di Matteo Nicoli
La transizione energetica sta ridisegnando i sistemi energetici di tutto il mondo. In questo contesto, l’Italia vive una rinnovata attenzione istituzionale e politica verso l’energia nucleare come fonte stabile e a basse emissioni di carbonio, capace di affiancare le rinnovabili nella copertura del fabbisogno elettrico. Ma a quali condizioni il nucleare potrebbe davvero tornare competitivo nel nostro paese? E quali sarebbero le implicazioni per l’intero sistema elettrico?
Un recente studio pubblicato sulla rivista scientifica Energy (Elsevier) affronta queste domande con un approccio quantitativo basato su modelli di ottimizzazione del sistema energetico. Gli obiettivi dell’analisi sono tre: identificare le condizioni economiche e di policy sotto le quali la fissione nucleare risulta economicamente competitiva in Italia entro il 2050; quantificare le implicazioni di sistema di un eventuale ritorno al nucleare in termini di costi, capacità installata, stoccaggi e uso del suolo; e valutare come diversi vincoli geografici di localizzazione degli impianti influenzino i risultati. Tutti gli scenari analizzati condividono un unico vincolo di fondo: la neutralità carbonica del sistema elettrico italiano entro il 2050.
Per valutare il contributo potenziale del nucleare, il punto di riferimento è uno scenario in cui l’Italia raggiunga emissioni nette zero entro il 2050 affidandosi esclusivamente alle rinnovabili (eolico, fotovoltaico, idroelettrico) affiancate da stoccaggi e backup termoelettrico. Questo scenario “100% rinnovabili” costituisce il metro di confronto rispetto al quale si misurano benefici e costi di un eventuale ritorno al nucleare.
Come è stata condotta l’analisi?
Lo studio si basa sul modello open-source TEMOA-Italy, utilizzandone una versione che rappresenta il sistema elettrico italiano suddiviso nelle 20 regioni. Per analizzare il ruolo del nucleare, il modello è stato arricchito con la rappresentazione tecno-economica di quattro tipologie di reattori: un reattore ad acqua pressurizzata di grande taglia (EPR), un reattore modulare di piccola taglia sempre ad acqua pressurizzata (SMR), un reattore di quarta generazione raffreddato a piombo e uno raffreddato a gas. Oltre ai reattori, il modello rappresenta esplicitamente l’intera catena di fornitura del combustibile nucleare, lo stoccaggio dei rifiuti radioattivi e la possibilità di riprocessamento del combustibile esausto, come mostrato in Figura 1.
L’analisi esplora sistematicamente 27 scenari ottenuti combinando tre possibili traiettorie dei costi di investimento overnight al 2050 (stabili, moderatamente crescenti o fortemente crescenti rispetto ad oggi), tre livelli del tasso di interesse applicato al finanziamento degli impianti (6%, 8% e 10%), e la possibilità o meno che gli SMR beneficino di condizioni di finanziamento più favorevoli rispetto ai reattori di grande taglia (tassi inferiori di 1% e 2%), un’ipotesi data dalla minore esposizione al rischio finanziario di questi impianti.
Quando il nucleare diventa competitivo?
La competitività del nucleare dipende in modo determinante dalle condizioni di finanziamento. Il nucleare risulta conveniente in 23 casi dei 27 analizzati. Negli scenari con costi stabili, il vincolo di 8 GW di capacità installata viene sempre saturato, indipendentemente dal tasso di sconto assunto. Negli scenari con costi crescenti, la capacità installata si riduce all’aumentare dei tassi. Nei quattro scenari con la traiettoria di costo più sfavorevole e tassi elevati, invece, non viene installato alcun impianto nucleare. In sintesi, il nucleare rimane competitivo nella maggioranza dei casi, ma perde attrattività quando l’aumento dei costi di costruzione si combina con tassi di interesse dell’8% o superiori.
Il confronto tra reattori di grande taglia e SMR rivela dinamiche interessanti. I grandi reattori sfruttano le economie di scala, ma la loro lunga durata di costruzione (assunta pari a 10 anni contro 6 degli SMR) li rende molto più sensibili al costo del capitale. Di conseguenza, i grandi reattori risultano preferiti nelle condizioni di finanziamento più favorevoli, mentre gli SMR diventano relativamente più competitivi al crescere dei tassi.
Tra gli effetti di sistema, l’introduzione del nucleare riduce le importazioni di elettricità fino al 50% rispetto allo scenario senza nucleare. Nella sola Lombardia, la regione con la domanda più elevata e la concentrazione più consistente di capacità nucleare installata, la quota di elettricità coperta da importazioni cala dal 41% a una frazione trascurabile.
Dove si costruiscono i reattori? Quattro politiche di siting a confronto
Un aspetto originale dell’analisi riguarda la localizzazione degli impianti. In assenza di studi recenti mirati all’identificazione di siti adatti ad ospitare impianti nucleari, lo studio confronta quattro ipotesi alternative:
- FREE: Nessuna restrizione regionale, pura minimizzazione dei costi, utilizzato a fine di paragone per gli altri scenari.
- CNEN: Installazioni limitate alle regioni identificate nella storica mappa di idoneità del 1979.
- CNAI: Installazioni limitate alle regioni che ospitano aree incluse nella mappa del deposito nazionale di rifiuti radioattivi del 2023.
- CENT: Fissione limitata alle quattro regioni che in passato hanno già ospitato centrali nucleari (Piemonte, Emilia Romagna, Lazio e Campania).
Il confronto fra questi scenari consente di stimare il “costo” in termini di sistema che deriva dall’imposizione di vincoli geografici, rispetto a una localizzazione puramente ottimale, e le implicazioni per il sistema elettrico.
Il nucleare come sostituto del solare al Nord
Confrontando lo scenario senza nucleare (NONUC) con quello CNEN, emerge un pattern geografico chiaro: il nucleare si installa prevalentemente nel Nord Italia, dove agisce come sostituto del fotovoltaico (Figura 2). Collocando reattori a carico base vicino ai grandi centri di domanda del Nord, come la Lombardia, il sistema evita di installare ingenti quantità di pannelli solari in aree dove i capacity factor sono strutturalmente bassi. Le regioni del Sud continuano invece a sviluppare ampie capacità rinnovabili intermittenti.
Il sistema elettrico italiano soffre di un noto squilibrio spaziale: la domanda è concentrata nel Nord industriale, mentre il maggiore potenziale rinnovabile si trova al Sud, rendendo necessario un massiccio trasporto di energia lungo la penisola. L’introduzione del nucleare non modifica in modo sostanziale questo flusso Nord-Sud dato il vincolo massimo di 8GW installabili.
Cosa cambia per il sistema con il nucleare?
I vantaggi di sistema di un’integrazione nucleare sono quantificabili su più fronti (Figura 3):
- Risparmio economico. L’introduzione del nucleare riduce il valore attuale netto dei costi di sistema fino a 8 miliardi di euro rispetto allo scenario solo-rinnovabili, soprattutto tagliando le spese per impianti di backup e stoccaggi di grandi dimensioni.
- Meno backup termoelettrico. La presenza di una fonte dispatchable riduce la capacità termoelettrica di riserva fino al 12%, equivalente a circa 6 GW in meno.
- Meno batterie. Le esigenze di stoccaggio a scala nazionale si riducono fino al 42%.
- Meno curtailment. La produzione rinnovabile sprecata (curtailment) cala del 35%.
- Meno suolo occupato. Grazie all’alta densità di potenza del nucleare, il fabbisogno complessivo di suolo per le infrastrutture elettriche si riduce del 25%.
Come funziona il sistema ora per ora?
Guardando i profili orari di generazione in Figura 4, l’effetto del nucleare è immediatamente visibile: il blocco costante di generazione nucleare copre la base della curva di carico e appiattisce i picchi diurni del fotovoltaico, riducendo la necessità di caricare e scaricare intensivamente le batterie. In Lombardia, in particolare, la presenza del nucleare azzera quasi completamente la dipendenza strutturale dalle importazioni transfrontaliere di elettricità.
Limitazioni dell’analisi
Come ogni modello, anche questo studio porta con sé alcune semplificazioni che vale la pena richiamare.
L’analisi esplora in modo sistematico l’incertezza sui parametri economici del nucleare (costi di investimento e costo del capitale), ma adotta assunzioni fisse per tutte le altre tecnologie del sistema – rinnovabili, reti, stoccaggi – per le quali non si conduce un’analisi analoga. I risultati potrebbero quindi variare se si considerasse anche l’incertezza su questi parametri.
Per quanto riguarda la tecnologia nucleare, lo studio considera un numero limitato di tipologie di reattori, anche di quarta generazione. L’incertezza sui loro costi di investimento viene gestita attraverso un’analisi di sensitività, in assenza di dati più precisi.
Nella versione specificatamente usata per questo studio, il modello non rappresenta le possibili sinergie tra il nucleare e altri settori energetici: ad esempio, produzione di idrogeno da fonte nucleare, fornitura di calore a bassa temperatura per il riscaldamento degli edifici, o ad alta temperatura per applicazioni industriali. Queste interazioni potrebbero modificare sia la competitività del nucleare sia le implicazioni di sistema.
La suddivisione del territorio italiano nelle 20 regioni amministrative offre una visione regionale utile, ma potrebbe non essere sufficiente a catturare le specificità legate a siti particolari o a identificare con precisione le migliori localizzazioni per i nuovi impianti.
Infine, la risoluzione temporale si basa su 4 giorni rappresentativi con dettaglio orario. Una serie temporale più fine permetterebbe di rappresentare anche eventi rari – sia lato domanda che lato produzione – che potrebbero influenzare i risultati, specialmente per le tecnologie di stoccaggio e backup e di conseguenza per il resto del sistema.
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Lo studio è stato condotto – nell’ambito del gruppo di ricerca MAHTEP – da Andrea Mastrantuono, Daniele Mosso, Laura Savoldi (Politecnico di Torino), Matteo Nicoli, Valeria Di Cosmo (Università degli Studi di Torino) e Anderson Rodrigo de Queiroz (NC State University). L’articolo è disponibile in open access su Energy (Elsevier): https://doi.org/10.1016/j.energy.2026.141475