Nell’attenzione poco presente di media e opinione pubblica, il Governo chiede al Parlamento deleghe in bianco per il ritorno del nucleare in Italia. Nel Ddl 2669 “Delega al Governo in materia di energia nucleare sostenibile” l’energia da fissione viene presentata come sostenibile solo sotto un discutibile profilo economico, senza una definizione chiara della sua sostenibilità materiale e fisica: si pensi anche solo alle scorie, estranee al contesto naturale in cui si è evoluta la biosfera.

Quella atomica viene dipinta come una fonte non intermittente e facilmente delocalizzabile, al servizio dei grandi consumatori, nonché esibita come complemento alle rinnovabili variabili (solare ed eolico) per garantire loro un carico di base stabile e decarbonizzato.

È in questa cornice politico-industriale che si inseriscono le audizioni sul DDL in corso alla Camera: da un lato Confindustria, Ansaldo e parte del mondo imprenditoriale intravedono un’opportunità di competitività e crescita incentivata; dall’altro, accademici, associazioni e sindacati contestano costi, tempi, dipendenze tecnologiche, gestione delle scorie e l’ammissibilità del nucleare come baseload in sistemi elettrici dominati da reti elettriche a energia rinnovabile (VRE).

Reti sempre più interconnesse e meglio stabilizzate da accumuli e dalla flessibilità della domanda.

Sul piano industriale, Confindustria, imprese ed enti energetici, Ansaldo Nucleare vedono nel DDL un “punto di svolta” fondato sulla neutralità tecnologica: si parla di filiera nazionale da ricostruire, aggancio ai programmi europei, finestra di mercato che si chiude rapidamente mentre Stati Uniti e, nella UE, Polonia e Repubblica Ceca accelererebbero sui piccoli reattori nucleari (SMR).

Ma la contro‑narrazione è solida. La CGIL contesta nel merito e nel metodo: due referendum hanno già bocciato il nucleare; la delega amplia i poteri dell’esecutivo comprimendo partecipazione parlamentare e territoriale; soprattutto, i tempi non tornano con gli obiettivi 2030‑2035. Anche ipotizzando iter snelli, difficilmente un reattore entrerà in esercizio in meno di 15‑20 anni.

Nel frattempo, bisogna ridurre le emissioni del 55% entro il 2030 e decarbonizzare quasi del tutto il sistema elettrico al 2035: traguardi per cui solare, eolico, reti, accumuli e efficienza sono le uniche leve scalabili su orizzonti brevi. Il Nobel Giorgio Parisi ricorda la traiettoria di apprendimento del fotovoltaico e la scarsa modulabilità di carbone e nucleare in reti ad alta penetrazione rinnovabile.

Sicurezza e indipendenza restano questioni cruciali. L’Italia non dispone di uranio, né di capacità di arricchimento, e si esporrebbe a nuove dipendenze da fornitori esteri in un contesto geopolitico volatile. Sul fronte scorie, il Paese non ha ancora un deposito nazionale operativo; il decommissioning procede a rilento e i costi lievitano. I reattori di quarta generazione ridurrebbero alcuni rischi, ma non li azzerano; gli SMR, per ora, sono variazioni su tecnologie a fissione note, tradizionali, con incertezze su sicurezza comparata e costi unitari.

La localizzazione di più piccoli impianti in un territorio sismico e idrogeologicamente fragile come quello italiano prefigura conflitti sociali e oneri di sicurezza non irrilevanti.

Per di più, nel dibattito viene introdotto un nodo tecnico ed economico ad ora inesplorato, ma affrontato convincentemente nello studio ESYS delle prestigiose Accademie Tedesche, che ipotizza per il 2045 un’Europa elettrica profondamente interconnessa e basata su VRE, storage e demand-response.

Le conclusioni della ricerca ormai ampiamente citata in sede internazionale sono nette: un sistema 100% rinnovabile configurato con storage adeguati e programmato nelle interconnessioni è robusto e competitivo senza nuove capacità “baseload”, né nucleari né a gas con cattura CO2. Quando le centrali di base nucleari vengono inserite nel modello, l’impatto sui costi di sistema risulta marginale e la loro convenienza dipende da riduzioni di costo oggi poco realistiche.

Le soglie indicate sono severe: oltre 15.000 €/kW di CAPEX nessun baseload conviene; a 10.000 €/kW resta non competitivo se i costi variabili sono elevati. Sul costo livellato dell’energia (LCOE), la competitività massima si colloca attorno a 80 €/MWh; per un’espansione significativa servirebbero livelli prossimi a 40 €/MWh. I progetti nucleari recenti oscillano tra CAPEX di 10.000 e 15.000 €/kW e LCOE superiori a 110 €/MWh; gli SMR, evocati come soluzione, non hanno ancora dimostrato sul campo costi e prestazioni tali da ribaltare questo quadro.

ESYS segnala inoltre che la redditività di impianti baseload rigidi migliorerebbe solo con elettrolizzatori d’idrogeno operanti molte ore all’anno: una scommessa su costi e fattori di capacità ancora incerti, mentre l’uso dell’eccesso delle rinnovabili in idrogeno appare più naturale anche per uno stoccaggio stagionale. Peraltro, i progressi nella geotermia profonda prefigurano la disponibilità di una nuova fonte elettrica accessibile in ogni territorio come complemento anch’esso sostenibile alle rinnovabili.

Le aste per solare ed eolico scendono, e l’accoppiata reti‑accumuli sta scalando. In questo contesto sempre più praticato e con le osservazioni sulla mancata sostenibilità delle tecnologie da fissione, perché mai dovremmo riservarci uno scenario impraticabile se non per esorcizzare sole, vento e acqua ed esporci ad un nuovo nucleare così rischioso?