Il 28 ottobre, il Committee of Public Accounts della Camera dei Comuni di Londra ha pubblicato un rapporto su Sizewell C, la centrale da 3,2 GW in costruzione nel Suffolk. La prima frase del documento è questa: «Sizewell C represents a terrible deal for the UK taxpayer», Sizewell C rappresenta un pessimo affare per i contribuenti britannici. Come ha ricostruito Mario Seminerio, su Phastidio, lo Stato mette la maggior parte del finanziamento e si assume la maggior parte del rischio, ma ha lasciato il controllo del progetto a un consorzio a maggioranza privata.
Il costo stimato è compreso tra 40,5 e 47,7 miliardi di sterline, con entrata in esercizio prevista tra il 2039 e il 2043. Se i costi dovessero arrivare alla soglia alta, gli investitori privati aggiungerebbero appena 30 milioni. I consumatori, invece, pagherebbero 9,8 miliardi in più durante la costruzione e altri 12 miliardi nei sessant’anni di esercizio. In pratica, per ogni sterlina aggiuntiva messa dai privati, le bollette ne pagano 727. Il comitato rileva inoltre che nessuna centrale di dimensioni paragonabili è stata mai costruita nei tempi e nei costi previsti.
L’Italia non intende realizzare impianti di questa taglia, vero. Il governo punta sui piccoli reattori modulari (SMR). Tuttavia la legge 169 del 2026, in vigore dal 15 ottobre, in nome della «neutralità tecnologica» fa riferimento alle tecnologie modulari «o avanzate» e rimette ai decreti attuativi la scelta degli impianti. Il governo ha dodici mesi per scriverli e, secondo le stime circolate, i primi reattori non entrerebbero in esercizio prima del 2033-2034. La promessa è quella di reattori più piccoli, prodotti in serie, più rapidi da costruire e quindi meno esposti agli sforamenti che hanno caratterizzato i grandi cantieri nucleari.
Al momento questa promessa non è sostenuta da alcun dato consuntivo. In Occidente non esiste ancora un SMR commerciale completato di cui si conoscano i costi reali. Esistono solo stime, e finora le stime sono sempre aumentate.
Il progetto NuScale nello Utah è stato cancellato nel novembre 2023 dopo che il costo stimato era salito da 5,3 a 9,3 miliardi di dollari e il prezzo obiettivo dell’energia da 58 a 89 dollari al MWh. Rolls-Royce, che guida il programma britannico di Wylfa, ha dichiarato alla commissione Energia della Camera dei Comuni che i costi del progetto saranno definiti solo negli anni a venire, prima della decisione finale di investimento attesa nel 2029. Interrogata su una stima del valore totale dei contratti per i tre reattori, l’azienda ha risposto: «Non al momento».
L’unico cantiere occidentale già avviato è quello di Darlington, in Ontario. Il primo reattore da 300 MW costa 7,7 miliardi di dollari canadesi (infrastrutture comuni incluse) e i quattro reattori complessivamente 20,9 miliardi. Un’analista di Wood Mackenzie ha sottolineato che la convenienza dell’intero programma dipende da un calo dei costi che finora nessun SMR ha dimostrato.
Per l’Italia, il Politecnico di Milano stima che l’energia prodotta dal primo SMR costerebbe tra 110 e 217 euro al MWh, con una fascia considerata realistica di 135-196 euro. Nell’ultima asta FER X il fotovoltaico è stato aggiudicato a 56,8 euro al MWh e l’eolico a 72,9 euro, con contratti ventennali.
Il confronto ha un limite preciso: il prezzo d’asta delle rinnovabili non include i costi di accumulo, di rete e di capacità di riserva necessari in un sistema a forte penetrazione di solare e eolico. È l’argomento più solido avanzato dai sostenitori del nucleare. Lo stesso Politecnico calcola che un mix ottimizzato che includa il nucleare ridurrebbe del 15-17 per cento il costo di generazione al 2050. Il PNIEC indica un risparmio di 17 miliardi con 8 GW nucleari al 2050, ma il modo in cui questa cifra sia stata calcolata non è chiaro e il ministero lo ha rinviato ad altri documenti. In uno studio pubblicato dalla Banca d’Italia (“L’atomo fuggente”), Luciano Lavecchia e Alessandra Pasquini riportano la stima della piattaforma ministeriale PNNS: per 8 GW di piccoli reattori «sarebbero necessari almeno 40 miliardi di euro per i costi diretti di costruzione, oltre i costi finanziari». La conclusione degli autori è che il nucleare potrebbe contribuire a ridurre la volatilità dei prezzi attraverso contratti di lungo periodo, ma «difficilmente avrebbe un impatto significativo nel contenimento del livello dei prezzi finali».
In Europa le rinnovabili producono già il 47,3 per cento dell’elettricità (dati Eurostat 2025). Una bozza di valutazione d’impatto della Commissione sulla nuova direttiva prevede che raggiungano il 65-70 per cento dei consumi finali di energia entro il 2040. Non sono una tecnologia sperimentale: sono la base su cui l’Unione sta costruendo il proprio sistema elettrico. Eppure a giugno l’Italia ha firmato, insieme ad altri 14 Paesi dell’Alleanza nucleare, una lettera che chiede di sostituire l’obiettivo vincolante sulle rinnovabili con un generico obiettivo di energia pulita, includendo il nucleare.
Esiste poi una seconda risorsa scarsa, oltre al denaro: la capacità amministrativa. La transizione italiana non è frenata dalla mancanza di tecnologia, ma da autorizzazioni, reti e aree idonee. A fine settembre gli impianti rinnovabili in esercizio ammontavano a 88,8 GW contro i 131 previsti al 2030. Si installano circa 7 GW all’anno quando ne servirebbero 10. L’eolico nel 2025 ha aggiunto 600 MW contro gli oltre 3.000 necessari annualmente. Secondo Anie Rinnovabili, la Presidenza del Consiglio tiene ferme autorizzazioni per 13 GW. Gli stessi ministeri, regolatori e uffici che dovrebbero sbloccare questi progetti saranno chiamati a scrivere da zero un intero quadro normativo nucleare, a individuare i siti e a risolvere il problema del Deposito nazionale, atteso da decenni, per circa 98.000 metri cubi di rifiuti radioattivi.
Lo stesso discorso vale per l’idroelettrico, risorsa programmabile di cui l’Italia dispone da un secolo. La manovra di bilancio prevede 800 milioni per i bacini, ma a livello nazionale le gare per le concessioni non partono. Come osserva Carlo Stagnaro dell’Istituto Bruno Leoni, il governo «sembra non voler mettere in discussione gli attuali concessionari», cioè non affronta il punto critico, la concorrenza. Ancora prima di spendere un euro, il nucleare assorbe attenzione politica e amministrativa che manca alle rinnovabili.
La lezione di Sizewell non riguarda la dimensione dei reattori, ma chi si assume il rischio. Quando una tecnologia non ha costi certi, il capitale privato interviene solo se il rischio è coperto da qualcun altro: le bollette, il bilancio pubblico o una garanzia di Stato. La legge delega prevede «eventuali modalità di sostegno alla realizzazione di impianti e alla produzione di energia» nucleare, ma non specifica quali né chi ne sopporterà il rischio. I modelli di finanziamento e di ripartizione dei rischi tra pubblico e privato restano da definire. È su questo punto che si deciderà se si tratta di un investimento ragionevole o di una Sizewell in miniatura.
Non serve un rifiuto ideologico. Serve un ordine di priorità. Entro il 2030 si conoscerà il costo reale del primo reattore di Darlington; entro il 2029 il Regno Unito prenderà la decisione finale su Wylfa. Fino ad allora, impegnare risorse pubbliche e garanzie su una tecnologia di cui non si conoscono ancora i costi effettivi significa scommettere con i soldi dei contribuenti. Nel frattempo esiste una tecnologia che costa meno, si realizza in mesi e attende soltanto le autorizzazioni. L’atomo, come suggerisce il titolo dello studio della Banca d’Italia, resta fuggente: è sempre annunciato per il decennio successivo. La domanda non è se il nucleare possa essere utile un giorno, ma perché il governo concentri le proprie energie su ciò che arriverà, nella migliore delle ipotesi, dopo il 2033, invece di sbloccare ciò che potrebbe funzionare già l’anno prossimo.
Marco Taradash
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