Una giornata per capire il futuro, ripensare l’energia e costruire una cittadinanza scientifica.
Un evento aperto a cittadini, studenti, insegnanti e professionisti per orientarsi nel presente dell’energia nucleare, dialogare con ricercatori e divulgatori, e riflettere sul ruolo della scienza nella società. Panel, momenti di confronto diretto, spazi di discussione libera e interventi di esperti: un’intera giornata per fare chiarezza, porre domande e partecipare in modo consapevole alle scelte che riguardano il nostro futuro energetico.
L’iniziativa è organizzata da Liberi Oltre le Illusioni e dal Comitato Nucleare e Ragione, due realtà impegnate nella promozione del pensiero critico, della divulgazione scientifica e di un dibattito pubblico informato sui temi dell’energia.
Annunciamo la data del secondo appuntamento di “Chiacchierate Nucleari”, il ciclo di seminari divulgativi promosso dalla Young Generation dell’Associazione Italiana Nucleare, in collaborazione con il Comitato Nucleare e Ragione.
Dove e quando?
Il 26 febbraio alle 18:30 sarà nostro ospite Magnus Mori, di URENCO, azienda leader nei servizi di arricchimento dell’uranio e prodotti per il ciclo del combustibile destinato all’industria nucleare civile. Il seminario sarà trasmesso in diretta su Youtube e permetterà al pubblico di interagire con il relatore e porre le domande in tempo reale.
Di cosa si parlerà?
Mentre i reattori avanzati si avvicinano alla diffusione commerciale, il combustibile sta diventando uno dei fattori più cruciali nel determinare le tempistiche di mercato e la competitività. I progetti di reattori innovativi promettono nuove prestazioni e modelli di business, ma ognuno di essi si affida a tipologie di combustibile che differiscono significativamente dalla tecnologia dei reattori ad acqua leggera odierni. I combustibili avanzati richiedono spesso un arricchimento più elevato (HALEU), approcci di fabbricazione innovativi e l’accesso a percorsi di test di irraggiamento e qualificazione che rimangono limitati a livello mondiale. Garantire tempestivamente una fornitura affidabile di combustibile sta emergendo rapidamente come un importante elemento di differenziazione e un fattore determinante per i programmi di implementazione. Grazie a nuovi strumenti di modellazione, alla produzione additiva e ai crescenti investimenti pubblici e privati, il ritmo dell’innovazione nel campo del combustibile sta aumentando e nuove catene di approvvigionamento iniziano a prendere forma.
Nel webinar, affronteremo queste nuove opportunità, quali reattori sono più vicini alla realizzazione tecnologica, e le lacune che possono costituire barriere ma anche opportunità allo sviluppo delle nuove tecnologie nucleari.
Qualche informazione sullo speaker
Biografia: Il dott. Magnus Mori guida la strategia commerciale di Urenco nel mercato dei combustibili nucleari avanzati, promuovendo innovazione e crescita. Con oltre 25 anni di esperienza in ambito normativo, operativo ed dirigenziale, vanta una profonda competenza nel settore e una comprovata esperienza nella creazione di valore lungo tutta la filiera dell’energia nucleare. Riconosciuto come punto di riferimento autorevole nel settore, il Dott. Mori collabora attivamente con gli stakeholder globali per promuovere il ruolo dell’energia nucleare nella decarbonizzazione e nella sicurezza energetica.
Chiarezza normativa, neutralità tecnologica e roadmap realistica: le proposte di emendamento alla legge delega
Il 3 febbraio 2026, il Comitato Nucleare e Ragione è stato audito presso le Commissioni riunite Ambiente (VIII) e Attività Produttive (X) della Camera dei Deputati in merito al DDL 2669, riguardante la delega al Governo in materia di energia nucleare sostenibile.
Pubblichiamo il video dell’intervento, la presentazione multimediale nonché il testo del documento consegnato alle Commissioni e depositato agli atti.
come Comitato Nucleare e Ragione desideriamo anzitutto esprimere apprezzamento per il fatto che, con il disegno di legge n. 2669, il Governo compie finalmente una scelta chiave che rompe un lungo immobilismo e riporta l’energia nucleare dentro una strategia nazionale di sicurezza energetica, competitività industriale e decarbonizzazione al 2050, in coerenza con il quadro europeo e con la Tassonomia UE per la finanza sostenibile.
Valutazione generale del disegno di legge
Il disegno di legge si colloca correttamente dentro gli obiettivi di neutralità carbonica al 2050, individuando nella combinazione di rinnovabili, nucleare e gas con CCS uno scenario coerente con gli indirizzi dell’Agenzia Internazionale per l’Energia e con il PNIEC aggiornato, che attribuisce al nucleare una potenziale quota compresa fra l’11 e il 22% della domanda elettrica nazionale, pari a 8-16 GW di capacità installata.
La Relazione illustrativa sottolinea in modo condivisibile che l’attuale mix fondato su fonti fossili, rinnovabili e import di energia elettrica, in particolare dalla Francia, espone l’Italia a rischi geopolitici, a volatilità dei prezzi e a un crescente gap di competitività, aggravato dalla domanda elettrica aggiuntiva legata a datacenter e intelligenza artificiale, che richiedono produzione continua e decarbonizzata.
È altrettanto condivisibile l’impostazione di principio basata sulla neutralità tecnologica, sul riconoscimento del nucleare tra le attività “sostenibili” ai sensi del regolamento (UE) 2020/852 e dei relativi atti delegati, nonché sull’esigenza di una disciplina organica che copra l’intero ciclo di vita degli impianti: progettazione, autorizzazione, esercizio, gestione dei rifiuti radioattivi, disattivazione e smantellamento.
Infine, si valuta con favore la previsione di specifiche campagne di informazione e procedure di consultazione capillare. Si tratta di un punto di centrale rilevanza per la nostra Associazione, che ha fatto della divulgazione scientifica e della promozione di una cittadinanza consapevole la propria missione fondativa. La trasparenza e la correttezza del dato tecnico sono pilastri indispensabili per avviare un percorso partecipato, garantendo che il dibattito sul mix energetico bilanciato sia sostenuto da un dialogo aperto e basato su evidenze oggettive, con i cittadini e i territori interessati.
Principali criticità e contraddizioni
Accanto a questi elementi positivi, riteniamo che il testo presenti alcune contraddizioni di fondo, che rischiano di indebolire la coerenza della delega e la sua efficacia operativa.
Ci riferiamo in particolare al rischio che l’esplicitazione di una “rottura” simbolica con il passato, si traduca in un’esclusione sostanziale delle tecnologie oggi esistenti e mature.
La Relazione insiste sul fatto che il “nucleare sostenibile oggi rappresenta una delle fonti energetiche più sicure e pulite” e che non è tecnologicamente comparabile con gli impianti di Prima e Seconda Generazione dismessi in Italia, richiamando anche la giurisprudenza costituzionale per superare i vincoli referendari (Analisi tecnico-normativa, Parte I, paragrafo 4 – “Analisi della compatibilità dell’intervento con i principi costituzionali”).
Tuttavia, l’articolazione del testo – a partire dall’articolo 2, comma 1, lettere f), g), h) e i), e dal successivo articolo 3 sui principi e criteri direttivi – concentra di fatto la delega sulle “migliori tecnologie nucleari” e sulle “tecnologie modulari e avanzate”, comprese SMR, AMR, microreattori e fusione, senza definire in modo chiaro ed esaustivo che cosa sia “energia nucleare sostenibile” né quali categorie di reattori rientrino o meno nel perimetro abilitato.
Assenza di una definizione normativa di “nucleare sostenibile”
Il disegno di legge richiama ripetutamente la sostenibilità ambientale, sociale ed economica, la Tassonomia UE e i parametri AIEA, ma non contiene una definizione legislativa di “fonte nucleare sostenibile” o di “nuove tecnologie nucleari” alla quale ancorare i decreti delegati.
In mancanza di una definizione esplicita, la selezione delle tecnologie viene di fatto rimandata alla fase attuativa, con un evidente rischio di incertezza regolatoria e di scelte legislative troppo restrittive, ad esempio limitate ai soli SMR di quarta generazione e alla fusione.
Neutralità tecnologica evocata ma non pienamente attuata
L’ampio spazio dedicato dalla Relazione allo sviluppo degli SMR, degli AMR, dei microreattori e dei progetti di fusione, rischia di generare una auto-limitazione interpretativa della delega. Sebbene venga infatti affermato esplicitamente il principio di neutralità tecnologica (art. 19, lettera a, Reg. UE 2020/852), l’enfasi sulla “cesura netta” con gli impianti del passato e il riferimento alle “migliori tecnologie disponibili, comprese le tecnologie modulari e avanzate”, senza chiarire la posizione rispetto alle tecnologie esistenti oggi in esercizio in altri Stati membri, introduce un bias normativo che lascia sullo sfondo le soluzioni consolidate di III+ generazione di grande taglia.
Tali tecnologie, pur essendo già ampiamente in esercizio in Europa e pienamente qualificate come “sostenibili” dalla Tassonomia UE alle medesime condizioni di sicurezza e gestione dei rifiuti radioattivi, sembrano subire pertanto un’esclusione di fatto. Questa ambiguità rischia di precludere l’accesso a soluzioni che potrebbero risultare più rapidamente disponibili e bancabili nel contesto europeo, rispetto a tecnologie modulari o sperimentali ancora in fase di consolidamento industriale.
Mancato coordinamento esplicito con il quadro europeo sulle tecnologie ammissibili
Il testo fa riferimento alla Tassonomia UE e alle direttive Euratom sulla sicurezza nucleare e sulla gestione dei rifiuti ma non chiarisce se la categoria di “energia nucleare sostenibile” coincida con le attività nucleari incluse nel regolamento (UE) 2020/852 e relativi atti delegati 2021/2139 e 2022/1214. In tale regolamento UE si include (sez. 4.27) la “costruzione ed esercizio sicuro di nuove centrali nucleari per la generazione di energia elettrica o di calore, anche ai fini della produzione di idrogeno, con l’ausilio delle migliori tecnologie disponibili”. Viene inoltre specificato che per “migliori tecnologie disponibili” si intende quelle “pienamente conformi alle prescrizioni della direttiva 2009/71/Euratom e che rispettano appieno i parametri tecnici più recenti delle norme dell’Agenzia internazionale per l’energia atomica (AIEA) nonché gli obiettivi di sicurezza e i livelli di riferimento dell’Associazione delle autorità di regolamentazione nucleare dell’Europa occidentale (WENRA).”
Senza un rinvio più preciso alla classificazione europea delle attività nucleari ammissibili nella Tassonomia, il rischio è che l’ordinamento italiano si collochi in un alveo più ristretto di quello europeo, limitando ex ante opzioni tecnologiche che altri Stati membri considerano pienamente compatibili con gli obiettivi climatici e di sicurezza.
In questa prospettiva, la corretta definizione del perimetro tecnologico non è solo un requisito normativo, ma il presupposto essenziale per costruire un rapporto di fiducia tra Stato e cittadini. Per la nostra Associazione, che annovera la costruzione di una cittadinanza informata tra i propri pilastri statutari, il rigore scientifico e l’aderenza alle evidenze numeriche rappresentano le precondizioni indispensabili per compiere scelte energetiche realmente condivise. Un consenso solido non può essere costruito su una selezione parziale delle tecnologie, ma deve poggiare sull’onestà intellettuale di presentare l’intero spettro delle soluzioni che la comunità scientifica e il quadro regolatorio europeo hanno già qualificato come sicure e sostenibili.
Proposte di emendamento
Con spirito costruttivo, proponiamo alcuni emendamenti e aggiustamenti.
1. Definizione di “energia nucleare sostenibile” e di “nuove tecnologie nucleari”
Introduzione, all’articolo 1 o all’articolo 2, di una definizione normativa di “energia da fonte nucleare sostenibile”. In particolare:
Inserire un comma che precisi che, ai fini della presente legge, per “energia da fonte nucleare sostenibile” si intendono le attività di produzione di energia da fissione e da fusione nucleare che rispettano i criteri tecnici di cui alla normativa dell’Unione Europea in materia di attività ecosostenibili, come disciplinata dal regolamento (UE) 2020/852 e dai relativi atti delegati, nonché i parametri di sicurezza fissati dall’AIEA e dalla normativa Euratom.
Tale precisazione renderebbe oggettivo il perimetro della delega, evitando che la categoria di “nucleare sostenibile” venga definita in modo discrezionale o restrittivo in sede di decreti legislativi.
Chiarimento, all’articolo 3, del concetto di “migliori tecnologie nucleari”. Nello specifico:
Integrare la lettera c) del comma 1, precisando che tra le “migliori tecnologie nucleari” rientrano sia gli impianti di terza generazione avanzata e di generazione successiva, sia le tecnologie modulari e avanzate (SMR, AMR, microreattori), purché conformi ai requisiti di sicurezza e sostenibilità di cui alla disciplina UE e all’AIEA.
In questo modo, la delega non si chiuderebbe su una sola classe tecnologica (SMR e oltre), ma resterebbe coerente con il principio di neutralità tecnologica e con il quadro europeo.
2. Inclusione espressa delle tecnologie esistenti conformi alla Tassonomia UE
Emendamento all’articolo 2, comma 1, lettera f):
Nel disciplinare la sperimentazione, la localizzazione, la costruzione o installazione e l’esercizio di nuovi impianti di produzione di energia da fonte nucleare sostenibile, specificare che rientrano nel campo di applicazione sia gli impianti di nuova progettazione, sia impianti di tipologia già collaudata e in esercizio in altri Stati membri, purché conformi ai criteri di sostenibilità e sicurezza richiamati dalla legge.
Ciò eviterebbe che l’aggettivo “nuovi” venga interpretato come esclusione di ogni tecnologia attuale non etichettata come “avanzata”, assicurando continuità con le esperienze e le migliori pratiche internazionali.
Introduzione, all’articolo 2, di una lettera aggiuntiva sul principio di neutralità tecnologica:
Prevedere espressamente che, nell’attuazione della delega, il Governo assicura il rispetto del principio di neutralità tecnologica, stabilendo obiettivi di decarbonizzazione, sicurezza e competitività, e rimettendo la scelta delle soluzioni tecnologiche agli operatori, nel rispetto dei requisiti di sicurezza nucleare e di gestione dei rifiuti.
Una norma chiara, un perimetro definito e un rinvio puntuale alla Tassonomia UE non allargano né restringono politicamente il nucleare: rendono semplicemente credibile la strategia italiana agli occhi degli investitori e dei partner europei.
3. Rafforzamento della disciplina sulle tecnologie già operative e sui tempi
Previsione di criteri temporali e di maturità tecnologica:
All’articolo 3, comma 1, aggiungere un criterio specifico che preveda che i decreti legislativi tengano conto della maturità tecnologica (TRL) delle diverse soluzioni di fissione e di fusione, distinguendo tra tecnologie già industrialmente disponibili e tecnologie ancora sperimentali o dimostrative.
In questa prospettiva, si potrebbe prevedere che il Programma nazionale per il nucleare sostenibile, di cui all’articolo 2, comma 1, lettera a), definisca scenari e tempistiche differenziate per l’impiego di reattori di terza generazione avanzata, SMR/AMR e progetti di fusione, evitando di basare obiettivi di sicurezza energetica sul solo sviluppo di tecnologie non ancora commerciali.
Rafforzamento del coordinamento con il PNIEC e con il mercato elettrico:
All’articolo 3, lettera r) (o alla lettera che disciplina il coordinamento con il mercato elettrico), integrare il coordinamento della disciplina della produzione di energia da fonte nucleare con le altre disposizioni che regolano il mercato elettrico, prevedendo che il PNIEC e gli strumenti di pianificazione energetica nazionale incorporino in modo trasparente gli scenari nucleari, distinguendo tra capacità potenziale da tecnologie disponibili e da tecnologie emergenti.
Se vogliamo che il nucleare contribuisca davvero alla sicurezza del sistema, non possiamo costruire le fondamenta della casa su tecnologie che, oggi, sono ancora soltanto sulla carta o in fase sperimentale.
Considerazioni conclusive
Questo disegno di legge apre una fase nuova per il Paese: il nucleare cessa di essere un tabù ed entra, finalmente, nella grammatica ordinaria della politica energetica italiana.
Perché questa svolta diventi reale, però, è essenziale che la legge-delega non si auto-vincoli a un “nuovo nucleare” indefinito e ristretto ai soli SMR, AMR e alla fusione, ma consenta al legislatore delegato e agli operatori di utilizzare l’intero spettro delle tecnologie nucleari sostenibili riconosciute dall’Unione Europea, purché sicure, controllate e pienamente tracciabili lungo tutto il ciclo di vita.
Chiediamo quindi alle Commissioni riunite di valutare emendamenti che chiariscano la definizione di “nucleare sostenibile”, rafforzino il principio di neutralità tecnologica e assicurino la piena coerenza tra la strategia italiana e il quadro europeo. Tale chiarezza normativa è il presupposto imprescindibile per garantire che le campagne informative previste dall’articolato rispondano a criteri di imparzialità e rigore tecnico-scientifico, contribuendo così a ricostruire quel patto di fiducia tra istituzioni e società civile nel quale la nostra associazione è pronta a fare la propria parte, mettendo a disposizione le proprie competenze e la propria rete di divulgazione scientifica. È un passaggio necessario affinché la collettività comprenda che questa strategia punta a un futuro energetico più sicuro e sostenibile, restituendo all’Italia un ruolo attivo e credibile, capace di proiettarla nuovamente alla frontiera della tecnologia nucleare in Europa.
Roma, 3/2/2026
Pierluigi Totaro Presidente Comitato Nucleare e Ragione
Il giorno 13 febbraio, alle ore 21:00, si svolgerà presso la Biblioteca Comunale di Balzola (AL) una conferenza promossa dal Comune in collaborazione con il Comitato Nucleare e Ragione.
Relatori: – ing. Marco De Pietra (Comitato Nucleare e Ragione) – ing. Riccardo Mariscalco (Comitato Nucleare e Ragione) – ing. Fulvio Mattioda (SOGIN)
La conferenza affronta il tema dell’energia nucleare lungo un percorso temporale che ne analizza evoluzione, stato attuale e prospettive future.
Nel passato, l’attenzione è rivolta alla centrale nucleare di Trino, di cui viene illustrato il funzionamento, le principali procedure operative e l’evoluzione dei criteri di sicurezza. Questo excursus consente di comprendere come la tecnologia nucleare si sia sviluppata nel tempo, con un crescente focus sulla sicurezza e sull’affidabilità degli impianti.
Il presente è dedicato alle attività di decommissioning degli impianti nucleari italiani, con particolare riferimento al ruolo di SOGIN. Vengono presentati lo stato di avanzamento dei lavori, le attività di smantellamento e gestione dei rifiuti radioattivi, elementi chiave per la chiusura in sicurezza del ciclo nucleare nel nostro Paese.
Infine, lo sguardo si apre al futuro, analizzando le prospettive di una possibile ripresa del nucleare nei prossimi decenni. Il nucleare viene considerato come una tecnologia strategica da affiancare alle fonti rinnovabili, sia nella lotta al cambiamento climatico sia nel garantire stabilità e sicurezza al sistema energetico, con potenziali benefici anche sul contenimento dei costi dell’energia.
Sarà possibile seguire l’evento anche da remoto, sul canale Youtube della Biblioteca Comunale di Balzola.
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.
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:
Lo scenario della devastazione visiva: riempire le colline di pannelli e pale per inseguire l’autonomia green, uccidendo il turismo.
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
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.
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.
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).
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).
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).
Una media di 101 ab./km² contro la media di 4,3 ab./km² del Nord Dakota.
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).
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.
North Dakota Legislative Branch, Testo di legge House Bill HB 1025 (69th Legislative Assembly) e Risoluzione Concorrente HCR 3015.
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).
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).
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).
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).
Per il concetto di Densità di Potenza: Vaclav Smil, Power Density: A Key to Understanding Energy Sources and Society, MIT Press.
Per i dati sul Consumo di Suolo: ISPRA, Rapporto Consumo di Suolo, Dinamiche Territoriali e Servizi Ecosistemici, Edizione 2024/2025.
Per l’analisi economica (Valore Aggiunto Turismo vs Industria): Banca d’Italia, Economie Regionali – L’Umbria, e dati Istat su Valore aggiunto per occupato.
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).
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).
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.
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.
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.
Riprendono le nostre Chiacchierate Nucleari, il ciclo di seminari divulgativi dedicato all’energia e alle tecnologie nucleari, nato dalla collaborazione del Comitato Nucleare e Ragione con la Young Generation dell’Associazione Italiana Nucleare (AIN).
Cosa aspettarsi? Professionisti, ricercatori, e studenti del settore condivideranno la loro esperienza professionale con un linguaggio chiaro, esaustivo e, soprattutto, alla portata di tutti.
Dove seguirci? Tutti gli appuntamenti saranno trasmessi in diretta sul canale Youtube di AIN. Potrete interagire live con i relatori e porre le vostre domande in tempo reale.
Il primo appuntamento? Si comincia giovedì 29 gennaio, alle 18:30. Ospite della serata sarà Riccardo Chebac, intervistato da Piergiorgio Croce. Argomento della chiacchierata: “GraphiCore: la startup italiana che rivoluziona il decommissioning della grafite nucleare”.
Non mancate e, soprattutto, passate parola: la conoscenza è più bella se condivisa!
Biografia dello spekaer: Riccardo Chebac si laurea nel 2020 in Ingegneria Nucleare presso il Politecnico di Milano, dove consegue quattro anni dopo il dottorato di ricerca (PhD) sul decommissioning della grafite. Durante il dottorato lavora presso la divisione Radioactive Waste Management and Decommissioning della Nuclear Energy Agency (OECD-NEA), occupandosi di tematiche legate alla gestione dei rifiuti radioattivi e allo smantellamento di impianti nucleari. In parallelo svolge attività di consulenza come esperto esterno per fondi di investimento e aziende del settore nucleare. Nel corso di questo percorso fonda GraphiCore, startup deep-tech focalizzata sullo sviluppo di tecnologie avanzate per il decommissioning di reattori a grafite, di cui è attualmente CEO e Chairman.
Lo scorso 10 dicembre il presidente del Comitato Nucleare e Ragione è intervenuto al convegno annuale dell’Associazione Italiana Nucleare, partecipando al panel “La comunicazione secondo i giovani e il ruolo delle associazioni”.
Condividiamo con piacere la registrazione integrale del suo intervento.
Il video completo con tutti gli interventi del panel è disponibile qui.
Ringraziamo Francesca Carobene, presidente INYG-AIN, per aver moderato il panel, e Stefano Monti per aver fortemente voluto dedicare l’intero convegno a un tema tanto cruciale quanto spesso trascurato: la comunicazione e lo stakeholder engagement nel settore nucleare.
Un ringraziamento va anche agli altri relatori del panel per l’interessante scambio di prospettive e per il comune auspicio di un coinvolgimento sempre più ampio delle associazioni e di un pieno e strutturale riconoscimento del loro ruolo nella diffusione della cultura scientifica nel nostro Paese e nella promozione di una narrazione più oggettiva, onesta e trasparente delle tecnologie nucleari.
Relatori del panel:
Pierluigi Totaro – Presidente del Comitato Nucleare e Ragione
Gabriella De Maio – Vice presidente WEC Italia
Emanuele Martinolli – Board Member SPIN
Silvia Sciubba – Francescana Secolare
Monica Tommasi – Presidente Amici della Terra Italia
Ricardo Berjano Andolfi – Italy and EU Media Relations Executive, newcleo
Céline Conreau – Presidente Women in Nuclear Italy
È stata una giornata particolarmente proficua e ricca di fiducia per il futuro. Siamo lieti, come associazione, di aver preso parte all’evento con una nutrita delegazione di soci e, riprendendo il refrain dell’intero convegno, non possiamo che concludere così: si passi ora dal dire, al fare!
Il futuro infatti non si attende: si costruisce, insieme, a partire da oggi.
Un tema così complesso e articolato come quello della transizione energetica deve essere affrontato con serietà e rigore, per questo il Comitato Nucleare e Ragione, associazione che dal 2011 si dedica a fornire una chiara divulgazione scientifica in merito alle tecnologie nucleari, ha voluto replicare punto per punto alle affermazioni apparse il 15/12/2025 nella Cronaca di Terni del Corriere dell’Umbria, a firma di AVS Terni.
Le argomentazioni trattate nella nota di AVS Terni sono le seguenti:
[1] Il nucleare non è un’energia verde Il nucleare non è un’energia verde, dal momento che, come tutti sembrano dimenticare, in Italia non è stato ancora individuato un sito sicuro per smaltire le scorie.
[2] Ci sono già stati due referendum Ci sono stati già due referendum sulla possibilità di ospitare in Italia impianti nucleari.
[3] Il nucleare è legato all’economia di guerra Il ritorno al nucleare si registra quando abbiamo deciso di investire in un’economia di guerra, di corsa agli armamenti.
[4] I mini reattori (SMR) saranno costosi, inefficaci e tossici I mini reattori sforeranno tempi e costi, saranno inefficienti e procureranno ancora più intossicazione ambientale e nessuna garanzia per la riduzione dei costi delle bollette (Rapporto Banca d’Italia Giugno 2025).
[5] Servono 10-19 anni, ma il problema è adesso Per giungere alla piena operatività, il nucleare ha bisogno dai 10 ai 19 anni, ma il problema energetico è adesso.
[6] L’investimento nel nucleare toglie risorse alle rinnovabili L’investimento negli SMR distoglierebbe risorse da tecnologie a zero emissioni di carbonio e a basso costo, come eolico, solare, idroelettrico, geotermico.
[7] Nucleare dipendente dalle multinazionali vs. Rinnovabili democratiche L’energia nucleare crea ancora dipendenza dalle multinazionali mentre le rinnovabili sono democratiche, ciascuno è proprietario della propria energia.
Ecco come il Comitato Nucleare e Ragione replica, punto per punto a queste affermazioni.
1. Il nucleare non è un’energia verde
Innanzitutto, in questa argomentazione è la definizione di “verde” ad essere travisata. Per l’Unione Europea una tecnologia è “verde” (ossia sostenibile dal punto di vista ambientale) se viene dimostrato che non arreca danno significativo a nessuno dei sei obiettivi ambientali della Tassonomia Europea per la Finanza Sostenibile (principio “Do No Significant Harm”). Il fatto stesso che il nucleare, in seguito al rapporto del JRC, sia stato inserito dall’UE nella Tassonomia lo qualifica come ambientalmente sostenibile e, quindi, finanziabile con fondi UE.
L’assenza in Italia di un deposito nazionale dei rifiuti radioattivi è una complicazione politico-amministrativa, non un limite tecnologico dell’energia nucleare. Paesi come Finlandia e Svezia hanno realizzato o stanno realizzando depositi geologici profondi considerati sicuri. Il volume di rifiuti ad alta attività prodotto dal nucleare civile è estremamente ridotto rispetto ai rifiuti tossici industriali che gestiamo quotidianamente senza lo stesso allarme sociale. Inoltre, la tecnologia per lo stoccaggio già esiste come dimostrano gli impianti in Francia, Svizzera o Paesi Bassi. Infine, i reattori di quarta generazione potrebbero riutilizzare parte delle scorie attuali come combustibile.
2. Ci sono già stati due referendum
I contesti storici e le urgenze cambiano; un referendum abroga una legge, non vieta una tecnologia per l’eternità. I referendum del 1987 si svolsero sull’onda emotiva dell’incidente di Chernobyl, il loro esito non vietava il nucleare in sé, ma abrogava norme specifiche (come i contributi agli enti locali). Fu una decisione politica successiva a decretare, nel 1990, la chiusura definitiva degli impianti e ad avviarne lo smantellamento. Il referendum del 2011 si celebrò a pochi mesi dall’incidente alla centrale giapponese di Fukushima Daiichi, in un clima di fake news e in assenza di un dibattito equilibrato e informato sulle reali conseguenze dell’incidente e sui progressi delle tecnologie nucleari, soprattutto dal punto di vista della sicurezza. Oggi il contesto è totalmente cambiato: la crisi climatica incalzante, le problematiche relative alla sicurezza degli approvvigionamenti energetici (dipendenza dal gas russo) e i costi dell’energia, nel 2011 erano percepiti diversamente. Le decisioni scientifiche e strategiche di lungo periodo devono quindi essere riconsiderate alla luce delle nuove tecnologie (generazione III+ e IV, SMR e AMR) e delle nuove necessità (obiettivi Net Zero 2050).
3. Il nucleare è legato all’economia di guerra
Questa è una correlazione spuria. Il ritorno al nucleare in Europa è motivato principalmente dalla crisi energetica seguita alla guerra in Ucraina e dalla necessità di decarbonizzazione. La tecnologia nucleare civile è distinta da quella militare, e paesi fortemente antinucleari militarmente (come la Germania) hanno avuto programmi civili. Il combustibile per i reattori civili richiede un arricchimento dell’uranio al 3-5% (o fino al 20% per alcuni SMR/AMR), mentre per gli armamenti atomici serve arrivare a oltre il 90%. Le filiere industriali sono completamente differenti. Molti Paesi con programmi di sviluppo nucleare civile (Finlandia, Svezia, Svizzera, Giappone) non hanno armi nucleari. Al contrario ci sono due Paesi che possiedono armi nucleari (Israele e Corea del Nord) senza avere un programma civile. Infine, è proprio l’indipendenza energetica garantita dal nucleare a contribuire a ridurre le tensioni geopolitiche legate all’approvvigionamento di gas e petrolio, che sono spesso causa di conflitti.
4. I mini reattori (SMR) saranno costosi, inefficaci e tossici
Questa visione ignora l’obiettivo industriale degli SMR e usa termini emotivi (“intossicazione”) slegati dai dati radiologici. La promessa degli SMR non sta nella grandezza, ma nella modularità. Costruirli in fabbrica e assemblarli in loco mira proprio ad abbattere i costi e i tempi che affliggono i grandi reattori costruiti “su misura”, specialmente in Europa e USA dove, per ragioni prevalentemente ideologiche, si è smesso di costruirli. Gli SMR (anche quelli di generazione III+) sono progettati con sistemi di sicurezza passiva (in caso di necessità entrano in funzione da soli, in base a principi fisici e naturali, senza necessità di intervento umano o azioni attive) e molti design di generazione IV riciclano il combustibile esausto, riducendo la radiotossicità delle scorie a lungo termine. Infine, in merito al Rapporto della Banca d’Italia: il documento citato evidenzia criticità economiche di cui è giusto prendere atto, ma le proiezioni economiche variano enormemente a seconda del tasso di sconto applicato e del prezzo di gas naturale / crediti carbonio / cattura CO2 previsto, ed è inoltre doveroso distinguere tra il costo di produzione (che interessa principalmente il singolo produttore e viene sintetizzato con la metrica del LCOE) dal prezzo in bolletta (che interessa tutti i consumatori) e che tiene conto di domanda ed offerta (dove mix energetico e capacity factor delle fonti di produzione incidono) e comprende oltre ai costi di produzione anche altri costi come il dispacciamento e altri oneri di sistema (costo delle infrastrutture di rete necessarie per utilizzare e garantire l’efficacia di una produzione aleatoria di energia diluita nei tempi e negli spazi come quella delle rinnovabili non programmabili). Il nucleare serve quindi come “assicurazione” sul prezzo stabile dell’energia, cosa che né gas né rinnovabili non programmabili possono garantire.
5. Servono 10-19 anni, ma il problema è adesso
La transizione energetica non finisce nel 2030; guardare solo al breve termine è l’errore che ci ha portato alla crisi attuale. Se avessimo ragionato con un’ottica di lungo periodo 15 anni fa, senza farci condizionare da fake news e suggestioni emotive, oggi avremmo potenzialmente già le prime centrali nucleari in funzione. Il fabbisogno di elettricità raddoppierà entro il 2050 (a seguito degli aumenti di consumi legati al trasporto elettrico, al riscaldamento domestico, ai datacenter…). Le fonti rinnovabili possono coprire parte di questa crescita, ma serve anche una base stabile che integri la produzione intermittente. Il momento migliore per piantare un albero era vent’anni fa, il secondo momento migliore è oggi. Non iniziare perché “ci vuole tempo” garantisce solo di non avere mai la soluzione. La transizione energetica non è una gara di sprint, ma una maratona.
6. L’investimento nel nucleare toglie risorse alle rinnovabili
Nucleare e rinnovabili sono fonti complementari, non alternative. Le risorse vanno sottratte ai fossili, non alle altre tecnologie green. Eolico e solare sono intermittenti. Senza una base stabile (baseload), per ogni GW di rinnovabili non programmabili bisogna installare centrali a gas di backup o sistemi di accumulo (batterie), che oggi hanno costi proibitivi e impatti ambientali enormi per l’estrazione di litio e cobalto. Tutti gli scenari autorevoli (IEA, IPCC) per raggiungere le zero emissioni nette (Net Zero) prevedono un mix di rinnovabili e nucleare. Il nucleare infatti riduce la necessità di sovradimensionare l’infrastruttura di trasporto (rete elettrica), di mantenere riserve di produzione (accumuli) e permette di assicurare bilanciamento e inerzia (evitando pericolosi blackout come quello del 28 Aprile 2025 nella Penisola Iberica). Si tratta di notevoli investimenti che sono dovuti all’incapacità strutturale delle rinnovabili aleatorie di garantire una produzione di energia costante nel tempo e resiliente (ossia in grado di rispondere a variazioni repentine della domanda), investimenti che, come segnalato recentemente anche da TERNA, fanno crescere in maniera esponenziale i costi marginali delle rinnovabili non programmabili quando la loro concentrazione in rete aumenta oltre una certa soglia.
7. Nucleare dipendente dalle multinazionali vs. rinnovabili democratiche
Anche le rinnovabili dipendono da filiere globali concentrate (spesso in Cina) e la “democrazia energetica” non può sostenere l’industria pesante. La quasi totalità dei pannelli fotovoltaici, delle batterie e dei magneti per l’eolico viene prodotta o raffinata in Cina. È una dipendenza geopolitica tanto quanto quella dell’uranio (che però è reperibile in Paesi politicamente stabili come Canada e Australia, si può stoccare per anni e rappresenta solo una piccola frazione (4-5%) del costo di generazione). L’idea che “ciascuno è proprietario della propria energia” funziona per una villetta, ma non può riguardare acciaierie, ospedali, ferrovie o città densamente popolate. Un paese industriale ha bisogno di una rete nazionale robusta, che è intrinsecamente gestita centralmente per garantire stabilità e frequenza. E se c’è una città prettamente industriale in Italia questa è Terni, i cui poli siderurgico e chimico trarrebbero indubbi vantaggi da un ritorno al nucleare in Italia: sia per la sicurezza e i costi dell’approvvigionamento energetico, che per il ruolo fondamentale che l’industria ternana potrebbe avere nello sviluppo e costruzione delle infrastrutture.
Il 5 dicembre scorso è venuto a mancare, all’età di 98 anni, il prof. Renato Angelo Ricci, uno dei padri della spettroscopia nucleare in Italia.
Il Professor Ricci ha avuto una carriera accademica di altissimo profilo, ma desideriamo ricordarlo in particolare per essere stato tra i pochissimi scienziati che, anche dopo l’esito referendario del 2011, continuarono a impegnarsi per tenere viva la speranza di un possibile ritorno dell’energia nucleare nel nostro Paese.
Fu tra i primi a credere nel progetto del Comitato Nucleare e Ragione e a sostenerne con convinzione le iniziative. Nel 2012, in qualità di presidente dell’associazione Galileo 2001, aderì al nostro appello pubblico per la convocazione di una Conferenza Nazionale sull’Energia, e si adoperò affinché anche la Società Italiana di Fisica e l’Associazione Italiana Nucleare – di cui era presidente onorario – facessero altrettanto. Fu quello un primo tentativo, per quanto a ragion veduta molto velleitario, di riportare all’attenzione dei media e della classe politica la necessità di approcciare il problema energetico con razionalità e senza ideologie, dando voce e credito alla comunità tecnico-scientifica.
Nel giugno 2013 andammo a trovarlo ai Laboratori INFN di Legnaro, da lui ancora assiduamente frequentati nonostante l’età avanzata. Pranzammo insieme. Fu un incontro piacevole, cordiale ed estremamente significativo, ma anche dal sapore agrodolce. Ricci sentiva il peso della solitudine e il fallimento della sua generazione, la quale aveva contribuito a portare l’Italia in prima linea tra le Nazioni all’avanguardia nelle tecnologie nucleari, ma al tempo stesso si era resa responsabile di aver fatto troppo poco per impedire che un simile patrimonio andasse perduto.
Dalle sue parole traspariva l’amara consapevolezza che quasi certamente non avrebbe potuto vivere abbastanza per veder riparato il danno. Al contempo, lodava noi ragazzi che eravamo venuti a trovarlo, e la nostra determinazione non ancora intaccata.
Interpretammo quell’incontro come un implicito e silenzioso passaggio di testimone.
Nel gennaio 2019 il Consiglio Direttivo del Comitato Nucleare e Ragione decise di conferire al prof. Ricci la qualifica di Socio Onorario, titolo con il quale è rimasto membro dell’associazione fino alla sua scomparsa della scorsa settimana.
Del prof. Ricci conserveremo l’eredità della sua tenace energia, l’onestà intellettuale e la ferma intenzione di non arretrare nemmeno di fronte alle cause (apparentemente) perse.
Buon viaggio prof. Ricci. Il nostro impegno prosegue senza sosta, e le centrali nucleari le costruiremo anche per lei. E’ una promessa.
Riproponiamo questo articolo pubblicato originariamente su Rivista Energia. Ringraziamo l’autore. Per un approfondimento completo: Post Normal Times.
Un recente articolo di Montel News sostiene che le strategie divergenti di Germania e Francia esemplificano lo stravolgimento di una ormai datata gerarchia delle risorse per un mercato distribuito guidato dall’offerta, rivelando come nucleare e rinnovabili sarebbero incompatibili nei mercati dell’elettricità.
Tuttavia, questa affermazione è in contrasto con la “logica di sistema” che, per definizione, porta a diversi risultati ottimali in base a vincoli e condizioni differenti. Nel contesto delle reti elettriche significa adottare un approccio olistico alla pianificazione, ottimizzazione e gestione di tutti i componenti (generazione, domanda, trasmissione, distribuzione) per raggiungere obiettivi come decarbonizzazione, affidabilità ed efficienza economica. Pertanto, non esiste un percorso unico.
Incompatibilità nucleare/rinnovabili? Un’inquadratura più appropriata
Gli impegni di decarbonizzazione hanno portato a sostanziali incentivi alle fonti rinnovabili intermittenti (VRE) negli anni 2000-2010, con la maggior parte della capacità installata ancora sotto contratti di sostegno pubblico nella maggior parte dell’UE e fortemente distorta da feed-in tariff (FIT) precoci e costosi. In Germania, ad esempio, impianti del 2008-2012 rappresentano ancora la metà delle spese di sovvenzione.
Ciò ha portato ad un rapido sviluppo delle industrie fotovoltaica ed eolica con significativi cali di costo, ma le tecnologie più economiche di oggi richiedono garanzie di reddito nella maggior parte dei mercati a causa della cosiddetta “cannibalizzazione”, ovvero il rapido calo dei prezzi catturati (valore ponderato in base al volume che un generatore riceve per l’elettricità venduta nel mercato spot in un periodo specifico) causato dalla capacità incentivata più costosa.
Tuttavia, presumere che questo equilibrio sia garantito nel tempo non sembra prudente o logico date le condizioni e esigenze del sistema in evoluzione, come ad esempio:
curva del carico residuo all’aumentare della penetrazione di generazione a costi marginali zero;
andamenti della domanda stagionale man mano che veicoli elettrici, pompe di calore e altri carichi si aggiungono alla rete;
disponibilità della flotta programmabile tra dismissioni, ammodernamenti e nuove risorse;
requisiti di aumento della rete elettrica in base allo sviluppo dei punti precedenti.
Francia vs Germania: sotto la lente d’ingrandimento
Nel biennio 2023-24, i costi dei servizi di sistema e le tariffe di rete mostrano dinamiche divergenti in Francia e Germania:
Sebbene le bollette residenziali non siano sempre la miglior metrica per confrontare i costi totali, la direzione generale è difficile da contestare: il mix di risorse francese sembra aver meglio assorbito l’aumento VRE rispetto all’area Germania, Austria e Lussemburgo (DE-AT-LU).
Inoltre, uno studio pubblicato nel settembre 2024 quantifica costi e benefici netti di un ipotetico rinvio della dismissione degli ultimi reattori tedeschi per i primi mesi del 2023. Ne risulta che un maggior “carico di base” (baseload) garantito dal nucleare avrebbe comportato una riduzione dei costi totali del sistema.
Meno flessibile vs non così complementare
“La flessibilità tecnica del nucleare è possibile ma costosa e ha limiti rigidi” sostiene Josephine Steppat su Montel. Una sentenza eccessivamente pessimista, in netto contrasto con i preziosi spunti offerti dall’esperienza europea:
reattori in modulazione per 10 anni hanno registrato un aumento marginale dell’interruzione per manutenzione (1-2%) rispetto ad altri in modalità “base”;
operazioni flessibili comportano un consumo leggermente più elevato di uranio, circa il 25% in più per la stessa quantità di elettricità prodotta. Poiché il costo del combustibile nucleare è nell’ordine di 5-10 €/MWh, l’impatto sul costo finale è trascurabile;
EDF ha indicato che la modulazione causa affaticamento termico sul circuito primario, ma i limiti per le variazioni di potenza durante l’arco della vita sono conosciuti dalla fase di progettazione, e i componenti sono soggetti a prove periodiche, manutenzione preventiva, e riqualificazioni correttive;
Al contrario, “I produttori generano più energia rinnovabile durante il giorno dal solare e di notte dal vento” è una semplificazione. Un’analisi di Julien Jomaux riassume come la complementarietà eolica e solare dipenda dalla risoluzione spaziale e temporale in esame (oltre a potenziale geografico): forte su scala stagionale e nazionale, meno su base oraria e nodo di rete!
Questo evidenzia le sfide che un sistema basato su VRE incontrerà nello sviluppare, dimensionare e localizzare:
un portafoglio adeguato di risorse di stoccaggio per sfruttare eccessi di generazione rinnovabile altrimenti tagliati (e conseguenti prezzi nulli o negativi) e ridurre entità e frequenza degli eventi di scarsità (e conseguenti rischi di picchi di prezzo);
l’espansione della rete di trasmissione HV e migliore monitoraggio di quella di distribuzione, poiché l’aumento dei flussi bidirezionali della generazione solare residenziale ne renderà più complessa la previsione e gestione;
l’infrastruttura del gas per adeguatezza e sicurezza operativa, che si tratti per scopi di picco o un contributo più stabile (e se sarà fossile, con Ccus, o un e-fuel).
Migliorare l’approccio alla “logica di sistema”
Il nucleare rimane un complemento imperfetto agli occhi di molti a causa del suo profilo economico, dominato dall’investimento ad alta intensità di capitale durante la fase di costruzione. Questo è in netto contrasto con ciò che idealmente equilibrerebbe le VRE sulla carta, ovvero una risorsa molto flessibile che produce a pieno carico durante i momenti di bassa generazione rinnovabile (come le open-cycle gas turbines, OCGT), più competitiva quanto più bassi sono i propri costi fissi.
Tuttavia, questo approccio sembra riflettere maggiormente una “dipendenza di percorso” che una “logica di sistema”: non vi è garanzia che tale strategia risulti nella più alta probabilità di minori spese totali di sistema, specialmente per quel che riguarda la decarbonizzazione dell’ultimo 10%, quello più complicato e costoso. Molteplici ricerche confermano questa incertezza.
Jesse Jenkins, professore associato all’Università di Princeton che guida il laboratorio sull’ottimizzazione dei sistemi macro energetici, ha coniato un’utile classificazione che descrive le 3 categorie di risorse necessarie per sistemi elettrici a basse emissioni: che fanno risparmiare carburante (ovvero rinnovabili intermittenti), “a risposta rapida” (ovvero risorse di bilanciamento), e “stabile” (ovvero le fonti low carbon che garantiscono una produzione continua).
La differenziazione tra risorse “stabili” e non è al nocciolo della questione: l’intero corpo di ricerca suggerisce che un portafoglio di opzioni tecnologiche – non solo quelle che meglio si adattano al profilo VRE – è ideale su un fronte puramente economico.
Uno studio recente esemplifica questo concetto per il nucleare, quantificando costi e benefici per l’interconnessione orientale negli Stati Uniti. Sebbene mirati a valutare la competitività di nuovi reattori, i risultati operativi del dispacciamento sono significativi a questa discussione, poiché evidenziano i compromessi tra 1 GW di nucleare e il portafoglio di risorse che sostituisce: secondo la classificazione di Jenkins, le “fuel saving” (le rinnovabili intermittenti), le batterie a “risposta rapida” e CCGT e OCGT “stabili”. Per essere più economico a livello di sistema, la somma dei costi per capacità e energia deve essere inferiore alle spese delle risorse rimpiazzate.
Compromessi fuori analisi
Se ciò non bastasse per supportare la possibile compatibilità tra (e competitività di) rinnovabili variabili e generatori stabili con alto Capex e basso Opex, ulteriori considerazioni rafforzano i compromessi con le soluzioni sostitutive:
per risultati più affidabili, ricerche future mirano a includere modelli che rispecchiano più accuratamente le dinamiche di rete, come analisi SCOPF (flussi di potenza ottimale con vincoli di sicurezza); uno dei più grandi operatori della rete elettrica degli Stati Uniti, Miso, ha utilizzato un approccio simile nella valutazione dell’impatto dell’integrazione rinnovabile, identificando i parametri “adeguatezza dell’infrastruttura” e “capacità di trasporto tra zone” come particolarmente complessi all’aumentare della penetrazione.
la generazione termica ha tradizionalmente fornito i servizi ancillari di rete, necessari a garantire la fornitura di elettricità. Man mano che la quota di centrali tradizionali diminuisce, varie e nuove soluzioni diventano necessarie per mantenere stabilità, affidabilità e qualità del servizio (ad es. batterie, inverter che “formano” la rete, condensatori sincroni, STATCOM, PSS). Il blackout iberico è un utile caso studio.
La lezione è chiara: per evitare inefficienze strutturali, aumento dello stress sul sistema e risorse incagliate, investimenti e dispacciamento costo-ottimali nelle reti elettriche dovrebbero essere valutati attraverso prospettive olistiche che includono molteplici analisi di sensitività e rappresentazioni accurate delle dinamiche operative.
Ad oggi, anziché risultare incompatibili, accoppiare nucleare e rinnovabili intermittenti sembra una strategia gestibile e coerente rispetto alle alternative, assumendo che anche altre risorse di supporto siano sviluppate.
Obiettivo zero emissioni?
L’efficacia in termini di costi del nuovo nucleare dipende da una moltitudine di fattori, in primis la capacità dell’industria di consegnare un progetto nei tempi e nel preventivo. Tuttavia, argomentazioni che implicitamente mettono in dubbio la continuazione delle operazioni di centrali già “ripagate” causa presunta incompatibilità con VRE si rivelano miopi: incertezza e rischio del portafoglio di soluzioni sostitutive sono presumibilmente ordini di grandezza maggiori.
Ad oggi, la scelta della Germania di dismettere prima del fine vita la propria flotta nucleare di oltre 20 GW non risulta lungimirante, specialmente se il valore residuo è confrontato con investimenti altrimenti meno “necessari”, come la pianificata Kraftwerksstrategie (12,5 GW di nuova capacità a gas “H2-ready” che beneficerà di sussidi Capex, premi Opex e mercato della capacità) o il cavo interrato di trasmissione HVDC SuedLink (prezzo raddoppiato rispetto alla stima iniziale, costruzione iniziata solo dopo che il recupero dei costi è stato consentito al TSO). Se ciò non bastasse, oltre 150 TWh all’anno di elettricità costante a basse emissioni avrebbero drasticamente ridotto la generazione fossile nella rete tedesca, come si vede dalla grafica di Radiant Energy Group.
L’intensità carbonica è di fatto un altro aspetto che l’articolo di Montel non menziona, ma che risulta cruciale nel decidere come intervenire sui sistemi energetici. Nel 2024, la differenza nelle emissioni del settore elettrico tra le due nazioni rimane esorbitante: 11,7 milioni le tonnellate di CO2 emesse in Francia a fronte delle 183-188 in Germania.
Conclusione
Per ribadire, sostenere che “nucleare o rinnovabili” siano incompatibili e che quindi si debba scegliere l’uno o l’altro è falso: diverse strategie non dimostrano incompatibilità, ma rivelano compromessi nella progettazione di portafogli a seconda di eredità politiche e infrastrutturali. È necessario valutare la pianificazione del sistema tramite i medesimi parametri, non metriche parziali: tutti i costi del sistema, sostenibilità, affidabilità e resilienza.
Le implicazioni pratiche sono noiose, ma potenti:
da un punto di vista tecnico, le risorse stabili non sono davvero in contrasto con generazione variabile;
un’adeguata progettazione dei mercati può creare flessibilità intorno a VRE nonché compatibilità con il nucleare;
un mix che include nucleare e rinnovabili è tra le opzioni più concrete e a minori costi totali per decarbonizzare.
Nucleare e Ragione 