I conti che non tornano sulle sei mini centrali nucleari che la Lombardia vuole installare sul proprio territorio

Il 23 settembre il Parlamento ha approvato la legge delega sul nucleare sostenibile, che riapre all'Italia la strada dell'atomo. L'11 ottobre il Giornale di Brescia ha dato conto dello studio con cui la Regione Lombardia, in collaborazione con la Fondazione Politecnico, disegna i suoi scenari energetici al 2050: nello scenario con il nucleare, 1,8 gigawatt di piccoli reattori modulari, cioè 6 moduli da 300 megawatt; in quello senza, molto più fotovoltaico e 58 gigawattora di accumuli. Nello stesso giorno il quotidiano ha ospitato un'intervista all'assessore regionale Massimo Sertori, che spiega come e quando secondo lui arriverebbero i piccoli reattori modulari in Lombardia. Ha anche pubblicato un articolo sulla fusione nucleare, tecnologia ancora lontanissima da venire.

Il sole tramonta. E allora?

Lo studio regionale parte da un fatto: il fotovoltaico produce di giorno, le fabbriche lavorano anche di notte; da qui l’opzione del nucleare, come base costante di produzione elettrica che, a differenza del gas, non emette gas climalteranti. Ma nucleare e rinnovabili seguono due logiche opposte. Un reattore, che costa moltissimo costruire e smantellare, per ripagarsi deve lavorare sempre al massimo. Una rete con molto sole e vento chiede il contrario: impianti flessibili, che salgono e scendono. La Francia, nucleare per due terzi, quando sole e vento abbondano deve rallentare i reattori ed esportare, anche in Italia, spesso sottocosto, a spese in buona parte dei francesi. Lo sostiene anche Federico Maria Butera, professore emerito del Politecnico di Milano: le batterie sono il complemento migliore delle rinnovabili, e tenere i reattori accesi per compensare sole e vento sarebbe antieconomico.

Lo studio regionale chiede una «fonte programmabile», ma programmabile non vuol dire nucleare. Uno scenario nazionale al 2050 elaborato a luglio da ricercatori dello stesso Politecnico di Milano, su iniziativa di Italia Solare, l'associazione delle imprese del fotovoltaico, ritiene possibile un sistema quasi interamente rinnovabile: almeno 190 gigawatt di fotovoltaico, oltre 120 di nuovo eolico e circa 190 gigawattora di batterie, con una quota residua di generazione programmabile, a biometano, sotto i 35 terawattora, e il gas ridotto di circa il 90%. I costi dettagliati arrivano nei prossimi mesi, ma gli autori lo giudicano lo scenario più conveniente tra quelli analizzati. Anche sul consumo di suolo, che la Regione segnala come limite, i numeri sono gestibili. Secondo l'ISPRA, l'istituto pubblico per la protezione dell'ambiente, sugli edifici esistenti ci sono tra 75.000 e 99.000 ettari utilizzabili, abbastanza per 70-92 gigawatt di fotovoltaico. Lo stesso assessore Sertori ha presentato il progetto di legge regionale sulle aree idonee: il fotovoltaico a terra e l'agrivoltaico non potrebbero superare lo 0,8% della superficie agricola, circa 7.200 ettari, per 3,1-4,8 gigawatt, con priorità a tetti, parcheggi, cave e aree degradate. Il problema esiste, ma con nuove tecnologie e miglioramenti nei metodi di istallazione puo’ essere superato: nel 2024, secondo l'ISPRA, il fotovoltaico a terra ha occupato in Italia 1.702 ettari, più dei 623 degli edifici, e per circa l'80% su terreni agricoli. Per questo conta dove si installa. E la questione non cambia molto con il nucleare, che richiederebbe comunque 11,9 volte il fotovoltaico di oggi.

Anche nello scenario con il nucleare, infatti, il fotovoltaico crescerebbe comunque dell'1.090%, contro l'1.330% dell'altra strada: 1,8 gigawatt di reattori, circa 20 miliardi, ridurrebbero di un sesto il fotovoltaico da installare, che passerebbe da 14,3 a 11,9 volte il livello del 2025. Il grosso del lavoro, cioè rinnovabili, accumuli e reti, è uguale nelle due strade e comincia subito; il nucleare si aggiungerebbe, forse, dopo il 2035.

Il tema dell’intermittenza è sempre meno un ostacolo peraltro. Le ore senza sole si coprono con il vento, con i pompaggi idroelettrici, le "batterie ad acqua" delle nostre montagne, di cui abbiamo quasi 8 gigawatt, e con le batterie: sarà sempre più così. E naturalmente con l’efficienza. A fine 2025 risultavano installati 18 gigawattora in batterie, e Terna, il gestore della rete elettrica, ha assegnato all'asta altri 10 gigawattora, in servizio dal 2028, a un prezzo di circa il 65% inferiore al massimo previsto.

Gli accumuli non sono (ancora?) una bacchetta magica comunque. Le batterie di oggi erogano energia per 2-4 ore e da sole non coprono lunghi periodi invernali senza sole e vento; la loro filiera dipende ancora molto dalla Cina, in attesa di nuove chimiche, come il sodio, prodotte in Europa. Per le durate più lunghe, però, esistono già altre soluzioni. La milanese Energy Dome immagazzina l'energia in forma di anidride carbonica compressa e la restituisce per 8-24 ore: Google l'ha scelta per il suo primo accordo sull'accumulo di lunga durata, per costruire impianti in più Paesi, e il primo impianto commerciale sorge in Sardegna.

È questo il confronto che conta. Anche gli accumuli devono ancora maturare, ma funzionano già oggi, si costruiscono in meno di 2 anni, crescono a moduli e rispondono in millisecondi alle richieste, ad esempio, dei forni elettrici; la ricerca evolve rapidamente e l'Italia ha una manifattura all'avanguardia. Danno più speranza, perché ogni anno migliorano e costano meno. I piccoli reattori, in Occidente, semplicemente ancora non esistono o sono a livello di prototipo.

I tempi

Il primo SMR in Lombardia sarebbe previsto nel 2035 e il sito andrebbe scelto entro il 2028; e non stupisce che l'assessore Sertori precisa che il 2035 è un punto di riferimento, non una scadenza. Ma oggi non esiste alcuno studio per scegliere il sito, e mancano ancora un modello preciso, un'autorità di controllo, soldi certi e un deposito per le scorie. La Finlandia, paese molto vasto e con pochi abitanti, ci lavora da oltre 20 anni: ha costruito il suo deposito, ma non lo ha ancora aperto.

Come si pensa di risolvere tutto in meno di 10 anni, quando nel mondo funzionano 2 SMR e hanno richiesto tempi lunghi e costi considerevoli? Quello russo, una nave nell'Artico, ha richiesto 13 anni invece di 3 e mezzo ed è costato 6 volte il previsto. Quello cinese ha richiesto 11 anni invece di 5: sorge in riva al mare, nel complesso di Shidao Bay, accanto a un enorme reattore tradizionale da 1.500 megawatt, e i suoi recipienti sono alti 25 metri, come un palazzo di 8 piani, e pesano 700 tonnellate l'uno. Entrato in servizio commerciale a fine 2023, nel 2024 ha prodotto il 15,6% dell'energia possibile, nel 2025 il 43,8%. Lo studio lombardo attribuisce invece ai 1,8 gigawatt di reattori circa 15 terawattora l'anno, il che presuppone che lavorino per il 95% del tempo alla massima potenza.

È utile ribadire, peraltro, che si tratta di reattori a tecnologia esistente e solo un po’ più piccoli e “modulari”: negli anni '60 la centrale di Trino Vercellese valeva 260 megawatt, quasi quanto uno dei “piccoli” moduli da 300 previsti per la Lombardia.

I costi, e chi paga

Sui costi, negli articoli pubblicati e nella legge, nessuna cifra. Vediamo che succede dove già si fanno. In Canada, altro paese non comparabile all’Italia in termini di territorio e popolazione, i 4 piccoli reattori di Darlington, 1.200 megawatt, costeranno circa 13 miliardi di euro: il primo sarà pronto, dicono, nel 2030, gli altri entro il 2036. A quei prezzi, i 1.800 megawatt lombardi costerebbero circa 20 miliardi: una nostra stima, per proporzione, che dà l'ordine di grandezza. Sono circa 10.800 euro per ogni kilowatt installato, in linea con le stime dell'Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), che per i piccoli reattori indica oltre 10.000 dollari per kilowatt; uno studio pubblicato su ScienceDirect fissa invece a 2.200 euro per kilowatt la soglia sotto la quale il nucleare sarebbe competitivo in Italia, cioè quasi 5 volte meno. I piccoli reattori, del resto, perdono le economie di scala: secondo Giuseppe Onufrio, già direttore di Greenpeace Italia, l'elettricità dei principali modelli americani costerebbe sempre il 50% in più di quella delle centrali tradizionali. La banca d'affari Lazard stima il nuovo nucleare a 155 euro al megawattora. Sole e vento, batterie comprese, costano tra 43 e 137 euro, a seconda del luogo e delle batterie: sempre meno del nucleare. E l'efficienza costa ancora meno: per l'Agenzia internazionale dell'energia l'industria può tagliare un quarto dei consumi con tecnologie già pronte, ripagate in 5 anni o meno. Negli Stati Uniti NuScale, il progetto più avanzato, è stato abbandonato quando il costo del primo impianto è salito da 5,3 a 9,3 miliardi di dollari. In Gran Bretagna la centrale di Hinkley Point C costerà circa 55 miliardi di euro, e i cittadini pagheranno in bolletta, per 35 anni, un prezzo garantito di 127 sterline per megawattora. In Francia EDF è stata nazionalizzata nel 2023 con oltre 64 miliardi di euro di debiti. E la Banca d'Italia, nel suo studio sul ritorno all'atomo, conclude che il nucleare non avrebbe effetti significativi di riduzione sui prezzi dell'elettricità.

Chi pagherebbe il nucleare italiano? L’assessore Sertori pensa che a pagare potrebbero essere consorzi di imprese energivore: insomma le acciaierie bresciane si accollerebbero costi alti, rischi e poca efficienza. Oppure tutti noi, in bolletta come succede in Gran Bretagna. Prospettive entrambe poco attraenti.

Anche qui il confronto con gli accumuli è netto. Un impianto di batterie si paga poco alla volta e si aggiorna man mano che la tecnologia migliora, quindi un consorzio di imprese può investire gradualmente. Un reattore chiede invece miliardi bloccati in anticipo: se il cantiere accumula ritardi o i costi lievitano, l'impatto finanziario può trascinare al fallimento le aziende coinvolte, a meno di un costoso salvataggio pubblico come avvenuto in Francia con Areva, salvata dallo Stato nel 2017 con circa 4,5 miliardi di euro.

Le acciaierie, adesso

Il presidente di Federacciai, Antonio Gozzi, ha offerto le siderurgie bresciane per ospitare un reattore. È comprensibile: a Brescia quasi 7 kilowattora su 10 servono ad acciaierie, fonderie e meccanica. Ma alle acciaierie serve elettricità a buon prezzo oggi, non fra 10 o 15 anni. Il problema non è che manca il nucleare, ma che il gas fissa il prezzo in oltre il 70% delle ore e che l'elettricità è tassata molto più del gas, cosa che scoraggia l’elettrificazione anche dove sarebbe possibile: secondo il rapporto di Energy Square, fino a 34 volte più per le imprese elettrificate. Riequilibrare il peso fiscale è una decisione che si può prendere subito.

E poi c'è l'energia che non serve consumare. Per uno studio della Commissione europea del 2023 i risparmi convenienti arrivano al 23% dei consumi industriali previsti per il 2030, e l'ENEA, l'agenzia nazionale per l'energia, stima in circa 26 terawattora l'anno il calore di scarto delle industrie italiane, oggi in gran parte disperso. Già oggi imprese bresciane mostrano la strada: Feralpi si è impegnata in un accordo decennale per l’acquisto di energia rinnovabile. Alfa Acciai recupera il calore dei forni, circa 50 gigawattora l'anno, copre il fabbisogno di circa 5.000 famiglie ed evita oltre 10.000 tonnellate di anidride carbonica. Ori Martin ha fatto lo stesso con il suo progetto pilota: il calore dei fumi della sua acciaieria copre il fabbisogno di circa 2.000 famiglie.

Spazio e acqua

Nel reportage del Giornale di Brescia c’è un dettaglio che mi ha disturbato parecchio: nella foto che illustra gli articoli, si vedono dei cilindri tipo caldaie con la scritta SMR, un signore che passeggia tranquillamente e in piccolo, la dicitura "immagine generata con l'AI". È opportuno che un giornale pubblichi immagini senza alcun legame con la realtà anche se questo viene segnalato? I reattori veri sono grandi opere industriali, come quello cinese descritto sopra. Quello canadese, dice il costruttore, occupa due campi da calcio, più le zone di sicurezza, con un pozzo profondo 35-38 metri; le sole opere comuni ai 4 reattori, strade e gallerie per l'acqua di raffreddamento comprese, costano 1,6 miliardi di dollari canadesi. Lo stesso Sertori, nell'intervista, avverte che non bisogna immaginare piccoli reattori dentro le fabbriche, e in Lombardia non esiste naturalmente un sito nucleare adatto a ospitare piccoli reattori modulari.

E servirà moltissima acqua. Quest'estate la siccità ha fermato la centrale ungherese di Paks, un reattore romeno e 3 reattori francesi, mentre il Po a Cremona scorreva a 193 metri cubi al secondo, un terzo della portata media. Con un calcolo prudente, basato sui dati del laboratorio statunitense NREL, con le torri di raffreddamento i sei reattori evaporerebbero in Lombardia ogni anno circa 38 milioni di metri cubi d'acqua: quella di quasi mezzo milione di persone.

I rischi di sempre

Restano infine i rischi che il nucleare porta con sé da settant'anni. Per alcuni modelli di piccoli reattori uno studio della Stanford University ne prevede, a parità di energia, da 2 a 30 volte più di un reattore tradizionale. Molti di questi reattori usano poi uranio più arricchito, che oggi su scala commerciale produce quasi solo la Russia.

L’alternativa più veloce e più competitiva

La crisi climatica è già qui. Tra rinnovabili, efficienza e accumuli che si costruiscono in pochi anni e abbassano le bollette e reattori nucleari di vecchia tecnologia e solo un po’ più piccoli che arriveranno forse tra 20 anni, a costi che nessuno dichiara e con impatti poco prevedibili, la scelta deve essere quella più veloce e sostenibile. Brescia e la Lombaridia hanno già una storia industriale fatta di trasformazioni coraggiose. Il nucleare non sembra davvero una di quelle.