In Copertina: Immagine dal fumetto Popeye the sailor: The Professor and The Mermaid

 

Introduzione

In Italia è in corso uno scontro tra i sostenitori del ritorno all’energia nucleare, attualmente oggetto di discussione in Parlamento su proposta del governo in carica, e i sostenitori del fotovoltaico e dell’eolico. In entrambe le parti c’è ancora chi diffonde notizie e affermazioni non corrette o con argomentazioni difficilmente comprensibili al cittadino comune, rendendo ben difficile un confronto democratico fondato su dati e fatti e su seri studi super partes condivisi sulle opportunità e criticità delle due tecnologie che, a mio avviso, sono complementari con reciproci vantaggi.

Nell’articolo, si evidenziano le principali argomentazioni pro e contro portate da chi è nettamente contrario al nucleare, considerando anche la situazione particolare del paese reduce da due referendum, e di chi è favorevole ad una reintroduzione del nucleare in Italia con tempistiche, tipologie dei reattori ed entità in definizione. Vengono incluse osservazioni sul mercato elettrico introdotto in Italia ad inizio secolo, quando fotovoltaico ed eolico contavano per lo 0,1% sull’energia elettrica prodotta; un mercato che, considerando gli sviluppi delle tecnologie e gli obiettivi per una decarbonizzazione spinta dalla Commissione Europea, necessita di una revisione delle regole che porti ad una effettiva indipendenza tecnologica nel rispetto dell’ambiente ma anche ad una minimizzazione del prezzo del kWh all’utente finale.

 

Definizioni per corretti confronti tra tecnologie

Occorre prima di tutto ribadire quale prezzo del kWh occorra considerare nelle comparazioni delle differenti tecnologie.

Il mercato elettrico si basa su un cosiddetto mercato del giorno prima per definire i contributi delle varie offerte di energia elettrica al sito di produzione che saranno chiamate a produrre per un certo orario del giorno dopo, e le scelte (messe in ordine crescente di prezzo) di quelle che, come somma delle loro totali produzioni, portino a supplire la richiesta di carico prevista per il dato periodo di tempo del giorno dopo.

Per tener conto delle possibili modifiche nella produzione (non disponibilità o ridotta improvvisa disponibilità di alcune centrali rispetto all’offerta) e/o nei consumi dopo 24 ore dalla previsione, esiste il cosiddetto mercato di bilanciamento gestito dalla società Terna, proprietaria del sistema di trasmissione italiano e della sua gestione e responsabile della sicurezza di funzionamento del sistema elettrico. Per garantire che la produzione sia pari ai carichi richiesti in ogni istante per mantenere la frequenza di 50 HZ ed evitare serie problematiche di stabilità del sistema, Terna seleziona le offerte delle ditte che partecipano al Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) in tempo reale e stabilisce i Corrispettivi di Sbilanciamento a produttori o a utenti che immettono o prelevano quantità diverse rispetto a quanto programmato.

I fornitori di energia elettrica selezionati dal mercato del giorno prima vengono pagati non su quanto offerto per il kWh prodotto (che sarebbe l’approccio chiamato pay as bid, pago quanto hai offerto) ma con il prezzo dell’ultimo kWh offerto per alimentare il carico di quel particolare periodo (rimunerazione chiamata “marginal price mode” che, in Italia ad oggi, per la maggior parte delle ore, è generata dalle offerte delle centrali programmabili a gas (totalmente nelle ore notturne o in caso di mancanza di sole).

Inoltre, per sopperire alle caratteristiche di certe tecnologie di produzione, specie da rinnovabili aleatorie, vengono aggiunti i costi di altri investimenti nel sistema per avere una sicurezza e qualità del kWh all’utente finale, il quale si vede quindi caricato di una serie di oneri addizionali, oltre al prezzo di borsa. 

Tutti questi costi, oltre a quelli relativi a investimenti, operazione e manutenzione dei sistemi di trasmissione e distribuzione, incentivi a tecnologie (con dominanza di fotovoltaico ed eolico), e tasse vanno in aggiunta al prezzo di borsa a definire il prezzo del kWh all’utente finale.

Quello che è chiamato Levelised Cost Of Energy (LCOE) per un impianto di produzione è il prezzo minimo che un produttore deve offrire per il kWh per recuperare (oltre ad un utile) tutti i costi, compresi  oneri finanziari, per costruzione, per O&M (Operation and Maintenance) incluso l’eventuale combustibile e  le spese di decommissioning di fine vita, tutti attualizzati con un appropriato tasso di sconto (discount rate DR), considerato dall’investitore; il tasso di sconto dipende dai rischi dell’impianto (alto ad esempio per un prototipo First of a kind- FOAK e  basso  per reattori referenziati con positivo funzionamento in esercizio) ed è condizionato dalle situazioni locali, dal costo dei finanziamenti disponibili, da eventuali sussidi statali o incentivi. La IEA (International Energy Agency), nei suoi scenari, per il confronto delle tecnologie, considera dei valori della DR variabili tra circa il 3% (scenario a basso rischio / alto supporto) ad un 10% (scenario ad alto rischio / costo del capitale elevato) con scenario medio intorno al 7%.

Praticamente, il LCOE è un indice sul costo di produzione al sito di un impianto remunerativo per un imprenditore.        

È evidente che il costo da considerare (e da minimizzare) non è il LCOE al sito di produzione, bensì il costo finale per il consumatore di 1 kWh ambientalmente pulito, sicuro e con adeguati standard della fornitura (praticamente nulle interruzioni e stabilità di tensione e frequenza).

 

Argomenti dei sostenitori delle fonti rinnovabili

I sostenitori delle fonti rinnovabili (RES) prendono in considerazione principalmente il valore del LCOE e si riferiscono, ad oggi, all’ultima asta italiana priva di restrizioni, che ha registrato un valore medio di:

• 57 €/MWh per il fotovoltaico;
• 73 €/MWh per l’eolico onshore.

Tali valori sono ritenuti di gran lunga inferiori al LCOE di un nucleare in Italia.

Si può notare però che in una successiva asta, dalla quale sono state escluse le forniture cinesi in conformità con una direttiva europea, il prezzo medio è aumentato del 17%, portando i valori medi rispettivamente a:

• 67,7 €/MWh per il fotovoltaico;
• 85,4 €/MWh per l’eolico onshore.

I sostenitori delle rinnovabili sostengono inoltre che, secondo loro, l’IEA evidenzierebbe come il LCOE del nucleare dovrebbe essere almeno di 100 €/MWh superiore a quello delle rinnovabili non programmabili; di conseguenza, nel caso italiano, dovrebbe oggi collocarsi intorno ai 170-185 €/MWh.

I sostenitori delle rinnovabili evidenziano inoltre:

• il rischio per le popolazioni di incidenti nucleari;
• il problema fondamentale dello smaltimento definitivo delle scorie radioattive;
• il fatto che in Italia il deposito nazionale non sia ancora stato realizzato;
• l’opposizione di tutti i comuni e delle popolazioni dei 151 siti individuati come idonei alla localizzazione di depositi per materiali radioattivi.

Viene sottolineata la sicurezza dell’approvvigionamento che sarebbe garantita da fonti primarie gratuite come il sole e il vento, disponibili localmente e non soggette a tensioni geopolitiche.

Richiamano inoltre il fatto che molte aree italiane sono interessate da attività sismica, alluvioni e frane, ritenute fattori di rischio per l’installazione di centrali nucleari. Sottolineano anche il fabbisogno di acqua per il raffreddamento delle centrali nucleari, citando i recenti problemi riscontrati da alcuni reattori francesi durante gli episodi di caldo estremo.

Le associazioni favorevoli alle rinnovabili insistono poi sulla necessità di celere approvazione delle richieste di connessione alla rete di oltre 300 GW di rinnovabili, attribuendo i ritardi principalmente agli ostacoli burocratici. Dal portale di Terna, al 31/5/26, figurano richieste di 319 GW (circa 44,5% di FV e 54,5 % di eolico, nella stragrande maggioranza in Puglia, Sicilia e Sardegna) rispetto ai circa 50 GW che mancano per raggiungere il target al 2030 del PNIEC (Piano Nazionale Energia e Clima). Tali richieste moltiplicherebbero di oltre sei volte l'attuale potenza installata di fotovoltaico ed eolico sui territori elencati.

Noto, comunque, che i ritardi menzionati sono spesso dovuti alla forte opposizione delle comunità locali, che denunciano il significativo impatto sul paesaggio, sul patrimonio artistico, sulla biodiversità e sull’agricoltura, nonostante per quest’ultima siano state sviluppate soluzioni agrivoltaiche, seppur più costose.

Infine, viene evidenziato che la limitata flessibilità delle centrali nucleari, in un sistema caratterizzato da un’elevata quota di rinnovabili non programmabili, comporta problemi sia tecnici sia economici: riducendo il fattore di capacità dell’impianto, infatti, il LCOE aumenta praticamente in maniera inversamente proporzionale.

 

Argomenti a favore del nucleare

Porto alcuni dati relativi ai componenti del costo del LCOE del nucleare come ricavati da recenti colloqui personali con alcuni membri di due gruppi di lavoro internazionali sul nucleare prima e dopo Fukushima che ho coordinato per conto del World Energy Council internazionale, dati che potrebbero essere utili per fare confronti corretti. Emerge la seguente ripartizione ad oggi del LCOE in Europa occidentale per grandi centrali dotate di più di un reattore:

• 5%: costi preliminari di sviluppo e progettazione ed autorizzazioni (pre-costruzione);
• 70%: costi di costruzione, inclusi gli oneri finanziari;
• 5%: costo del combustibile;
• 10%: esercizio e manutenzione (O&M), inclusa la gestione del combustibile;
• 10%: smantellamento dell’impianto al termine della vita utile, dopo 60 o anche 80 anni di esercizio, e contributo ai costi dello smaltimento definitivo dei rifiuti radioattivi. Pur trattandosi di costi elevati in valore assoluto, il loro attualizzarsi all’inizio della vita dell’impianto, a fronte di esborsi che si verificano solo dopo 60-80 anni, fa sì che incidano in misura relativamente limitata sul LCOE.

I sostenitori del nucleare sottolineano che il LCOE previsto per le future centrali nucleari in Italia è di gran lunga inferiore a quanto affermato dai sostenitori delle rinnovabili non programmabili, i quali sostengono che le loro stime siano “basate sui dati dell’IEA”.

La produzione di energia nucleare richiede un’occupazione di suolo per ogni kWh prodotto molto inferiore rispetto:

• ai grandi impianti fotovoltaici anche nel sud d’Italia di circa 30 volte inferiore;
• ai parchi eolici onshore, oltre 150 volte inferiore.

Entrambe queste tecnologie stanno suscitando una forte opposizione e alcune associazioni ambientaliste sono schierate da tempo a favore della tutela del territorio, del paesaggio e del patrimonio artistico in un paese come l’Italia, caratterizzato dalle Alpi a nord e dagli Appennini che attraversano la penisola da nord a sud, con pianure che coprono soltanto il 23% del territorio nazionale.

Combustibile nucleare e sicurezza dell’approvvigionamento

Il combustibile, se non richiede particolari livelli di arricchimento elevato, è considerato sicuro dal punto di vista dell’approvvigionamento, potendo provenire da paesi come Canada e Australia, oltre che da altre aziende occidentali per le operazioni di arricchimento, anche escludendo il colosso russo Rosatom.

Inoltre, il costo e il volume necessari per lo stoccaggio del combustibile sono estremamente ridotti: ad esempio, 2 metri cubi di uranio arricchito sono sufficienti ad alimentare per un anno un reattore EPR da 1.650 MW e produrre 13 TWh di elettricità nello stesso periodo.

Ciò consente di attenuare gli effetti di eventuali crisi geopolitiche e delle oscillazioni del costo del combustibile, che, come già detto, rappresenta comunque soltanto circa il 5% del LCOE.

Incidenti nucleari e standards di sicurezza

Il disastro di Černobyl’ è riconducibile a un particolare tipo di reattore, molto diverso da quelli europei e nordamericani, nonché al tentativo irresponsabile del personale operativo di verificarne il comportamento disattivando i sistemi di controllo.

L’incidente di Fukushima, invece, è stato causato dalla localizzazione dell’impianto in un’area già storicamente soggetta a tsunami e dall’assenza di adeguati sistemi contro invasioni delle acque e, nel reattore, di sistemi intrinseci di sicurezza in grado di prevenire la fusione del nocciolo in caso di perdita dell’alimentazione elettrica.

A seguito di entrambi questi gravi incidenti, è stata realizzata una serie di investimenti, sotto la supervisione dell’Agenzia Internazionale per l’Energia Atomica (IAEA), per incrementare il livello di sicurezza degli impianti.

Gli standard attuali richiedono, tra l’altro, che i reattori non dipendano dalla rete elettrica esterna per mantenere condizioni di sicurezza. Negli impianti di ultima generazione, inoltre, l’edificio di contenimento è progettato per resistere all’impatto di un grande aeromobile, mentre nei reattori più datati sono stati installati sistemi di protezione passivi.

Tutto ciò rende praticamente nullo il pericolo di emissioni radioattive ed estremamente ridotta anche la probabilità di un’interruzione della produzione di elettricità per atti terroristici soprattutto se confrontata con quella di un impianto ad esempio fotovoltaico di medie o grandi dimensioni che rappresenta un bersaglio molto più vulnerabile anche da parte di un singolo individuo armato di un semplice fucile o di una bomba a mano o, ancor più da droni.

Le importanti misure di sicurezza introdotte hanno tuttavia comportato un aumento dei costi e un allungamento dei tempi di costruzione, fenomeni ben noti in Europa e negli Stati Uniti nello sviluppo dei reattori di Generazione III+, dopo decenni di perdita di competenze dovuta alla mancanza di nuovi progetti in un ambiente con popolazione fondamentalmente ostile al nucleare a seguito dei due incidenti.

Da notare che, nel mercato attuale del nucleare, l’85% dei 77 reattori ad oggi in costruzione in 17 Paesi è realizzato da imprese russe e cinesi, con costi significativamente inferiori e tempi di costruzione molto più brevi rispetto a quelli del mondo occidentale.

Contributo del nucleare al sistema elettrico

In ogni caso, una centrale nucleare, grazie alla sua programmabilità e al suo contributo all’inerzia del sistema e alla potenza di cortocircuito  - elementi indispensabili per garantire la stabilità della frequenza e della tensione della rete ed evitare blackout con effetti come da Figure 1 e 2 da Terna  per esemplificare concetti difficili per i non esperti - richiede costi aggiuntivi di sistema molto inferiori rispetto a quelli che gravano sui consumatori in aggiunta al prezzo all’ingrosso dell’energia dovuti alle rinnovabili non programmabili,

Tali costi comprendono, ad esempio:

• sistemi di accumulo;
• mercati dedicati a fronteggiare lunghi periodi di scarsa produzione eolica e solare;
• l’installazione in Italia di 29 compensatori sincroni da 250 MVAr, dotati di volani, destinati a compensare la progressiva dismissione delle centrali termoelettriche a combustibili fossili. Le turbine e gli alternatori delle centrali termoelettriche (e anche di quelle idroelettriche) forniscono infatti un contributo fondamentale all’inerzia del sistema e alla potenza di cortocircuito, oggi non adeguatamente garantito dagli impianti eolici, fotovoltaici o dai sistemi di accumulo a batterie collegati alla rete tramite gli attuali inverters.

Inoltre, tra le problematiche che vengono causate specie dal fotovoltaico, a parte la non programmabilità e gli scarsi contributi ad inerzia e potenza di corto circuito, vi è la richiesta di una  pronta disponibilità alla sera, al rapido calar del sole, di produzione di elettricità con rampe elevate in primavera/estate  che, già oggi, sono di circa 45 GW in 3 ore  e aumenteranno con l’aumentare dell’installazione di potenza solare; richiederanno un appropriato dimensionamento ed uso dello storage  che vede rampe di tipo opposto (carica) per tener conto al mattino della rampa in salita della  potenza prodotta dal fotovoltaico. Tale flessibilità è oggi principalmente fornita dai cicli combinati e da energia dispacciabile.

Contributo del nucleare per nuova elettricità richiesta e per teleriscaldamento

Il forte aumento  futuro dei consumi elettrici  previsto e trainato  in parte dai centri di calcolo per intelligenza artificiale (da verificare con valori realistici e quando) , richiede un'alimentazione sicura e costante per 8760  ore anno senza oneri addizionali al sistema  e ciò può favorire  in una ottimizzazione globale del sistema una energia come quella dal nucleare ;ed il calore addizionale oltre all'elettricità prodotta dal nucleare abbinato a quello prodotto dai centri di calcolo potrebbe contribuire  al teleriscaldamento di aree limitrofe riducendo le  energie ad hoc per produzioni di calore .

Localizzazione degli impianti e investimenti di rete in Italia

Gli impianti eolici e fotovoltaici economicamente più convenienti si concentrano nel Sud Italia, in Sicilia e in Sardegna, mentre la maggior parte della domanda elettrica è localizzata nel Nord e nel Centro Italia. Ciò richiede ingenti investimenti nelle reti di trasmissione e distribuzione e persino nella realizzazione di collegamenti sottomarini in corrente continua ad alta tensione (HVDC), come i collegamenti nel mare Tirreno e nel mare Adriatico.

Tali collegamenti sono necessari anche per evitare la forte opposizione alla costruzione di nuove linee aeree, analogamente a quanto avvenuto in Germania con gli elettrodotti interrati in corrente continua che collegano i parchi eolici offshore del Mar Baltico ai principali centri di consumo al centro ed al sud del Paese.

Fattore di capacità e LCOE

L’utilizzo delle centrali nucleari comporta un LCOE inversamente proporzionale al fattore di capacità. Ciò implica che, nelle diverse analisi di sistema, esse debbano essere impiegate il più possibile come impianti di base load, fornendo una eventuale flessibilità per compensare parte della variabilità della produzione eolica e fotovoltaica, attraverso i sistemi di accumulo (BESS) e i relativi mercati dello storage già installati ad hoc per compensare la variabilità delle rinnovabili, e ciò in ambito di una ottimizzazione totale degli investimenti.

Incentivi alle rinnovabili non programmabili e loro impatto sui costi addizionali di sistema

Le fonti rinnovabili non programmabili, sostenute in Italia da incentivi ventennali introdotti negli anni passati, hanno comportato dal 2006 un costo di circa 150 miliardi di euro trasferito nelle bollette dei consumatori finali.

Nei prossimi anni, fino al 2032, tali incentivi ammonteranno a circa 10 miliardi di euro all’anno, equivalenti in media a oltre 0,03 €/kWh, cioè 30 €/MWh, da aggiungere al prezzo di mercato dell’energia (che si è attestato dal 1991 al 2025 come dalla figura 3 da [1]) e agli ulteriori costi di sistema sopra menzionati.

Figura 3: Andamento del mercato all’ingrosso in Italia dal 1991 al 2025 e degli incentivi per rinnovabili. Tratto da Nuova Energia n.5+6/2025 [1].

Tali costi aggiuntivi sono già oggi prossimi ai valori del LCOE locale del fotovoltaico nel sud Italia e, secondo lo studio del gestore della rete di trasmissione italiano Terna [2], aumenteranno in modo esponenziale con la crescita della quota di rinnovabili non programmabili prevista nello sviluppo del sistema elettrico al 2050, caratterizzato da un mix dominato da fotovoltaico, tecnologia predominante, ed eolico.

Figura 4: Costo marginale per integrare 1 MWh aggiuntivo di energia rinnovabile (€/MWh, asse y) al crescere della copertura FER teorica nel sistema (asse x, ottenuta come rapporto tra producibilità nominale delle FER e fabbisogno elettrico). Si riporta anche la copertura rinnovabile effettiva progressiva, calcolata in percentuale rispetto al fabbisogno elettrico e la quota di curtailment raggiunta, calcolata come rapporto tra curtailment e produzione teorica delle FER.  Fonte: Terna [2]

 

La figura 4 da [2] mostra l’aumento del costo aggiuntivo, espresso in €/MWh, associato ad ogni MWh prodotto da impianti eolici o fotovoltaici, al variare della loro quota nella produzione elettrica italiana. Nell’analisi non sono considerati gli investimenti nella rete, che dipendono in misura significativa dalla localizzazione degli impianti a fonti rinnovabili, dei carichi e della generazione convenzionale. E ciò implicherà un ulteriore aumento degli oneri addizionali di sistema attribuibili alle rinnovabili per la prevalente installazione al sud ed in Sardegna dei grandi impianti più economici. La conclusione dallo studio di TERNA è: “Il costo di integrazione del MWh marginale prodotto da fonti rinnovabili cresce rapidamente e, oltre una determinata soglia, perde competitività rispetto alle tecnologie programmabili a basse emissioni, in particolare il nucleare.”

Presenza, in molte regioni italiane, di attività sismiche e/o situazioni di rischio con alluvioni e frane pericolose per una centrale nucleare

Tali rischi sono relativi a qualunque investimento sul territorio sia industriale che residenziale, oltre a strade, ferrovie, linee elettriche, metanodotti ecc. Chiaramente, evocare Fukushima o il Vajont ha un notevole impatto e fa pensare alle conseguenze di un possibile incidente nucleare, che tuttavia vanno considerate tenendo in conto quanto sottolineato dalle normative di sicurezza sopra menzionate e del notevole potenziamento che va dato alle strutture di controllo nazionali ed internazionali nel settore, con esperti sempre più qualificati sulle caratteristiche dei vari siti e sulle tecnologie adeguate di difesa.

Relativamente ad impianti nucleari in zone sismiche, si può notare che in Giappone sono in funzione impianti che hanno resistito senza subire danni a terremoti di magnitudo fino a 8,2 della scala Richter. In Italia, i terremoti più potenti e distruttivi hanno raggiunto magnitudo comprese tra 6,5 e 7,5 della scala Richter; il Giappone utilizza invece una scala diversa, la Shindo,[3] basata sull'intensità della scossa — ritenuta più valida ai fini di una corretta progettazione strutturale — che varia da 1 a 7 (terremoto catastrofico). Basta progettare correttamente tutti i componenti dell’impianto e applicare i vari sistemi di smorzamento e resistenze strutturali che le tecnologie hanno sviluppato e che sono da valutare con i relativi impatti sui costi. Costi da definire, tuttavia, in una visione globale di sistema, con costi diretti ed indiretti in funzione anche della località di produzione rispetto ai carichi.

Necessità di un deposito di rifiuti radioattivi da future centrali

La questione del deposito nazionale dei rifiuti radioattivi, da decenni in discussione e con previsione ora di entrata in servizio a fine anni 30, non riguarda solo le 4 centrali nucleari italiane chiuse in seguito all'ondata antinucleare post-Chernobyl 1986; per i loro rifiuti radioattivi ad alta attività mandati in Francia e nel Regno Unito per riprocessamento, il rientro in patria era previsto nel 2025, con volume ridotto di circa il 95% e suddivisone in diverse classi di radioattività. Il problema coinvolge anche i rifiuti radioattivi provenienti da ospedali, da produzione di farmaci, da alcuni processi industriali e da centri di ricerca.

Nel frattempo, è in fase di entrata in servizio nel 2026/27 in Finlandia, dopo anni di depositi parziali presso le centrali nucleari, il primo deposito geologico mondiale per applicazioni civili del nucleare. Altri depositi geologici sono in fase di avanzata progettazione in Svezia e Francia (che hanno da smaltire rifiuti prodotti da vari decenni ed ancora rilevanti dalle centrali in servizio) ed anche in Svizzera, Canada e Stati Uniti [4]. Per le eventuali future centrali nucleari italiane, sono  certamente necessarie analisi dettagliate, in collaborazione con chi è già più avanti, per non lasciare aperto indefinitamente  il problema alle generazioni future, ma è da tenere in conto con tempi  e priorità ben diverse dai paesi sopra citati, cioè considerando sia la tipologia ed entità dei primi nostri reattori che saranno prescelti per un’entrata in sevizio da ipotizzarsi fra una decina di anni - se tutto procederà con un consenso bipartisan - e funzionanti per  successivi 60/80 anni di esercizio, sia le possibili tecnologie  successive, in sviluppo ad esempio in Russia e Cina,  che creano un cosiddetto ciclo chiuso del combustibile per ridurre gli eventuali depositi geologici per i quali si potranno avere risultati pratici e  fattive collaborazioni. Non è quindi un problema essenziale per un possibile sviluppo iniziale in Italia del nucleare, ma andrà chiaramente considerato dalle competenti future autorità.

Raffreddamento dei reattori durante ondate di calore e possibile ridotta produzione

 La questione sollevata anche dalle recenti problematiche in Francia per alcuni reattori può essere risolta adottando, come in servizio in alcuni paesi anche per centrali termoelettriche a combustibili fossili, torri di raffreddamento ad umido o, preferibilmente, torri di raffreddamento a secco. Queste ultime comporterebbero costi iniziali più elevati e una lieve riduzione dell'efficienza, ma offrirebbero significativi vantaggi ambientali e operativi, a seconda delle condizioni locali e delle previsioni meteorologiche a lungo termine. In ogni caso, la chiusura temporanea di alcune centrali nucleari francesi, attuata per evitare che la temperatura di certi fiumi superasse i limiti consentiti, ha causato una riduzione della produzione nucleare complessiva della Francia di circa il 5%, compensata da altre fonti.

I sostenitori del nucleare sottolineano che le riduzioni di produzione causate da condizioni atmosferiche sono ben più marcate nel settore delle fonti rinnovabili (FER): si pensi, ad esempio, alla variazione superiore al 30% registrata negli impianti idroelettrici italiani in due anni consecutivi, oppure all'evento verificatosi in Germania nel 2017 - illustrato durante la sessione del  CIGRE del 2018 - in cui, a causa di foschia/nebbia persistente su tutto il territorio nazionale per 2-3 settimane e con basso vento, l'immissione in rete da parte dei 100 GW di impianti eolici e fotovoltaici connessi ha raggiunto un picco massimo di soli 8 GW. Un episodio analogo si è verificato per 2 giorni nel settembre 2025, confermando l'importanza dei meccanismi di remunerazione della capacità (capacity markets) per garantire la fornitura di elettricità ai carichi essenziali, oltre agli annullamenti delle esportazioni.

Rischi associati a un forte sviluppo di eolico e fotovoltaico

Un ulteriore aspetto fondamentale per un forte sviluppo dell’eolico e del fotovoltaico accompagnato da sistemi di accumulo a batterie di grande capacità riguarda tre principali fattori di rischio:

1. la possibile scarsità di materie prime critiche dovute alla continua crescita della loro domanda con effetti sia su quantità disponibili, sia su aumento dei prezzi;
2. la crescente dipendenza dai prodotti provenienti dalla Cina per aereogeneratori e sistemi fotovoltaici;
3. le restrizioni alle importazioni dalla Cina derivanti dalle direttive dell’Unione europea che hanno già determinato un sensibile aumento dei costi di produzione di fotovoltaico ed eolico, come evidenziato nell’ultima asta in Italia, porteranno anche ad aumenti nei battery storage systems e, quindi, ad investimenti addizionali per una integrazione nel sistema elettrico di impianti eolici e fotovoltaici  

Ricadute sull’industria manifatturiera italiana nel settore nucleare

I fautori del nucleare sottolineano come centrali nucleari in Italia includerebbero il forte contributo dell’industria componentistica italiana nel settore che è la seconda in Europa e che potrebbe incrementare i suoi volumi di produzione in funzione di appropriati accordi sulla tipologia dei reattori che saranno prescelti.

 

Revisione delle regole del mercato elettrico 

È abbastanza evidente che le attuali regole del mercato elettrico, introdotte ad esempio in Italia nel 1999, quando la produzione da eolico e fotovoltaico rappresentava meno dello 0,1% del totale, con l’obiettivo di sviluppare la concorrenza e ridurre il costo dell’elettricità per i consumatori finali e per il paese, hanno dovuto confrontarsi con gli effetti delle politiche di decarbonizzazione, attraverso la penalizzazione delle emissioni di CO₂ e la forte espansione degli impianti eolici e fotovoltaici favorita da consistenti incentivi.

Questi incentivi hanno certamente favorito un importante sviluppo tecnologico e una continua riduzione del LCOE nel sito di produzione. Tuttavia, considerando le caratteristiche intrinseche dell’eolico e del fotovoltaico sopra richiamate nonché l’esigenza di garantire sicurezza e qualità dell’energia elettrica fornita ai clienti industriali, commerciali e residenziali, si sono resi necessari, come più volte menzionati, interventi e investimenti aggiuntivi nel sistema elettrico per mitigare gli effetti derivanti dalla crescente quota di fonti rinnovabili non programmabili e dalla contemporanea chiusura delle centrali convenzionali alimentate da combustibili fossili.

Ciò ha portato alla creazione di numerosi mercati complementari. Inoltre, si osserva una distorsione del mercato dovuta all’introduzione di aste dedicate a specifiche tecnologie, un approccio oggi sostenuto anche dalle lobby favorevoli al nucleare.

Se consideriamo le aste per le fonti rinnovabili non programmabili, esse garantiscono la remunerazione della produzione sul mercato del giorno prima, ad esempio tramite i Contratti per Differenza (CfD), mentre tutti i costi aggiuntivi ricadono sulle bollette dei consumatori, senza che vi sia alcun incentivo economico a ridurre le cause originarie che rendono necessari tali interventi aggiuntivi.

Al contrario, un’asta dedicata agli impianti nucleari o ad altre tecnologie pulite, ad esempio quelle basate su CCUS, potrebbe determinare prezzi di ingresso più elevati nel mercato del giorno prima, ma contribuirebbe al tempo stesso, ad esempio, a ridurre:

• i costi relativi ai sistemi di accumulo;
• i costi dei mercati della capacità;
• i costi dei mercati dell’inerzia;
• i costi dei servizi di supporto alla potenza di cortocircuito.

Lo stesso ragionamento vale per la localizzazione dei nuovi impianti di produzione. Costruire una centrale molto lontana dai principali centri di consumo comporta inevitabilmente ulteriori espansioni della rete, il cui costo viene sempre sostenuto dai consumatori finali.

Solo in pochi mercati vengono adottati prezzi nodali, che tengono conto della posizione geografica del nuovo impianto con l’obiettivo di minimizzare almeno i costi di espansione della rete di trasmissione.

In pratica, l’attuale mercato elettrico non è tecnologicamente neutrale e non persegue realmente l’obiettivo di minimizzare il costo complessivo della fornitura di elettricità ai consumatori finali.

Al contrario, ha determinato una complessa proliferazione di nuovi mercati complementari, con crescenti difficoltà nel definire la partecipazione di una stessa risorsa a più mercati contemporaneamente e nel gestire i relativi meccanismi di remunerazione e di penalizzazione in caso di mancato rispetto degli obblighi previsti.

 

Indicazioni per un intervento urgente

È necessario un intervento urgente e deciso affinché il mercato elettrico torni a perseguire lo scopo fondamentale di ogni mercato: minimizzare il prezzo di vendita del proprio prodotto ai consumatori finali, garantendo al contempo una reale neutralità tecnologica ed il rispetto dell’ambiente.

È evidente che non si tratta di un obiettivo facile da raggiungere, ma occorre iniziare a riflettere, a formulare proposte e a discuterle in tutte le sedi istituzionali interessate e, perché no, ad agire per farne l’Italia promotrice. A mio avviso, esistono tre possibili approcci.

A) Penalizzare le tecnologie e le localizzazioni che generano costi aggiuntivi. E ciò, includendo esplicitamente anche i costi ambientali e climatici, potrebbe avvenire mediante opportuni costi nodali, da aggiungere alle offerte presentate nel mercato del giorno prima sulla base di sofisticati studi di sistema, oggi disponibili presso istituti dotati di esperti di sistemi elettrici, e che tengano conto delle caratteristiche dell’energia immessa dalla tecnologia di produzione al sito di produzione. 

B) Premiare le tecnologie che riducono i costi aggiuntivi. In alternativa, seguendo una logica opposta, si potrebbe premiare, anziché penalizzare, la produzione di elettricità proveniente da tecnologie che riducono i costi aggiuntivi gravanti sui consumatori finali. Qualche stato negli Stati Uniti ci sta pensando. Ciò potrebbe avvenire mediante prezzi nodali che si traducano in una riduzione del prezzo offerto permettendo all’impianto di meglio competere nel mercato del giorno dopo.

C) Imporre requisiti tecnici al kWh immesso in rete. Ogni kWh immesso in uno specifico sistema elettrico deve rispettare determinati requisiti, tenendo chiaramente conto dei costi ambientali e climatici, secondo regole trasparenti relative a:

• localizzazione dell’impianto;
• programmabilità con profilo temporale minimo definito;
• contributo all’inerzia del sistema ed alla potenza di corto circuito;
• flessibilità con rampe di potenza definibili;
• altri servizi essenziali.

Tali requisiti dovrebbero essere soddisfatti attraverso investimenti in sistemi di accumulo e dispositivi dedicati, sostenuti dall’investitore in funzione della specifica tecnologia di generazione impiegata e del profilo di produzione richiesto

Naturalmente, potrebbe essere perseguita anche una combinazione degli approcci A e B e l’esistenza di minimi mercati addizionali.

In ogni caso, questo percorso dovrebbe essere interpretato come un’evoluzione naturale del mercato elettrico, resa necessaria dai cambiamenti indotti dalle politiche di mitigazione dei cambiamenti climatici e dall’evoluzione tecnologica, piuttosto che come una rivoluzione.

Chiaramente, una simile evoluzione esige tempi adeguati per una applicazione completa, tenendo conto dei “pacta sunt servanda“ per le legislazioni in validità, per incentivi, per aste indette per singole specialità, eccetera. Tuttavia, sembra un’evoluzione indispensabile per ottenere gli stimoli di un mercato che, rispettando ambiente e sicurezza, si ponga l’auspicato obbiettivo di ridurre al minimo il costo dell’elettricità fondamentale per lo sviluppo sociale e la competitività dei sistemi paese.

Inoltre, occorre scegliere se usare incentivi per possibili sviluppi di alcune tecnologie ritenute strategiche da politiche centralizzate e spinte da lobbies specifiche che influenzano le regole dei mercati o lasciar fare agli imprenditori che si prendono i rischi non ribaltati sugli utenti (ma che ormai sembrano una razza quassi estinta). Quali eventuali incentivi per tipologia (contributo all’investimento, all’energia prodotta o ad entrambi)? Quale valore e, specialmente, quali tempi di durata per non penalizzare altre tecnologie emergenti? In un conteso mondiale con contrasti geopolitici in aumento, tutto ciò necessita di serie analisi e dibattiti.

 

Conclusioni

Ritornando al nucleare e rinnovabili in Italia, occorre adottare un approccio bipartisan che metta in primo piano gli interessi della nazione rispetto a quelli specifici, economici, di parte o ideologici; esaminare il pro e il contro di ciascuna tecnologia con differenti valori di LCOE al sito di produzione ma diversi oneri addizionali di sistema. Prevedere un kWh finale in diversi scenari di sviluppi tecnologici con costi il più possibile realistici in un mondo dove sembra prevalere il “far sapere” rispetto al “saper fare” anche sugli sviluppi delle varie tecnologie.

L’energia, quella elettrica in particolare, sempre più importante per sviluppi sociali ed economici, non è  di sinistra o di destra ma va discussa nei suoi sviluppi su dati e fatti condivisi, nel reciproco rispetto e basandosi su sofisticati studi del sistema elettrico, sia in condizioni statiche che dinamiche susseguenti a guasti e situazioni atmosferiche che influenzano con i loro effetti il suo funzionamento e che richiedono adeguati investimenti per garantire all’utente, nel tempo, un kWh rispettoso dell’ambiente inteso in senso lato, sicuro, di qualità adeguata e ai minori costi.

Per quanto riguarda lo sviluppo dei sistemi energetici e relativi consumi pro capite essenziali per uno sviluppo sociale delle popolazioni, occorrono una visione ed un approccio globale per ridurre le notevoli differenze che causano squilibri e migrazioni da paesi in via di sviluppo che sono quelli che condizioneranno una reale transizione ecologica. Su questo, rimando ad un mio recente articolo su questa rivista [5]. Lo  stesso vale per una possibile  efficace reintroduzione del nucleare in Italia con relative priorità di intervento elencate nella referenza dalla quale estraggo una frase delle conclusioni  “La strada è molto in salita ma vale la pena di percorrerla con seri studi e senza eccessive illusioni sul breve periodo ma puntando ad un sistema elettrico a medio lungo termine più sicuro e meno costoso, con uno spirito superpartes che privilegi gli interessi nazionali su interessi di parte: per aspera ad astra”.

 

Bibliografia

[1] G. Bortoni - 70° CESI: Storia del settore elettrico - Nuova Energia 5+6/2025

[2] TERNA - 2025 Prospettive di Sviluppo del Sistema Energetico 2050 – Figura 48

[3] World Nuclear Association - Storage and Disposal of Radioactive Waste     23 mar 2026

[4]  "Shindo: Japan's earthquake intensity scale". The Japan Times. 2016-04-21. Retrieved 2024-12-27.

[5] A. Clerici -Contesto energetico globale, sistema elettrico e situazione del nucleare. l’Astrolabio -20/05/2026.