aria comporti una lieve penalizzazione dell’efficienza termodinamica rispetto al ciclo Rankine tradizionale (poiché la temperatura del “pozzo freddo” è mediamente più alta), la minore taglia termica degli SMR rende questo compromesso gestibile. Il calo di efficienza (circa il 2-5%) è ampiamente compensato dalla flessibilità di posizionamento e dall’assenza di costi legati al prelievo e trattamento dell’acqua fluviale. Nelle documentazioni di certificazione presso la NRC (Nuclear Regulatory Commission) degli Stati Uniti, sia NuScale che GE Vernova/Hitachi hanno presentato varianti di design “water-off” specifiche per mercati aridi o interni, confermando la fattibilità del raffreddamento ad aria per moduli da 50-300 MW. Fonti: IAEA (International Atomic Energy Agency), NEA (Nuclear Energy Agency – OECD), EPRI (Electric Power Research Institute), World Nuclear Association (WNA).
22. In scenari dove il raffreddamento ad aria non fosse ottimale (es. picchi di calore estivo), la soluzione risiede nell’economia circolare. Un SMR può essere integrato con impianti di depurazione urbana (MWWTP – Municipal Wastewater Treatment Plants). L’acqua in uscita dai trattamenti terziari, anziché essere scaricata, viene utilizzata come liquido di reintegro nelle torri di raffreddamento. Questo approccio non sottrae una sola goccia di risorsa idrica di pregio (idropotabile o irrigua) al territorio. Al contrario, “nobilita” uno scarto civile trasformandolo in un asset industriale. Grazie a sistemi di filtrazione avanzata e osmosi inversa, l’impianto può essere progettato per il “scarico liquido zero”, dove l’acqua viene continuamente ricircolata e i residui minerali vengono solidificati e smaltiti in sicurezza. Un Case Study di scuola è rappresentato dalla centrale nucleare di Palo Verde. Situata nel deserto dell’Arizona, è l’unica grande centrale nucleare al mondo che non utilizza acqua naturale ma acque reflue trattate provenienti dalla città di Phoenix. Fonti: U.S. Department of Energy (DOE).
23. Il rischio sismico storicamente non ha mai rappresentato un vincolo tecnico alla realizzazione di infrastrutture nucleari per la produzione energetica basti vedere i progetti realizzati o da realizzare in zone con rischio sismico molto più alto di quello dell’Umbria (Giappone, California, Turchia).
    L’Umbria è una zona sismica di Classe 1 o 2 (a seconda della zona). I terremoti dell’Appennino possono generare accelerazioni di picco (PGA) comprese tra 0,2 g e 0,35 g. Un SMR moderno, progettato per 0,5 g, avrebbe un margine di sicurezza tale da risultare praticamente “immune” ai terremoti tipici della regione, a patto di una corretta analisi geologica del sito di fondazione.
    E’ solo una questione di costi. In linea generale, raddoppiare la resistenza sismica (es. da 0,3 g a 0,6 g) comporta un aumento del costo totale dell’impianto compreso tra il 10% e il 25%. La sfida sismica dell’Appennino non è quindi una barriera insormontabile, ma un parametro di costo già ampiamente gestibile. Con un investimento aggiuntivo stimato tra il 10% e il 15%, un SMR in Umbria passerebbe da una protezione standard a una ‘fortezza sismica’ capace di resistere ad accelerazioni doppie rispetto a quelle registrate nei più forti terremoti della storia regionale.
24. Per arrivare a questa stima si è ipotizzato quanto segue: (1) un raddoppio del consumo base residenziale e commerciale, portando la quota a circa 7-8 TWh, (2) la sostituzione del gas naturale con idrogeno verde nel processo produttivo (Direct Reduced Iron – DRI) di AST Terni necessiterebbe di circa 3-4 TWh addizionali solo di energia elettrica per gli elettrolizzatori, (3) attrarre investimenti in AI, Data Center e Industria 4.0 ha bisogno perlomeno di altri 2 TWh.
25. Un SMR di Gen III+ come il BWRX-300 di GE Vernova/Hitachi con una potenza elettrica nominale di 300 MW può operare con un Capacity Factor medio del 90% (7.880 ore all’anno) che consente la generazione annua di ~2,36 TWh. Per coprire i 7 TWh che costituiscono il 50% della domanda elettrica totale umbra ipotizzata al 2050 servirebbero solo 3 reattori. I reattori potrebbero stare nello stesso sito (centrale) o in siti distinti con un “consumo di suolo” di circa 5 ettari per impianto.