L’Italia e la questione nucleare: perché è stato scritto questo libro
L’Italia è tornata ad affrontare la questione nucleare in un momento in cui la politica energetica è diventata inseparabile dalla geopolitica, dalla competitività industriale, dalla sovranità tecnologica e dalla sicurezza nazionale. Ciò che fino a pochi anni fa appariva ancora un tema politicamente chiuso è gradualmente rientrato nella sfera della legittima politica pubblica, non perché le controversie storiche legate all’energia nucleare siano scomparse, ma perché il contesto strategico in cui tali controversie vengono riconsiderate è profondamente mutato.
L’Italia della fine degli anni ’80 si trovava ad affrontare le conseguenze di Chernobyl, una forte mobilitazione politica antinucleare e un referendum nazionale che trasformò la legittimità pubblica del programma nucleare del paese. L’Italia del 2011 reagiva a Fukushima e al tentativo di reintrodurre l’energia nucleare promosso dal governo Berlusconi. L’Italia della metà degli anni 2020 si trova ad affrontare una serie di pressioni diverse: le conseguenze della guerra in Ucraina, la fragilità delle forniture energetiche importate, i prezzi del gas elevati e volatili, la necessità di decarbonizzare un’economia industriale, la rapida espansione della produzione di energia da fonti rinnovabili, la crescente importanza delle reti elettriche e dello stoccaggio, l’emergere dei data center e dell’intelligenza artificiale come nuove e importanti fonti di domanda di energia elettrica, e la preoccupazione sempre più esplicita dell’Europa per la sovranità tecnologica ed energetica.
È in questo mutato scenario strategico che l’energia nucleare è tornata a essere un tema centrale della politica italiana.
Il ritorno al nucleare, tuttavia, viene spesso descritto in modo eccessivamente semplicistico. Il dibattito pubblico tende a oscillare rapidamente tra slogan opposti. L’energia nucleare viene presentata ora come la soluzione indispensabile alla dipendenza energetica dell’Italia, ora come una distrazione superflua e obsoleta dalle energie rinnovabili. Le nuove tecnologie dei reattori vengono talvolta descritte come se avessero già risolto i problemi economici e industriali che hanno afflitto i precedenti programmi nucleari, mentre gli oppositori a volte trattano gli storici referendum come se avessero eliminato per sempre, a livello costituzionale, la tecnologia nucleare dalle politiche pubbliche italiane.
Nessuna delle due interpretazioni è sufficiente.
Ho scritto questo libro proprio per superare questo linguaggio binario ed esaminare cosa significherebbe concretamente, nella pratica, un programma nucleare italiano.
La conclusione principale emersa dalla ricerca è che l’Italia non sta decidendo se acquistare un reattore, bensì se è pronta a ricostruire un intero sistema nucleare.
Un reattore è solo la componente più visibile di un sistema complesso. Dietro di esso si cela una catena di istituzioni, infrastrutture e obblighi a lungo termine, spesso invisibili nel dibattito politico. Una futura centrale nucleare italiana richiederebbe un regime di licenze giuridicamente coerente, un ente regolatore indipendente con personale qualificato sufficiente a valutare il progetto, un proprietario e gestore competente, un sito in grado di soddisfare i requisiti sismici, idrologici, ambientali e di pianificazione delle emergenze, un collegamento alla rete in grado di integrare una nuova e importante fonte di generazione concentrata, una catena del combustibile affidabile, fornitori industriali qualificati, lavoratori specializzati, salvaguardie, protezione fisica, sicurezza informatica, infrastrutture per la gestione dei rifiuti, stoccaggio del combustibile esaurito, fondi per lo smantellamento e, infine, una strategia credibile per lo smaltimento geologico.
E tutto ciò deve essere finanziato.
Questo punto è particolarmente importante perché la discussione economica sull’energia nucleare è troppo spesso ridotta a un singolo numero. Un reattore viene descritto in base al suo costo per kilowattora, oppure la sua futura produzione di elettricità viene confrontata con il costo livellato dell’energia (LCOE) dell’energia solare o eolica. Ma un sistema elettrico nazionale non funziona sulla base di costi tecnologici isolati. Funziona in modo continuo, in inverno e in estate, durante i periodi di scarsa eolica e di elevata domanda, durante le emergenze di rete, la siccità, gli shock geopolitici e le variazioni dei consumi industriali.
Il costo che conta è quindi quello dell’intero sistema in grado di fornire energia elettrica affidabile in tali condizioni.
Una centrale nucleare ha costi di finanziamento, costi del combustibile, responsabilità relative ai rifiuti e obblighi di smantellamento. Un sistema senza energia nucleare richiede investimenti alternativi in generazione da fonti rinnovabili, stoccaggio, reti, capacità programmabile a basse emissioni di carbonio, importazioni, flessibilità della domanda o tecnologie come la cattura del carbonio. Il confronto corretto non è nucleare contro solare, ma un sistema energetico completo contro un altro.
Questa distinzione assume particolare importanza in Italia, poiché è probabile che la futura domanda di energia elettrica del Paese sia sostanzialmente superiore a quella attuale. I trasporti si stanno elettrificando. Il riscaldamento si sta orientando verso l’elettricità. I processi industriali stanno cambiando. La produzione di idrogeno potrebbe diventare un’importante fonte di domanda di energia elettrica. I data center e l’intelligenza artificiale stanno creando nuovi consumatori ad alto consumo. Di conseguenza, il sistema elettrico italiano che potrebbe esistere nel 2040 o nel 2050 sarà radicalmente diverso da quello attuale.
La questione, quindi, non è se l’energia nucleare debba sostituire le energie rinnovabili. Non dovrebbe, e questo non è ciò che suggeriscono gli scenari ufficiali italiani. L’Italia avrà bisogno di quantità molto elevate di energia rinnovabile praticamente in ogni scenario credibile di decarbonizzazione.
La vera questione è cosa fornirà la parte più complessa del sistema quando la penetrazione delle energie rinnovabili diventerà estremamente elevata.
Di quanta capacità di accumulo si ha bisogno? Quanta generazione flessibile resta necessaria? Quanta elettricità dovrebbe aspettarsi di importare l’Italia? Quanto gas con cattura del carbonio è necessario? Quanto potenziamento della rete? Quanta flessibilità a lungo termine? E a che punto una certa quantità di generazione nucleare stabile a basse emissioni di carbonio riduce il costo totale o la vulnerabilità strategica di tale sistema?
Questo è lo scenario controfattuale esaminato nel libro.
La stessa disciplina si applica alla tecnologia dei reattori stessi. I piccoli reattori modulari vengono spesso presentati come se la modularità eliminasse automaticamente i problemi economici storici della costruzione nucleare. Non è così. La produzione in fabbrica, la standardizzazione e la costruzione modulare sono idee tecnicamente valide, ma la promessa economica dipende dalla ripetizione. Un singolo reattore, il primo del suo genere, può comunque essere costoso. La vera prova inizia con la seconda, la terza e la quarta unità. Se queste non diventano più veloci, più economiche e più facili da autorizzare, l’ipotesi industriale alla base della costruzione modulare non è stata dimostrata.
Per questo motivo, questo studio distingue costantemente tra un progetto che esiste solo sulla carta, un progetto che ha ottenuto la licenza, un reattore in costruzione e un reattore che è effettivamente entrato in funzione a livello commerciale.
La distinzione può sembrare ovvia, ma spesso si perde di vista nella comunicazione politica.
L’Italia si trova in una posizione particolare perché può attendere i dati provenienti dall’estero. Progetti in Canada, negli Stati Uniti, nel Regno Unito e altrove stanno già generando proprio le informazioni di cui l’Italia avrà bisogno: tempistiche di costruzione reali, costi effettivi, prestazioni degli enti regolatori, produzione in fabbrica, disponibilità di combustibile, messa in servizio e prime esperienze operative. L’Italia non ha bisogno di fingere che questi dati esistano già. Può semplicemente osservarli.
Lo stesso principio si applica al carburante.
Non tutti i nuovi reattori si basano sulla stessa architettura del combustibile. I reattori convenzionali raffreddati ad acqua utilizzano catene di combustibile a uranio a basso arricchimento relativamente consolidate. Alcuni reattori avanzati richiedono HALEU, la cui infrastruttura di approvvigionamento commerciale è ancora in fase di sviluppo. Altri propongono MOX o cicli del combustibile chiusi che prevedono materiali contenenti plutonio, riprocessamento e sistemi di salvaguardia e gestione del combustibile molto più complessi.
Queste distinzioni sono strategicamente significative perché un reattore può essere tecnicamente pronto mentre il sistema di alimentazione del combustibile necessario per il suo funzionamento non lo è.
Lo spreco crea un problema simile.
Nessun nuovo programma nucleare può considerarsi completo se la fase finale viene trattata come un problema da rimandare a un’altra generazione. L’Italia vanta già una lunga tradizione nel settore nucleare. Gli ex reattori del paese hanno cessato la produzione di energia decenni fa, eppure le attività di smantellamento e gestione delle scorie continuano ancora oggi. Questa esperienza dovrebbe essere alla base di qualsiasi nuovo programma.
La lezione è semplice: le entrate derivanti dall’elettricità finiscono; le passività legate al nucleare no.
Per questo motivo, un nuovo programma italiano credibile dovrebbe partire da fondi per lo smantellamento, una strategia per il combustibile esaurito e un’architettura per la gestione dei rifiuti già definiti. Il Deposito Nazionale non può essere considerato un sostituto della pianificazione dei rifiuti in loco, e l’assenza di una soluzione matura per lo smaltimento geologico dei rifiuti ad alta attività rimane una delle questioni istituzionali più importanti che l’Italia dovrà prima o poi risolvere.
Il libro dedica inoltre notevole attenzione alla sicurezza, ma evita deliberatamente di trattarla come uno slogan politico.
Non si può presumere che un reattore sia sicuro solo perché è più piccolo, perché è passivo o perché appartiene a una nuova generazione tecnologica. La sicurezza deve essere dimostrata attraverso prove specifiche relative al progetto.
Ciò significa esaminare sequenze di incidenti reali, pericoli esterni, fonti di origine, prestazioni del contenimento, eventi a causa comune e siti multi-modulo. Significa considerare i terremoti insieme alla perdita di alimentazione elettrica esterna, le inondazioni insieme alle difficoltà di accesso, le ondate di calore insieme alla siccità e alle alte temperature dell’acqua di raffreddamento. Fukushima ha dimostrato perché gli eventi correlati contano più delle singole ipotesi di progettazione.
La domanda fondamentale rimane sempre la stessa: cosa succede all’intero sito nelle effettive condizioni dell’incidente che si sta analizzando?
Questo aspetto diventa particolarmente importante per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR). Un modulo più piccolo può contenere meno combustibile e produrre meno calore di decadimento assoluto rispetto a un reattore di grandi dimensioni, il che può rappresentare un reale vantaggio in termini di sicurezza. Tuttavia, un sito contenente diversi moduli può presentare un inventario radioattivo totale considerevole, e un evento esterno comune può interessarne simultaneamente molti. Occorre inoltre considerare le scorte di combustibile esaurito.
L’unità di sicurezza corretta non è quindi sempre il singolo modulo del reattore, bensì l’intero sito.
Il libro esamina anche una questione meno visibile ma altrettanto importante: se lo Stato italiano sia istituzionalmente in grado di tornare all’energia nucleare.
L’Italia possiede importanti istituzioni e competenze in ambito nucleare, ma la gestione di una flotta nucleare commerciale richiede capacità diverse da quelle necessarie per la supervisione dello smantellamento e dei rifiuti radioattivi. Il Paese dovrebbe rafforzare le competenze in materia di regolamentazione, ricostruire le capacità degli operatori, sviluppare percorsi formativi specializzati e stabilire una chiara separazione istituzionale tra gli enti promotori del programma, le società che gestiscono gli impianti e l’autorità di regolamentazione responsabile della sicurezza nucleare.
Tale separazione è fondamentale.
L’istituzione che desidera che il progetto abbia successo non può essere la stessa che decide se l’impianto è sufficientemente sicuro per funzionare.
Analogamente, l’Italia non può permettere che un fornitore straniero di reattori diventi di fatto la fonte di tutto il know-how tecnico all’interno del programma nazionale. Un programma nucleare sovrano richiede un proprietario in grado di comprendere e mettere in discussione il proprio fornitore.
Lo stesso concetto si applica al software, alla manutenzione, ai pezzi di ricambio e alla proprietà intellettuale. Un reattore può funzionare per sessant’anni o più. Il fornitore che lo rifornisce oggi potrebbe essere acquisito, riorganizzato o cessare di esistere decenni dopo. Pertanto, la fase di approvvigionamento deve affrontare la dipendenza dal ciclo di vita fin dalle prime fasi del progetto, non dopo che il problema si è manifestato.
La questione del finanziamento è altrettanto importante.
Le centrali nucleari richiedono ingenti capitali anni prima di generare ricavi. Questo rende il costo del capitale estremamente importante. Lo stesso reattore, pur essendo fisicamente identico, può produrre risultati economici radicalmente diversi nel corso della sua vita utile, a seconda del tasso di interesse, della durata della costruzione e del modello di ricavo.
L’Italia, quindi, non può limitarsi a chiedere quanto costa il reattore. Deve decidere chi si assume il rischio.
Saranno gli investitori privati a finanziare la costruzione? Lo Stato fornirà delle garanzie? I consumatori sosterranno il progetto attraverso un meccanismo regolamentato? Ci sarà un contratto per differenza? Un modello di base patrimoniale regolamentata? Un investimento di capitale statale? Contratti di acquisto di energia a lungo termine con le aziende? Una combinazione di questi strumenti?
Ogni struttura di finanziamento trasferisce il rischio in modo diverso tra investitori, consumatori e contribuenti.
Non esiste un modello in cui il rischio scompaia.
La sfida consiste nell’assegnare ciascun rischio all’attore più in grado di controllarlo.
Per questo motivo, il libro, in definitiva, non considera l’energia nucleare come una tecnologia energetica, bensì come un impegno istituzionale nazionale.
La decisione avrebbe ripercussioni su più cicli politici. Un reattore ordinato negli anni 2030 potrebbe essere ancora operativo verso la fine del secolo, mentre i suoi obblighi di smaltimento dei rifiuti e di smantellamento si protrarrebbero ancora più a lungo.
L’esperienza storica dell’Italia rende questo aspetto particolarmente rilevante.
Il Paese ha già vissuto lo sviluppo del nucleare, l’abbandono, il tentativo di riprenderlo, un ulteriore abbandono e un nuovo ritorno al dibattito politico in materia. Questa storia crea un rischio spesso sottovalutato: la discontinuità politica stessa ha un costo economico.
Gli investitori tengono conto dell’incertezza politica. I fornitori industriali esitano a investire se il programma rischia di scomparire dopo le prossime elezioni. Le università non possono costruire percorsi formativi a lungo termine se la domanda di competenze specifiche svanisce ripetutamente. Gli enti regolatori non possono mantenere le proprie capacità specialistiche se la politica nazionale cambia completamente ogni decennio.
Una strategia nucleare italiana credibile deve quindi diventare più duratura del ciclo politico che la innesca.
Ciò non significa eliminare il dissenso democratico. I governi dovrebbero rimanere liberi di decidere se espandere o ridurre un programma nucleare.
Ma le normative in materia di sicurezza, i finanziamenti per la gestione dei rifiuti, le misure di salvaguardia, gli standard tecnici e la competenza istituzionale non dovrebbero scomparire ad ogni cambio elettorale.
La dimensione geopolitica della questione è altrettanto importante.
Il sistema energetico italiano ha storicamente fatto ampio ricorso a combustibili importati. Lo shock seguito all’invasione russa dell’Ucraina ha dimostrato quanto rapidamente tale dipendenza possa trasformarsi in una questione di sicurezza nazionale e di competitività industriale.
L’energia nucleare non renderebbe l’Italia energeticamente indipendente. L’uranio, l’arricchimento, la fabbricazione del combustibile e alcune tecnologie dei reattori dipenderebbero comunque dalle catene di approvvigionamento internazionali.
Ma la dipendenza dal combustibile nucleare presenta caratteristiche diverse rispetto alla dipendenza dal gas. Il gas richiede un approvvigionamento continuo e in grandi quantità. Il combustibile nucleare, invece, è estremamente denso dal punto di vista energetico e può essere immagazzinato con largo anticipo.
La questione strategica non è quindi se il nucleare elimini la dipendenza, bensì se crei una struttura di dipendenza più diversificata e gestibile rispetto al sistema che parzialmente sostituisce.
Questo è il significato più ampio di sovranità tecnologica.
La sovranità non è l’assenza di dipendenza internazionale. In una moderna economia industriale, ciò è irrealistico. Sovranità significa comprendere le dipendenze, diversificarle e mantenere una capacità nazionale sufficiente a impedire che un singolo fornitore, paese o tecnologia diventi sistematicamente indispensabile.
Questo principio permea l’intero studio.
Il libro, pertanto, non giunge alla conclusione che l’Italia debba costruire reattori nucleari.
Non si giunge inoltre alla conclusione che l’Italia debba escludere l’energia nucleare prima che siano disponibili le prove.
La conclusione più forte è che l’Italia dovrebbe mantenere questa opzione, sottoponendola però a test sempre più rigorosi.
Non c’è motivo di prendere oggi una decisione irreversibile.
L’Italia può rafforzare il proprio ente regolatore, formare specialisti, qualificare i fornitori industriali, studiare i siti, valutare i modelli di finanziamento e monitorare i progetti esteri, accelerando al contempo gli investimenti di cui il Paese ha già bisogno a prescindere dall’energia nucleare: energie rinnovabili, reti, stoccaggio, efficienza ed elettrificazione.
Quindi, quando un progetto nucleare italiano concreto giunge alla fase della decisione finale di investimento, lo Stato dovrebbe chiedersi se le prove a disposizione giustifichino la sua prosecuzione.
È effettivamente possibile costruire il reattore a un costo accettabile?
Il carburante è al sicuro?
Il sito è redditizio?
L’ente regolatore è pronto?
Il percorso di smaltimento dei rifiuti è credibile?
Il modello di finanziamento è sostenibile?
Il progetto migliora il sistema energetico italiano nel suo complesso rispetto alla migliore alternativa non nucleare attualmente disponibile?
Se la risposta è affermativa, l’Italia disporrà di una base razionale per procedere.
Se la risposta è no, lo Stato dovrebbe essere disposto a fermarsi.
Quest’ultimo punto è forse il più importante.
Un programma nazionale serio deve definire non solo le condizioni per avanzare, ma anche le condizioni per rifiutare di avanzare.
L’analisi strategica non è preziosa perché elimina l’incertezza. È preziosa perché impedisce che ambizioni politiche, entusiasmo industriale o opposizione ideologica vengano scambiati per prove concrete.
Questo è lo scopo di questo libro.
Il testo tenta di descrivere la questione nucleare italiana così come si presenta oggi: giuridicamente aperta, politicamente rilevante, tecnicamente possibile, impegnativa a livello istituzionale, finanziariamente irrisolta e strategicamente importante.
L’obiettivo non è dire al lettore se l’Italia debba essere “pro-nucleare” o “anti-nucleare”.
Serve a mostrare cosa contiene realmente la decisione.
Perché quando un Paese sceglie un sistema energetico, non sta mai scegliendo solo come verrà prodotta l’elettricità.
Sta scegliendo quali tecnologie padroneggiare, quali rischi assumersi, quali infrastrutture finanziare, quali dipendenze accettare e quali capacità intende preservare per le generazioni future.
Lo studio completo può essere scaricato qui sotto.
VALUTAZIONE STRATEGICO-TECNICA
Coltivazione della fonte
[L] — Legge, atto parlamentare, verbale legislativo ufficiale, Corte costituzionale o Gazzetta ufficiale
[G] — Documentazione di programmi governativi, regolatori o statali
[I] — Documentazione dell’industria primaria, dell’operatore o dell’ente regolatore nucleare
[S] — Fonte secondaria tecnica o istituzionale autorevole
[M] — Articolo di stampa o dichiarazione pubblica attribuita non equivalente a una decisione giuridicamente vincolante
[U] — Giudizio analitico, incertezza, scenario o proposta contestata
Capitolo introduttivo: scopo, metodo e valore strategico di questo studio.
L’Italia è rientrata nel dibattito sul nucleare in un momento in cui la politica energetica non è più separabile dalla sicurezza nazionale, dalla competitività industriale, dalla politica fiscale, dalla sovranità tecnologica, dalla strategia climatica e dalla resilienza del sistema economico europeo.
Per tale ragione, il ritorno dell’energia nucleare al centro delle politiche pubbliche italiane non può essere analizzato adeguatamente attraverso il linguaggio convenzionale della propaganda politica.
La questione non è se l’energia nucleare debba essere definita moderna o obsoleta, sicura o pericolosa, economica o costosa, strategica o superflua.
Ciascuna di queste formulazioni è troppo generica per supportare una decisione della portata che lo Stato italiano potrebbe trovarsi ad affrontare.
La domanda pertinente è molto più impegnativa:
In quali condizioni legali, tecnologiche, industriali, finanziarie, ambientali, normative e geopolitiche un rinnovato programma nucleare italiano potrebbe creare un valore strategico netto e in quali condizioni l’Italia dovrebbe rifiutare, ritardare o riprogettare tale programma?
Questo libro è stato concepito per rispondere a tale domanda.
Il suo scopo, pertanto, non è né quello di sostenere il ritorno dell’energia nucleare né di riprodurre gli argomenti storicamente utilizzati per opporsi ad essa.
Il suo scopo è quello di accertare, con il massimo livello possibile di rigore documentario, cosa stia effettivamente decidendo l’Italia .
Tale distinzione è essenziale.
Un programma di reattori non è un singolo progetto infrastrutturale.
Si tratta di un impegno istituzionale che si estende a:
- governi;
- generazioni di regolatori;
- cicli industriali multipli;
- riforme del mercato dell’energia elettrica;
- contratti sui carburanti;
- cambiamenti geopolitici;
- gestione dell’impianto;
- gestione dei rifiuti;
- smantellamento.
Gli effetti della decisione possono quindi estendersi per un secolo o più.
Una politica di tale durata non può essere valutata attraverso slogan politici, presentazioni di fornitori o parametri ingegneristici isolati.
Richiede una prospettiva che abbracci il sistema nazionale.
Questo studio è stato pertanto concepito per fornire tale prospettiva.
L’obiettivo centrale: trasformare il dibattito sul nucleare in un’architettura decisionale.
Il dibattito sul nucleare in Italia è stato storicamente caratterizzato da una polarizzazione insolita.
Chernobyl, i referendum del 1987, la successiva chiusura del programma nucleare italiano, il tentativo di rilancio dell’era Berlusconi, Fukushima e il referendum del 2011 hanno tutti contribuito a creare una cultura politica in cui l’energia nucleare ha acquisito un’importanza simbolica che va ben oltre la sua quota diretta nel sistema elettrico.
Il risultato è stato spesso un dibattito organizzato attorno a presupposti assoluti incompatibili.
Da un lato, l’energia nucleare può essere presentata come la soluzione indispensabile alla dipendenza energetica e alla decarbonizzazione.
D’altra parte, può essere presentata come intrinsecamente superflua, antieconomica o politicamente illegittima.
Nessuno dei due punti di partenza è sufficiente per una decisione governativa.
L’approccio utilizzato in questo libro è quindi volutamente diverso.
Lo studio pone le seguenti domande, in sequenza:
- Che cosa è effettivamente diventato legale?
- Quali aspetti richiedono ancora una legislazione o una regolamentazione delegata?
- Quali istituzioni devono esistere prima che un reattore possa ottenere la licenza?
- Dove potrebbe essere fisicamente e legalmente collocato un reattore?
- Quali tecnologie sono state effettivamente realizzate o testate in esercizio?
- Che dipendono da catene di approvvigionamento del carburante che non esistono ancora su scala commerciale matura?
- Quali aziende italiane vantano referenze concrete nel settore nucleare?
- Quali flussi di rifiuti genererebbe una nuova flotta?
- Chi finanzierebbe il programma?
- Chi sarebbe il proprietario e il gestore dell’impianto?
- Chi si farebbe carico degli extracosti?
- Quali ulteriori infrastrutture di rete, stoccaggio, raffreddamento, trasporto e emergenza sarebbero necessarie?
- Cosa succederebbe se non si costruisse una centrale nucleare?
- Quali condizioni dovrebbero indurre lo Stato a interrompere il programma?
L’obiettivo non è quello di fornire un’unica risposta semplicistica.
L’obiettivo è definire le condizioni in base alle quali le diverse risposte diventano razionali .
Questa è la differenza tra attività di patrocinio e valutazione strategica.
Il rapporto è strutturato in base alla gerarchia delle prove, non alla convenienza narrativa.
L’affidabilità di una relazione di questo tipo dipende meno dal numero di fonti citate che dalla disciplina con cui vengono distinte le diverse forme di prova.
Nel corso di questo studio, viene mantenuta una rigorosa distinzione tra:
- legge;
- politica governativa;
- prove a supporto dell’autorità di regolamentazione;
- rivendicazioni industriali;
- Risultati del modello;
- dichiarazioni politiche;
- inferenza analitica.
Queste categorie non sono intercambiabili.
Una dichiarazione ministeriale secondo cui la prima energia nucleare potrebbe arrivare in un determinato anno non equivale a:
- un programma autorizzato;
- un contratto di costruzione;
- una decisione finale di investimento.
Una dichiarazione del fornitore che descrive un reattore come pronto per l’implementazione non è equivalente a:
- costruzione completata;
- prima criticità;
- Storia operativa commerciale.
Un impegno politico a sostegno dell’energia nucleare non equivale a:
- un’autorizzazione per un reattore.
Una riduzione stimata di 17 miliardi di euro nei costi del sistema non equivale a:
- 17 miliardi di euro di risparmi pubblici garantiti.
Una richiesta di connessione a un data center non equivale a:
- fabbisogno di energia elettrica operativa.
Un’azienda teoricamente in grado di produrre un componente nucleare non è equivalente a:
- un fornitore attualmente qualificato per il settore nucleare.
L’intero rapporto è strutturato in modo da preservare queste distinzioni.
Ciò previene uno degli errori più comuni nelle politiche relative alle grandi infrastrutture: permettere che aspettative, ambizioni e scenari acquisiscano gradualmente lo status di fatti.
Il lettore dovrebbe quindi interpretare ogni conclusione principale attraverso la gerarchia:
ENACTED FACT
↓
VERIFIED PROGRAMME STATUS
↓
SUPPORTED ANALYTICAL INFERENCE
↓
SCENARIO
↓
POLITICAL OR INDUSTRIAL AMBITIONMaggiore è il livello di incertezza, più stringente è la qualificazione applicata.
Questa disciplina metodologica è particolarmente importante perché il settore nucleare è caratterizzato da cicli di sviluppo eccezionalmente lunghi.
Tra annuncio politico e operazione commerciale possono verificarsi:
- riforma legale;
- selezione della tecnologia;
- selezione del sito;
- valutazione ambientale;
- revisione normativa;
- finanziamento;
- approvvigionamento;
- produzione;
- costruzione;
- messa in servizio;
- carico di carburante;
- prima criticità;
- ascesa al potere;
- attività commerciale.
Queste fasi non devono mai essere ridotte al termine generico “progetto”.
Lo studio considera il reattore come un solo componente del sistema nucleare.
Una delle conclusioni principali che emergono dalla ricerca è che la sola selezione della tecnologia non è sufficiente.
L’unità di analisi corretta non è:
il reattore
Ma:
il sistema completo reattore-combustibile-sito-rete-gestore-rifiuti-finanziamento-regolamentazione.
Ciò modifica l’interpretazione di molte tecnologie di reattori apparentemente interessanti.
Un progetto può possedere:
- elevata sicurezza passiva;
- bassa potenza dell’unità;
- capacità di riscaldamento industriale avanzata;
e rimanere comunque strategicamente debole per l’Italia se:
- il carburante non può essere contrattualizzato;
- l’ente regolatore non possiede le capacità necessarie;
- Il percorso di smaltimento dei rifiuti non è stato risolto;
- il fornitore crea una dipendenza a lungo termine inaccettabile;
- Il sistema non può essere finanziato in modo competitivo.
Al contrario, un SMR convenzionale maturo raffreddato ad acqua può possedere un profilo tecnologico meno ambizioso, pur offrendo:
- maggiore maturità del carburante;
- prove normative più approfondite;
- conoscenze operative più accessibili.
Nessuno dei due esiti individua un vincitore universale.
Ciò dimostra perché gli appalti nazionali debbano essere multidimensionali.
Lo stesso principio si applica ai siti.
Un collegamento alla rete elettrica a 380 kV esistente non rende automaticamente un sito autorizzato.
Il fatto che un ex sito nucleare sia automaticamente riutilizzabile non significa che lo sia.
La posizione costiera non risolve automaticamente i problemi di approvvigionamento idrico per il raffreddamento.
La bonifica di un sito industriale dismesso non semplifica automaticamente la sicurezza fisica.
Ogni vantaggio apparente genera una questione di secondo livello.
Quest’analisi di secondo ordine è una delle caratteristiche distintive di questo libro.
Il rapporto introduce l’incertezza nella decisione anziché nasconderla.
I rapporti governativi possono generare una falsa fiducia quando l’incertezza viene trattata come una debolezza editoriale.
Nell’ambito della politica nucleare, l’incertezza è di per sé una delle variabili decisionali.
Tra le variabili importanti ancora da definire figurano:
- Costo di costruzione di FOAK;
- Economia futura della produzione in serie di SMR;
- WACC nucleare italiano;
- costi di stoccaggio negli anni 2030;
- Prestazioni e costi della CCS;
- Disponibilità di HALEU;
- accettazione da parte del pubblico;
- disponibilità del sito;
- futura domanda di elettricità;
- carico futuro del data center;
- durabilità politica.
La risposta appropriata non è quella di eliminare l’incertezza attraverso stime non supportate da prove.
Si tratta di strutturare il programma in modo che le evidenze future modifichino le decisioni.
Ciò genera una strategia basata su porte.
UNCERTAINTY TODAY
↓
FOREIGN FOAK EVIDENCE
↓
ITALIAN REGULATORY WORK
↓
SITE EVIDENCE
↓
FINANCING EVIDENCE
↓
UPDATED DECISIONLo Stato non ha bisogno di una conoscenza perfetta prima di iniziare i lavori preparatori.
È necessario fornire prove sostanzialmente più solide prima di assumere impegni irreversibili.
Tale distinzione consente all’Italia di preservare l’opzionalità nucleare senza vincolarsi prematuramente a una singola tecnologia o a un unico fornitore.
Lo studio è destinato sia ai decisori politici che alle istituzioni tecniche.
Il pubblico di lettori a cui è destinato questo libro è volutamente più ampio della sola comunità tecnica nucleare.
Un programma nucleare moderno non può essere gestito esclusivamente da ingegneri.
Né può essere governato efficacemente attraverso decisioni politiche senza prove ingegneristiche.
I soggetti decisionali competenti includono:
- Presidenza del Consiglio;
- Parlamento;
- MASSE;
- MEF;
- MIMIT;
- MAECI;
- ISIN;
- Tre;
- Protezione civile;
- governi regionali;
- potenziali operatori;
- aziende industriali;
- istituzioni finanziarie;
- università e centri di ricerca.
Ognuno di loro vede un problema nucleare diverso.
L’autorità di regolamentazione chiede:
L’installazione è sicura?
Il Tesoro chiede:
Quale responsabilità potenziale si assume lo Stato?
L’operatore di rete chiede:
La rete è in grado di integrare l’impianto?
Il ministero dell’industria chiede:
Quali capacità strategiche restano all’Italia?
L’operatore chiede:
È possibile costruire e gestire l’impianto in modo affidabile?
L’ente locale chiede:
Quali rischi, infrastrutture e benefici riceve il territorio?
Il governo deve integrare tutte queste prospettive.
Ecco perché questo libro oltrepassa intenzionalmente i confini disciplinari.
Combina:
- diritto costituzionale;
- regolamentazione nucleare;
- ingegneria dei reattori;
- analisi del ciclo del combustibile;
- pianificazione a griglia;
- politica industriale;
- rischio ambientale;
- finanza pubblica;
- approvvigionamento;
- geopolitica.
Una decisione nazionale in materia nucleare non può essere ridotta a una sola di queste opzioni.
La dimensione temporale è fondamentale
Un ulteriore principio dello studio è la separazione tra politiche immediate, a medio termine e a lungo termine.
I problemi energetici dell’Italia funzionano secondo ritmi diversi.
Il Paese deve agire immediatamente su:
- griglie;
- diffusione delle energie rinnovabili;
- magazzinaggio;
- efficienza energetica;
- elettrificazione;
- Diversificazione del gas.
Un programma nucleare non può risolvere in modo sostanziale i problemi di approvvigionamento elettrico dell’Italia per il periodo 2026-2030.
È di fondamentale importanza per il sistema che potrebbe emergere dalla metà degli anni 2030 fino al 2050 e oltre.
Ciò previene un errore comune nelle politiche aziendali:
utilizzare la futura energia nucleare come giustificazione per ritardare le infrastrutture di cui l’Italia ha bisogno prima che il nucleare possa entrare in funzione.
La relazione dovrebbe invece essere complementare.
2020s
RENEWABLES
GRID
STORAGE
EFFICIENCY
+
NUCLEAR OPTION DEVELOPMENT
↓
2030s
EVIDENCE-BASED NUCLEAR DECISIONSe il nucleare supera i passaggi richiesti, entra a far parte del sistema successivo.
In caso contrario, l’Italia deve dotarsi di un percorso credibile verso un’alternativa non nucleare.
Il rapporto esamina quindi entrambi gli aspetti.
La prospettiva geopolitica è più ampia della semplice indipendenza energetica.
Il termine “sovranità energetica” compare sempre più spesso nel discorso politico europeo.
Può facilmente risultare fuorviante.
Nessun plausibile sistema energetico italiano futuro è completamente sovrano in senso letterale.
Un sistema fortemente basato sulle energie rinnovabili dipende da:
- tecnologia;
- minerali critici;
- catene di approvvigionamento per lo stoccaggio;
- griglie.
Un sistema a gas dipende da:
- oleodotti;
- GNL;
- produttori stranieri.
Un sistema nucleare dipende da:
- uranio;
- conversione;
- arricchimento;
- fabbricazione di combustibili;
- tecnologia dei reattori.
L’obiettivo rilevante non è l’autarchia.
È:
evitare un’eccessiva concentrazione strategica.
L’analisi geopolitica presentata in questo libro si concentra pertanto sull’architettura della dipendenza.
Si chiede se l’Italia stia sostituendo:
DEPENDENCY Acon:
DEPENDENCY Bo creare un sistema più diversificato e resiliente.
Questa distinzione è particolarmente importante dopo lo shock energetico seguito all’invasione russa dell’Ucraina.
Gli eventi del 2022 non hanno dimostrato che l’energia nucleare sia automaticamente necessaria.
Hanno dimostrato il costo strategico della dipendenza da fonti energetiche concentrate.
Questa lezione si applica ugualmente alla futura selezione dei fornitori di servizi nucleari.
L’Italia non dovrebbe ridurre la dipendenza dal gas solo per diventare strutturalmente dipendente da:
- un fornitore di reattori;
- un unico fornitore di carburante;
- un ecosistema software straniero.
La sicurezza è considerata una condizione abilitante, non un argomento politico.
Nessun risultato economico ha la precedenza sulla sicurezza nucleare.
Nessun argomento geopolitico prevale sulla sicurezza nucleare.
Nessun programma di costruzione ha la precedenza sulla sicurezza nucleare.
Allo stesso tempo, l’analisi della sicurezza deve rimanere di natura tecnica.
Il libro, pertanto, respinge affermazioni categoriche quali:
- “I SMR sono intrinsecamente sicuri”;
- “La quarta generazione elimina gli incidenti”;
- “I reattori di piccole dimensioni non necessitano di piani di emergenza.”
La sequenza corretta è sempre:
DESIGN
↓
HAZARD
↓
ACCIDENT ANALYSIS
↓
SOURCE TERM
↓
CONSEQUENCE
↓
REGULATORY DECISIONLo stesso standard si applica alla sicurezza informatica, alla protezione fisica e alle misure di sicurezza.
Ciò consente alla sicurezza di rimanere una disciplina professionale piuttosto che un’arma retorica utilizzata per promuovere o respingere la tecnologia.
La storia politica è inclusa perché la stabilità politica influenza l’ingegneria e la finanza.
L’analisi dei referendum del 1987 e del 2011 non è un’appendice storica.
È direttamente rilevante per l’economia dei programmi.
Gli investimenti nel nucleare richiedono decenni di continuità politica.
Aumentano i ripetuti cambi di rotta nelle politiche:
- rischio per l’investitore;
- costo del finanziamento;
- incertezza dei fornitori;
- abbandono della forza lavoro.
La storia nucleare italiana diventa quindi una variabile finanziaria attuale.
Lo Stato deve dimostrare che le istituzioni tecniche possono sopravvivere ai cambiamenti politici.
Ecco perché l’indipendenza degli enti regolatori, i fondi per lo smantellamento, le misure di salvaguardia e la politica in materia di rifiuti non dovrebbero essere ridefiniti dopo ogni elezione.
Un programma nucleare sostenibile richiede un nucleo istituzionale stabile, anche se le maggioranze politiche continuano a essere in disaccordo sulle dimensioni della flotta o sulla sua tempistica.
Cosa il lettore può aspettarsi dai capitoli che seguono
I capitoli procedono dalla legge all’attuazione.
Essi esaminano:
- la ricostruzione giuridica della politica nucleare italiana;
- governo multilivello e autorità regionale;
- fattibilità del sito;
- la base industriale nucleare italiana;
- Realtà globale dei reattori modulari di piccole dimensioni e dei reattori avanzati;
- carburante e rifiuti;
- vincoli ambientali, di rete e di sicurezza;
- rischio del programma;
- sequenza di dispiegamento;
- opzioni strategiche;
- la storia politica del ritiro e del ritorno dell’Italia al nucleare;
- finanziamento;
- architettura istituzionale;
- approvvigionamento e gestione della flotta;
- il controfattuale completo nucleare contro quello non nucleare.
Il risultato è volutamente più ampio di un semplice rapporto tecnologico.
Si tratta di una valutazione sulla capacità dell’Italia di costruire un sistema nucleare completo .
Il principio guida dell’intero studio
Lo studio può essere in definitiva ricondotto a un’unica regola analitica:
Nessuna singola caratteristica positiva dovrebbe essere consentita per compensare un fallimento fondamentale del programma.
- Un reattore economico senza possibilità di ottenere licenze non è una soluzione praticabile.
- Un reattore maturo senza un sito idoneo non è una soluzione praticabile.
- Un reattore sicuro senza finanziamenti bancari non è fattibile.
- Un reattore finanziabile senza un combustibile sicuro non è realizzabile.
- Un reattore tecnologicamente avanzato che crea un’inaccettabile dipendenza strategica non è automaticamente auspicabile.
- Un progetto politicamente attraente i cui rifiuti non possono essere gestiti non è sostenibile.
Pertanto, il programma italiano deve superare contemporaneamente tutte le principali prove.
LAW
↓
INSTITUTIONS
↓
TECHNOLOGY
↓
SITE
↓
SAFETY
↓
FUEL
↓
WASTE
↓
GRID
↓
FINANCE
↓
PROCUREMENT
↓
OPERATOR
↓
FIDLo scopo di questo libro è rendere visibile ciascuna di queste porte.
Tale visibilità costituisce di per sé una forma di protezione strategica.
Consente ai decisori politici di distinguere:
- ciò che è già noto;
- ciò che resta incerto;
- cosa si può accelerare;
- ciò che non può essere compresso in sicurezza;
- dove l’Italia possiede autentici vantaggi strategici;
- dove l’ambizione politica supera le prove attuali.
L’obiettivo dello studio non è quindi quello di dire allo Stato italiano quale conclusione debba raggiungere.
Si tratta di rendere sostanzialmente più difficile per lo Stato giungere a tale conclusione sulla base di informazioni incomplete.
Questo è il criterio in base al quale va letto ogni capitolo che segue.
SINTESI ESECUTIVA
Il 23 settembre 2026 l’Italia ha superato una soglia parlamentare significativa , ma ciò non ha autorizzato la costruzione di una centrale nucleare. Il Senato ha approvato la DDL n. 1924, Delega al Governo in materia di energia nucleare sostenibile , con 81 voti favorevoli, 51 contrari e 7 astensioni , concludendo l’iter parlamentare dopo l’approvazione da parte della Camera dei Deputati il 4 giugno 2026. Tuttavia, alla data di riferimento del presente rapporto, il database legislativo del Senato continuava a classificare il provvedimento come “approvato in via definitiva, non ancora pubblicato”. La posizione giuridicamente corretta è quindi che il Parlamento aveva completato l’iter di approvazione di un provvedimento abilitante, mentre la promulgazione, la pubblicazione e l’entrata in vigore non erano ancora state registrate dalla fonte del Senato utilizzata per questa valutazione. Il provvedimento non costituisce pertanto né un’autorizzazione alla costruzione di un reattore né una designazione di sito. [L]
L’articolo 1 rappresenta il perno giuridico immediato del programma. Esso delega al Governo l’adozione di uno o più decreti legislativi entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore della legge . Il quadro delegato è eccezionalmente ampio: comprende la produzione e l’utilizzo di energia nucleare sostenibile, la produzione e il ritrattamento del combustibile, lo smantellamento degli impianti esistenti, la gestione dei rifiuti radioattivi e del combustibile esaurito, la ricerca e la fusione, nonché la riorganizzazione delle responsabilità istituzionali. Il periodo di dodici mesi non deve quindi essere calcolato a partire dalla votazione del Senato del 23 settembre. Né l’approvazione parlamentare stabilisce una data di entrata in vigore legalmente fissa. [L]
Anche il perimetro tecnologico richiede precisione. Il testo parlamentare definitivo prevede che le tecnologie ammissibili siano individuate secondo il principio di neutralità tecnologica , utilizzando le migliori tecnologie nucleari, comprese quelle modulari o avanzate riconosciute dalle pertinenti definizioni internazionali. Fornisce quindi un quadro giuridico in grado di accogliere i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) e i reattori avanzati senza ridurre la legge a una normativa limitata ai soli SMR. Anche le procedure di localizzazione devono ancora essere rese operative: l’articolo 3 prevede che il sistema di attuazione definisca criteri e procedure di localizzazione su richiesta dei proponenti del progetto , applicando gli standard tecnici e di sicurezza nazionali, europei e internazionali. Di conseguenza, alla data limite non esiste un sito di reattore selezionato a livello nazionale. [L]
L’impegno finanziario pubblico contenuto nel provvedimento abilitante è altrettanto diverso dal finanziamento necessario per un effettivo programma di reattori. L’articolo 5 stanzia 20 milioni di euro per ciascuno degli anni 2027, 2028 e 2029 , ovvero 60 milioni di euro nell’arco di questi tre anni, attingendo alle risorse assegnate a MASE nell’ambito del quadro di investimento statale vigente. Ulteriori 1,5 milioni di euro nel 2026 e 6 milioni di euro nel 2027 sono autorizzati per specifiche attività delegate. Tali stanziamenti devono essere intesi come spese abilitanti al programma. Non costituiscono il bilancio di capitale per un singolo SMR, tanto meno per un parco nazionale di reattori, e la legislazione stessa riconosce che potrebbero essere necessarie misure aggiuntive laddove i decreti delegati generino spese che non possono essere coperte dalle risorse esistenti. [L]
La scala discussa nella pianificazione energetica nazionale è considerevolmente più ampia, ma rimane comunque di natura scenaristica. Il PNIEC 2024 modella un percorso nucleare conservativo di circa 8 GW entro il 2050 , in grado di soddisfare circa l’11% della domanda di elettricità ; individua inoltre un potenziale tecnico-economico di circa 16 GW , corrispondente a circa il 22% della domanda qualora venisse sviluppato l’intero potenziale stimato. Lo stesso PNIEC presenta la componente nucleare come uno scenario a lungo termine piuttosto che come un programma di approvvigionamento vincolante e chiarisce che non modifica le ipotesi politiche del Paese per il 2030. Queste cifre dovrebbero quindi essere utilizzate come limiti di pianificazione, non come prova che l’Italia abbia ordinato 8 o 16 GW di reattori. [G]
L’Italia, nel frattempo, riparte da zero con reattori nucleari nazionali in funzione . Le sue quattro ex unità commerciali – Latina, Garigliano, Trino e Caorso – sono chiuse e fanno parte del patrimonio nazionale di smantellamento. La risposta industriale a una possibile ripresa è tuttavia reale. Nuclitalia , costituita nel maggio 2025 da Enel, Ansaldo Energia e Leonardo, è partecipata rispettivamente al 51%, 39% e 10% ed è stata creata per valutare tecnologie nucleari avanzate, inizialmente con un focus sui progetti di SMR (Small Modular Reactor) raffreddati ad acqua, relativamente maturi, sulla loro fattibilità tecnico-economica e sulle potenziali partnership industriali. Si tratta di un veicolo di valutazione tecnologica e di sviluppo industriale; non è ancora un costruttore di impianti autorizzato con un progetto di costruzione in Italia. [I][S]
La stessa disciplina è necessaria quando si descrive il mercato globale dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR). L’AIEA ha identificato due progetti di SMR già in funzione commerciale: il reattore galleggiante russo Akademik Lomonosov , operativo commercialmente dal 2020, e l’HTR-PM cinese , entrato in funzione commerciale nel dicembre 2023. Lo sviluppo occidentale ha superato la fase puramente concettuale, ma non ha ancora prodotto una flotta commerciale matura che dimostri la redditività della produzione in serie. La CNSC canadese ha rilasciato a Ontario Power Generation una licenza nell’aprile 2025 per la costruzione del primo BWRX-300 a Darlington; il primo ostacolo normativo è stato rimosso nel marzo 2026 e OPG ha successivamente richiesto una licenza operativa. Negli Stati Uniti, la NRC ha rilasciato il permesso di costruzione per il progetto Natrium di TerraPower nel marzo 2026. Si tratta di importanti traguardi normativi e costruttivi, ma l’autorizzazione alla costruzione, la messa in servizio e l’esercizio commerciale sostenuto della flotta rimangono fasi distinte. [I]
Il dibattito italiano sulla data di entrata in funzione delle centrali nucleari deve quindi essere trattato come un problema di rischio legato alla tempistica, piuttosto che essere riproposto come una data politica. Il Ministro Pichetto Fratin ha dichiarato il 18 settembre 2026 che la produzione di energia nucleare potrebbe essere considerata per il 2033-2034 “nella migliore delle ipotesi”. Separatamente, Edison, EDF, NUWARD e partner industriali italiani hanno firmato una dichiarazione nel giugno 2026 relativa a un programma europeo per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR), con l’obiettivo dichiarato di rendere operativi i primi impianti nel 2035. Nessuna delle due dichiarazioni costituisce un programma di progetto italiano approvato. Per la pianificazione statale, questo rapporto esaminerà pertanto tre fasce di programma esplicite: un caso di entrata in funzione credibile al più presto tra il 2034 e il 2036 , un caso di pianificazione centrale tra il 2037 e il 2040 e un caso di rinvio oltre il 2042. La prima fascia richiede condizioni eccezionalmente favorevoli: decreti attuativi rapidi, selezione tempestiva di un progetto sostanzialmente maturo, un sito accettabile, capacità regolamentare adeguata, chiusura del finanziamento, predisposizione alla rete ed esecuzione della costruzione senza significative interruzioni alla data di entrata in funzione. [G/I/M/U]
I rifiuti radioattivi rappresentano il vincolo strutturale ereditato più evidente del programma. L’Italia non dispone ancora di un Deposito Nazionale operativo . La CNAI proposta comprende 51 aree potenzialmente idonee , ma dopo che la fase di manifestazione volontaria non ha prodotto autocandidature, il processo di selezione dei siti è rimasto in corso attraverso la procedura di Valutazione Ambientale Strategica. Il Sogin ha riferito che il programma nazionale di smantellamento complessivo aveva raggiunto il 47,7% di completamento al 31 dicembre 2025. La sua gestione è proseguita nel 2026 con l’obiettivo di individuare il 2039 come termine ultimo per il completamento del Deposito Nazionale, ma tale data rappresenta un obiettivo di attuazione, non una garanzia vincolante. [G]
La questione del deposito è più complessa di quanto suggerisca l’espressione “deposito nazionale”. La revisione ARTEMIS dell’AIEA descrive il deposito previsto come un sistema di smaltimento superficiale per i rifiuti a bassissima e bassa attività, mentre lo stoccaggio centralizzato ospiterebbe i rifiuti a media e alta attività e il combustibile esaurito. La stessa revisione ha rilevato che il Programma Nazionale del 2019, allora in fase di elaborazione, non conteneva un piano di smaltimento geologico ben definito e raccomandava all’Italia di procedere con un programma che prevedesse lo smaltimento geologico come destinazione finale per il combustibile esaurito e i rifiuti radioattivi ad alta attività. Pertanto, la costruzione di un deposito superficiale risolverebbe un grave deficit infrastrutturale nazionale senza, di per sé, fornire una risposta completa alla questione dello stato finale dei rifiuti ad alta attività e del combustibile esaurito. [G/I]
La base industriale è reale, ma non va gonfiata. Il presidente dell’AIN ha affermato che circa 60-70 aziende italiane operano già ad alti livelli nel settore nucleare internazionale. Stime storiche più ampie, che indicano circa 400 aziende potenzialmente rilevanti, descrivono una popolazione industriale convertibile, piuttosto che un censimento dei fornitori attualmente qualificati per il nucleare. La distinzione è decisiva: la fabbricazione di apparecchiature per la saldatura nucleare, la tracciabilità dei materiali, il controllo qualità, la strumentazione di classe di sicurezza e la costruzione nucleare richiedono qualifiche e controlli documentali che le normali capacità nel settore petrolifero e del gas, della produzione di energia o della meccanica non conferiscono automaticamente. Il Capitolo 4 ricostruirà quindi la base industriale azienda per azienda, separando il nucleo nucleare documentato dai fornitori adiacenti e potenzialmente convertibili, anziché riprodurre i dati generali. [I/S]
Tre rischi dominano la valutazione del programma di apertura. Il primo riguarda l’attuazione istituzionale: entro una breve finestra politica, l’Italia deve convertire i principi delegati generali in un regime di licenze stabile, rafforzare la capacità di regolamentazione, definire le responsabilità e stabilire un processo di sito in grado di resistere al vaglio tecnico, ambientale, regionale, comunale e giudiziario. Il secondo rischio riguarda l’economia e la realizzazione del FOAK: il mercato occidentale degli SMR sta solo ora generando dati concreti sulla costruzione, pertanto le ipotesi di modularità seriale, tempistiche ristrette o costi prevedibili dall’oggi al domani rimangono in parte non dimostrate. Il terzo rischio riguarda la fase finale e il consenso sociale: il programma di deposito irrisolto, la via di smaltimento definitiva per i rifiuti ad alta attività e il combustibile esaurito, il consenso territoriale, la capacità della forza lavoro e il finanziamento delle passività a lungo termine possono ritardare o screditare il programma , anche se la tecnologia del reattore in sé è tecnicamente fattibile.
La decisione strategica non si riduce quindi a uno slogan binario del tipo “nucleare contro non nucleare”. Il Governo si trova di fronte ad almeno quattro architetture sostanzialmente diverse: (i) acquistare o collaborare attorno a un SMR (Super Reactor Modular) occidentale relativamente maturo, massimizzando al contempo la partecipazione industriale italiana; (ii) attribuire maggiore importanza strategica alle tecnologie dei reattori avanzati di origine italiana e accettare un percorso di implementazione successivo e più intensivo in termini di sviluppo; (iii) rafforzare l’Italia principalmente come esportatore di componenti nucleari, ingegneria, smantellamento e tecnologia, rinviando al contempo un primo impianto nucleare nazionale; o (iv) posticipare gli impegni irreversibili per la costruzione di nuovi reattori nazionali fino a quando le fasi di regolamentazione, localizzazione e gestione dei rifiuti non avranno raggiunto livelli di maturità definiti. Il presente rapporto non sceglierà una di queste opzioni politiche. Definirà le condizioni di fatto, i costi, le dipendenze, i rischi e le fasi decisionali in base alle quali ciascuna di esse diventa attuabile o cessa di essere credibile. [U]
Il compito immediato dello Stato alla fine del 2026 non è quindi quello di annunciare dove verrà costruito un reattore o di fingere che una data di messa in servizio negli anni 2030 sia già garantita. Si tratta piuttosto di stabilire se l’Italia sia in grado di trasformare la delegazione parlamentare in un programma nazionale autorizzabile, finanziabile, tecnicamente difendibile e verificabile, che integri la tecnologia del reattore, la localizzazione, l’indipendenza dell’autorità di regolamentazione, l’infrastruttura di rete, la qualificazione industriale, la gestione dei rifiuti, la formazione della forza lavoro, la sicurezza, la finanza pubblica e le responsabilità a lungo termine all’interno di un’unica architettura di governo.
TABELLA DECISIONALE ESECUTIVA
| Problema | Posizione certificata al 26 settembre 2026 | Stato |
|---|---|---|
| Status parlamentare | La legge DDL 1924 è stata finalmente approvata il 23 settembre; il database del Senato riporta ancora la dicitura “non ancora pubblicata”. | [L] |
| Votazione del Senato | 81 voti a favore, 51 contrari, 7 astensioni | [L] |
| Orologio del decreto delegato | 12 mesi dall’entrata in vigore della legge | [L] |
| Autorizzazione alla costruzione | Nessuna costruzione di reattore è autorizzata semplicemente con l’approvazione parlamentare. | [L] |
| Siti selezionati | Nessuno | [L/G] |
| La tecnologia domina | Neutralità tecnologica; migliori tecnologie, inclusi reattori modulari e avanzati. | [L] |
| Struttura finale delle autorità di sicurezza | Ancora da definire tramite implementazione delegata | [L] |
| Stanziamento di investimenti 2027-2029 | 20 milioni di euro all’anno; 60 milioni di euro in totale | [L] |
| Finanziamenti aggiuntivi specifici | 1,5 milioni di euro nel 2026; 6 milioni di euro nel 2027 | [L] |
| percorso conservativo PNIEC | Circa 8 GW entro il 2050; circa l’11% della domanda di elettricità | [G] |
| potenziale stimato completo del PNIEC | ~16 GW; ~22% della domanda di elettricità | [G] |
| Reattori nucleari italiani in funzione | 0 | [G/S] |
| Progetti di SMR commerciali operativi a livello globale identificati dall’AIEA | Accademico Lomonosov; HTR-PM | [IO] |
| Darlington BWRX-300 | Rilasciata la licenza di costruzione; avviato l’iter regolamentare per la fase di costruzione. | [IO] |
| Sodio Kemmerer | Permesso di costruzione rilasciato dalla NRC nel marzo 2026. | [IO] |
| Dichiarazione ministeriale di prima potenza | 2033–34 “nella migliore delle ipotesi”; non si tratta di un programma previsto dalla legge o concesso in licenza. | [M] |
| Obiettivo industriale di Edison/EDF/NUWARD | I primi impianti saranno operativi nel 2035; non si tratta di un programma di licenze italiano. | [IO] |
| Bande di pianificazione dei rapporti | 2034–36 data più probabile / 2037–40 data centrale / >2042 data posticipata | [IN] |
| Archivio nazionale | Non funzionante | [G] |
| CNAI | Proposta per 51 aree; processo di assegnazione dei siti ancora da definire. | [G] |
| Avanzamento delle attività di smantellamento della centrale di Sogin | 47,7% al 31 dicembre 2025 | [G] |
| Obiettivo del programma di repository | Obiettivo 2039; non si tratta di una garanzia di licenza. | [G] |
| Nucleo industriale nucleare specializzato attuale | Circa 60-70 aziende secondo i dati AIN/CDP | [È] |
| “400-500 aziende” affermano | Universo industriale potenziale/convertibile; non accettato come censimento qualificato per il nucleare. | [IN] |
INDICE DELLA RELAZIONE CERTIFICATA
La relazione rimane limitata ai dieci capitoli obbligatori stabiliti nel brief di incarico. Non verrà creato un undicesimo capitolo sostanziale.
Capitolo 1 — Il riassetto giuridico e cosa prevede concretamente la legge del 2026
Status parlamentare; promulgazione ed entrata in vigore; contenuto esatto della delega; conseguenze giuridiche dei referendum del 1987 e del 2011; neutralità tecnologica; decreti attuativi; obblighi Euratom; valutazione ambientale; concessione di licenze; aiuti di Stato; tassonomia UE; spesa già autorizzata rispetto al finanziamento degli impianti ancora da definire.
Capitolo 2 — Autorizzazione multilivello, regioni e politica del rifiuto
Poteri statali, regionali, di provincia autonoma e comunali; tutele previste da statuti speciali; giurisprudenza della Corte Costituzionale; MASE, ISIN/futura autorità, ARERA e Sogin; consultazione pubblica; localizzazione volontaria; meccanismi di compensazione; punti di veto istituzionali; posizioni regionali documentate ed esposizione al contenzioso.
Capitolo 3 — Schermata di posizionamento: dove potrebbe sorgere fisicamente e legalmente un primo SMR italiano
Una valutazione multicriteriale nazionale basata su rischio sismico, idrogeologia, rischio di alluvioni, esposizione agli tsunami, disponibilità idrica, stress termico, accesso alla rete elettrica, densità di popolazione, logistica dei trasporti, aree protette, siti industriali dismessi, ex siti nucleari e siti di produzione termica. I siti saranno classificati in Livello A, B e C senza inventare coordinate o presentare alcuna località come già selezionata.
Capitolo 4 — La base industriale nucleare italiana così com’è, non come la descrivono i titoli dei giornali
Ricostruzione azienda per azienda della catena di fornitura nucleare documentata: operatore e proprietario degli impianti; partnership NSSS/OEM; EPC; componenti pesanti; forgiati; recipienti a pressione; tubazioni e valvole; strumentazione e controllo digitali; contenitori e servizi per il ciclo del combustibile; smantellamento; gestione dei rifiuti; ingegneria; ricerca; fusione; applicazioni navali e collaudo. Le aziende qualificate per il settore nucleare saranno separate dalle aziende adiacenti o potenzialmente convertibili.
Capitolo 5 — La realtà globale dei sistemi SMR/AMR e le soluzioni che l’Italia può effettivamente scegliere
Le tecnologie operative, di messa in servizio, di costruzione, autorizzate e concettuali saranno separate. La valutazione riguarderà la fascia di potenza richiesta dalla Commissione, compresa tra 50 e 200 MWe, e la classe di circa 300-400 MWe, sempre più rilevante per il dibattito industriale italiano. Ogni progetto credibile sarà esaminato in base a potenza erogata, refrigerante, spettro, combustibile, arricchimento, maturità delle autorizzazioni, evidenze della prima unità, collegamento industriale con l’Italia e ostacoli insormontabili al programma.
Capitolo 6 — Ciclo del combustibile, scorie radioattive e il deposito nazionale scomparso
Inventario pregresso; ritrattamento all’estero; obblighi di restituzione dei residui; siti Sogin; CNAI; Deposito Nazionale; rifiuti ad alta attività; combustibile esaurito; smaltimento geologico; distinzioni tra VLLW, LLW, ILW e HLW; implicazioni dei rifiuti derivanti da nuove costruzioni; fondi per lo smantellamento e allocazione dei costi a lungo termine.
Capitolo 7 — Impatti sul sistema, sull’ambiente, sui fenomeni sismici e sulla sicurezza
Integrazione nella rete; valore della capacità; interazione tra energie rinnovabili; inerzia; calore industriale e idrogeno; centri dati; disponibilità idrica; raffreddamento a secco; caldo e siccità mediterranei; rischi sismici e idrogeologici; cause degli incidenti; pianificazione delle emergenze; protezione fisica; sicurezza informatica; assicurazione e responsabilità nucleare; notifica transfrontaliera.
Capitolo 8 — Rischi del percorso critico: le modalità di guasto che mettono fine al programma
Ritardo normativo; personale di regolamentazione inadeguato; mancata acquisizione di un sito volontario; contenzioso costituzionale e amministrativo; aumento dei costi FOAK; finanziamento e costo del capitale; dipendenza da progetti importati; rischio di combustibile e arricchimento; vincoli HALEU; competenze; capacità di produzione di materiale nucleare; acqua; resilienza climatica; stallo sui rifiuti; inversione di tendenza politica e passività statali contingenti.
Capitolo 9 — Piano di installazione con orologi, proprietari e interruttori di sicurezza
Piano di attuazione 2026-2050 con responsabili istituzionali designati, traguardi misurabili e fasi decisionali. Tre scenari temporali: FOAK disciplinato 2034-36; centrale 2037-40; posticipato oltre il 2042. La selezione della tecnologia, la qualificazione del sito, lo sviluppo normativo, la valutazione ambientale, il finanziamento, la costruzione, la messa in servizio, la replicazione del NOAK e le dipendenze dal deposito saranno soggetti a criteri di interruzione/avvio espliciti e a KPI verificabili.
Capitolo 10 — Questioni non incluse nel documento programmatico e la decisione che il governo deve effettivamente prendere
Alternative per il sistema elettrico; interconnessione; energie rinnovabili e stoccaggio; gas più CCS; calore industriale; acqua; assicurazioni; accademia della forza lavoro; sicurezza dei combustibili; strategia di esportazione; Alleanza nucleare dell’UE; cooperazione in materia di licenze; governance dei reattori navali e marittimi; fusione e DTT/ITER; sicurezza energetica del Mediterraneo; etica dell’informazione dopo i referendum del 1987 e del 2011; e le condizioni in cui le quattro principali architetture strategiche nazionali sono praticabili.
RIFERIMENTI — PACCHETTO DI APERTURA
I riferimenti riportati di seguito sono le fonti principali effettivamente utilizzate per questo pacchetto iniziale . La mappa completa delle fonti consolidate, composta da 25-40 fonti, richiesta dal mandato, verrà pubblicata dopo il Capitolo 10.
[L1] Senate of the Republic — Atto Senato No. 1924, Delega al Governo in materia di energia nucleare sostenibile, legislative status, updated through 23 September 2026.
Senate — DDL 1924 legislative record
[L2] Senato della Repubblica — Verbale finale dell’Assemblea, seduta n. 458, 23 settembre 2026, DDL 1924. Contiene gli articoli 1-5 approvati e gli atti parlamentari finali.
Senato — Ultima seduta del 23 settembre 2026
[L3] Senato della Repubblica — Articolo 1, DDL 1924: delega di dodici mesi dall’entrata in vigore.
Senato — Testo DDL 1924
[L4] Senato della Repubblica — Articolo 5, DDL 1924: disposizioni finanziarie.
Senato — Articolo 5 disposizioni finanziarie
[L5] Servizio Bilancio del Senato — Fascicolo tecnico e finanziario DDL 1924, inclusa la previsione di 20 milioni di euro/anno 2027-2029 e le spese delegate aggiuntive.
Senato — Fascicolo tecnico e finanziario sul DDL 1924
[L6] Corte costituzionale italiana — verbale di ammissibilità del referendum nucleare del 2011.
Corte costituzionale — verbale della decisione sul referendum nucleare del 2011
[G1] MASE — Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima, June 2024.
MASE — PNIEC 2024 full document
[G2] Servizio di ricerca della Camera dei Deputati — Dossier 2026 sugli scenari nucleari DDL 1924 e PNIEC; riporta il caso conservativo di circa 8 GW e il caso a pieno potenziale di circa 16 GW / 22%.
Camera dei Deputati — Dossier sul programma nucleare
[G3] Sogin — Deposito nazionale e parco tecnologico: attuale processo di localizzazione, CNAI, assenza di candidature volontarie e prosecuzione attraverso la valutazione ambientale strategica.
Sogin — Deposito nazionale e parco tecnologico
[G4] Sogin — Pubblicazione MASE della CNAI proposta contenente 51 aree.
Sogin — Pubblicazione della CNAI a 51 aree
[G5] Sogin — Risultati finanziari 2025, pubblicati il 6 agosto 2026; completamento dello smantellamento a livello nazionale pari al 47,7%.
Sogin — Risultati finanziari 2025 e progressi nello smantellamento
[G6] Sogin — Audizione al Senato sulla legge sulla delega nucleare, 2026; conferma del parametro di smantellamento del 47,7% e dell’obiettivo di deposito del 2039.
Sogin — Audizione al Senato del 2026
[G7] IAEA — Missione ARTEMIS in Italia, rifiuti radioattivi, combustibile esaurito, smantellamento e bonifica. Descrive l’architettura prevista per il Deposito Nazionale e identifica lo smaltimento geologico come destinazione finale necessaria per il combustibile esaurito e i rifiuti altamente radioattivi.
IAEA — Rapporto della missione ARTEMIS sull’Italia
[I1] Ansaldo Energia — establishment of Nuclitalia, 14 May 2025; Enel 51%, Ansaldo Energia 39%, Leonardo 10%.
Ansaldo Energia — Creation of Nuclitalia
[I2] Edison — Dichiarazione del 25 giugno 2026 con EDF, NUWARD e partner industriali italiani in merito al programma europeo SMR e all’obiettivo operativo dichiarato per il 2035.
Edison — Dichiarazione EDF/NUWARD/industria italiana sull’SMR
[I3] IAEA — Opuscolo sulla piattaforma SMR; riferimenti operativi SMR tra cui Akademik Lomonosov e HTR-PM.
IAEA — Opuscolo sulla piattaforma per piccoli reattori modulari.
[I4] Commissione canadese per la sicurezza nucleare — Nuovo progetto nucleare di Darlington; licenza di costruzione BWRX-300, punti di blocco normativo e domanda di licenza operativa 2026.
CNSC — Nuovo progetto nucleare di Darlington
[I5] Commissione di regolamentazione nucleare statunitense — Punti salienti delle licenze per reattori avanzati; permesso di costruzione per Natrium rilasciato il 9 marzo 2026.
US NRC — Punti salienti sui reattori avanzati
[I6] Associazione Italiana Nucleare — Intervista a Stefano Monti sulla filiera specializzata esistente; circa 60-70 aziende italiane descritte come operanti ad alto livello internazionale nel settore nucleare.
AIN — Intervista alla base industriale nucleare italiana
[S1] Cassa Depositi e Prestiti — valutazione della base industriale nucleare italiana, individuando circa 70 imprese specializzate e distinguendo le competenze esistenti della filiera produttiva dal potenziale di sviluppo futuro.
CDP — Settore nucleare italiano: stato e prospettive
[S2] Associazione Mondiale Nucleare — Profilo Paese Italia, aggiornato a maggio 2026; stato storico dei reattori e assenza di reattori nazionali in funzione.
Associazione Mondiale Nucleare — Energia Nucleare in Italia
[M1] ANSA, 18 settembre 2026 — dichiarazione attribuita al Ministro Gilberto Pichetto Fratin secondo cui la produzione di energia nucleare potrebbe arrivare nel 2033-2034 “nella migliore delle ipotesi”; in questo rapporto viene considerata una tempistica politica ministeriale, non un programma autorizzato.
ANSA — Pichetto Fratin sulla tempistica 2033-2034
CAPITOLO 1 — IL RESTAURO LEGALE E COSA PREVEDE CONCRETAMENTE LA LEGGE DEL 2026
1.1 Accertamento giuridico dell’esecutivo
L’Italia aveva completato l’ approvazione parlamentare di un nuovo quadro normativo per l’energia nucleare sostenibile entro la data limite del 26 settembre 2026. Tuttavia, non aveva ancora creato un diritto giuridico operativo per la costruzione di un reattore, selezionato un sito, concesso una licenza di costruzione nucleare, adottato un programma nucleare nazionale, istituito un nuovo ente di rilascio delle licenze definitivo, impegnato finanziamenti pubblici per un progetto di reattore, né fissato una data giuridicamente vincolante per la prima produzione di energia.
Il 23 settembre 2026 , il Senato ha approvato in via definitiva la DDL n. 1924, Delega al Governo in materia di energia nucleare sostenibile , con 81 voti favorevoli, 51 contrari e 7 astensioni , con 140 senatori presenti e 139 votanti. Il disegno di legge era stato precedentemente approvato dalla Camera dei Deputati il 4 giugno 2026. Alla data di chiusura della relazione, il verbale legislativo ufficiale del Senato continuava a riportare la dicitura: “approvato definitivamente, non ancora pubblicato” . Tale distinzione è giuridicamente rilevante. L’approvazione parlamentare era stata completata, ma la pubblicazione e l’entrata in vigore non erano ancora avvenute, secondo il verbale parlamentare di riferimento disponibile il 26 settembre. [L]
Il nuovo quadro normativo, pertanto, si configura, in via preliminare, come una legge di delega approvata dal Parlamento, in attesa del completamento dell’iter costituzionale di pubblicazione/entrata in vigore , e non come una legge italiana sulla costruzione di reattori già in grado di supportare le opere materiali. La sua funzione centrale è quella di conferire al Governo il potere di creare il quadro legislativo dettagliato che ancora non esiste. [L]
Tale distinzione deve rimanere intatta per tutto il programma nazionale:
| Fase legale | Situazione al 26 settembre 2026 | Conseguenza |
|---|---|---|
| Approvazione parlamentare | Completato | Il Parlamento ha approvato il quadro delle delegazioni |
| Promulgazione/pubblicazione | Non risulta completato nello stato del Senato alla scadenza | La relazione non può considerare il 23 settembre come data di entrata in vigore. |
| Entrata in servizio | In sospeso al termine | Il conto alla rovescia di dodici mesi per la delega non era ancora iniziato in base alle prove disponibili |
| Decreti legislativi | Non ancora adottato | Non esiste ancora un regime dettagliato per le nuove costruzioni. |
| Programma nucleare nazionale | Previsto per una futura definizione, non ancora adottato. | Non esiste ancora un programma definitivo in termini di capacità, tecnologia o sito. |
| Selezione della tecnologia del reattore | Nessuno | Nessun fornitore o progetto è stato selezionato per legge |
| Designazione del sito | Nessuno | Nessun comune o sito industriale è stato legalmente selezionato |
| Approvazione ambientale | Nessuno per un nuovo reattore nucleare italiano | Le valutazioni VIA specifiche del progetto e altre valutazioni rimangono requisiti futuri |
| Autorizzazione alla costruzione nucleare | Nessuno | Nessun reattore può essere presentato come autorizzato per la costruzione |
| Meccanismo di sostegno commerciale | Nessuno definito | Non esiste alcun CfD, RAB, prestito sovrano, garanzia statale o prezzo di esercizio regolamentato. |
| Data di inizio dell’attività commerciale | Nessuno legalmente stabilito | Le dichiarazioni del periodo 2033-35 rimangono obiettivi politico-industriali |
Di conseguenza, il riassetto giuridico pratico è sostanziale ma incompleto. Il Parlamento ha autorizzato il Governo a ricostruire l’architettura giuridica nucleare, ma non ha preventivamente autorizzato i progetti che potrebbero essere elaborati attraverso tale architettura .
1.2 L’orologio dei dodici mesi: cosa lo fa effettivamente iniziare
L’articolo 1 delega al Governo l’adozione di uno o più decreti legislativi entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore della legge . Non si parla di dodici mesi dalla votazione parlamentare definitiva. Tale differenza assume particolare importanza perché, alla scadenza del termine, la legislazione non era ancora stata registrata come pubblicata. [L]
Ai fini della gestione del programma, la data di riferimento corretta dovrebbe pertanto essere definita come segue:
T0 = data di entrata in vigore della legge abilitante
Tutti i conti alla rovescia previsti dalla legge devono essere misurati a partire da T0.
La procedura per la legislazione delegata è di per sé insolitamente complessa, poiché il futuro quadro nucleare deve passare attraverso un iter multi-istituzionale. Il Ministero dell’Ambiente, dell’Industria e dell’Economia (MASE) è il ministero proponente, ma i decreti devono essere elaborati di concerto, secondo le rispettive competenze, con il Ministero dell’Economia, dell’Informazione e della Tecnologia (MIMIT), della Difesa, dell’Università e della Ricerca, della Sanità, delle Infrastrutture e dei Trasporti, della Cultura, del Lavoro, della Protezione Civile e delle Politiche Marittime, dello Sport e della Gioventù e del Ministero dell’Ambiente e delle Finanze (MEF). È necessario ottenere l’approvazione della Conferenza Unificata . Il Consiglio di Stato ha quindi 45 giorni per esprimere il proprio parere; la scadenza di tale termine non impedisce al Governo di proseguire. Le bozze di decreto vengono successivamente trasmesse alle commissioni parlamentari competenti, comprese quelle responsabili delle questioni finanziarie, che hanno 30 giorni per esprimere il proprio parere. [L]
La legge contiene anche una garanzia procedurale contro la scadenza della delega mentre l’esame parlamentare è ancora in corso. Se il periodo per la presentazione del parere parlamentare cade negli ultimi 30 giorni del periodo di delega, o successivamente, il termine per la delega viene prorogato di 90 giorni . Qualora le commissioni parlamentari individuino specificamente disposizioni incompatibili con i principi e i criteri statutari e il Governo scelga di non conformarsi, deve ritrasmettere il testo con le relative motivazioni ed eventuali emendamenti; le commissioni hanno quindi altri dieci giorni per esprimere il loro parere definitivo. [L]
Dopo l’entrata in vigore di ciascun decreto legislativo, il Governo ha a disposizione ulteriori 24 mesi per adottare decreti legislativi correttivi e integrativi, seguendo la stessa procedura e secondo gli stessi principi e criteri. La struttura giuridica è quindi articolata in più fasi: i primi dodici mesi sono destinati alla creazione del quadro normativo di base, ma le successive correzioni possono proseguire per due anni dopo l’entrata in vigore dei singoli decreti attuativi. [L]
Fotocopia legale
| Periodo | Azione legale | significato per noi |
|---|---|---|
| T0 | Entra in vigore la legge abilitante | Il conto alla rovescia per la delegazione inizia |
| Da T0 a T0+12 mesi | Il governo adotta uno o più decreti legislativi | È necessario creare un’architettura giuridica nucleare di base. |
| Durante la preparazione del decreto | Accordo della Conferenza Unificata | Il coinvolgimento dei governi territoriali entra nel processo di regolamentazione nazionale |
| Durante la preparazione del decreto | Parere del Consiglio di Stato, 45 giorni | Rivista di diritto amministrativo |
| Fase di bozza del decreto | Revisione da parte della commissione parlamentare, 30 giorni | Analisi della materia e degli aspetti finanziari |
| Prossima scadenza della delega | Possibile proroga legale di 90 giorni | Evita che il controllo parlamentare esaurisca la delega |
| Dopo ogni decreto | Fino a 24 mesi | Possibili decreti correttivi e integrativi. |
La conseguenza pratica è che le affermazioni secondo cui l’Italia avrebbe ottenuto un regime di reattori immediatamente operativo il 23 settembre 2026 sono giuridicamente inesatte. Il Parlamento ha infatti istituito un mandato a tempo determinato per la creazione di tale regime .
1.3 Cosa ha effettivamente delegato il Parlamento
La portata della delega è più ampia della costruzione di reattori per la produzione di energia elettrica. L’articolo 1 disciplina espressamente quattro aree giuridiche generali: la produzione e l’uso sostenibili del nucleare; la fabbricazione e il riprocessamento del combustibile nucleare; lo smantellamento, i rifiuti radioattivi, il combustibile esaurito e la fusione; e la riorganizzazione delle funzioni istituzionali e della legislazione nucleare vigente. Il termine “nucleare sostenibile” è esplicitamente collegato alla tassonomia della finanza sostenibile dell’UE. [L]
L’articolo 2 amplia queste linee guida in un programma nazionale che copre essenzialmente l’intero ciclo di vita del nucleare civile.
Perimetro statutario della delega
| Zona | Cosa potranno regolamentare i futuri decreti | Ciò che non esiste ancora |
|---|---|---|
| Programma nazionale | Sviluppo e utilizzo dell’energia nucleare e della fusione sostenibili nel mix energetico italiano | Programma definitivo, traiettoria di sviluppo delle capacità e piano di approvvigionamento |
| governance del programma | Responsabilità di approvazione, implementazione e monitoraggio | Assegnazione istituzionale definitiva |
| Informazioni pubbliche | Strumenti di informazione e formazione riguardanti le tecnologie nucleari | Meccanismo di implementazione completo |
| Allineamento UE/internazionale | Allineamento con il diritto dell’UE e gli obblighi internazionali | Codice nucleare consolidato dettagliato |
| Strutture storiche | Smantellamento, disattivazione e utilizzo futuro degli ex siti nucleari. | Autorizzazione automatica al riutilizzo di qualsiasi vecchio sito per nuove centrali nucleari |
| Nuove centrali nucleari | Sperimentazione, localizzazione, costruzione/installazione, funzionamento e smantellamento | Qualsiasi autorizzazione specifica per il progetto |
| Cogenerazione | Produzione nucleare di elettricità, idrogeno e calore | Progetto commerciale |
| Ciclo del carburante | Impianti di fabbricazione e riprocessamento del combustibile | Impianto italiano commerciale per reattori nucleari a ciclo di combustibile |
| Rifiuti e combustibile esaurito | Impianti di deposito temporaneo e smaltimento finale | Nuovo deposito o impianto di smaltimento geologico |
| Applicazioni marine | Applicazioni dell’energia nucleare nel settore navale/marittimo | Regime operativo di concessione di licenze nucleari marittime |
| Fusione | Ricerca, sviluppo, utilizzo e quadro normativo | Programma di fusione commerciale |
| Ricerca e innovazione | Incentivi e sostegno alla ricerca e sviluppo sulla fissione e la fusione | Diritto automatico al sussidio |
| Territori | Misure di promozione e valorizzazione territoriale | Piano di retribuzione definito |
| forza lavoro | Formazione di tecnici, ingegneri, ricercatori e altri specialisti. | Accademia nazionale per la forza lavoro e percorso quantificato |
| Gestione della sicurezza | Riorganizzazione della vigilanza e del controllo; possibile creazione di una nuova autorità indipendente. | Architettura dell’autorità finale |
| Garanzie finanziarie | Garanzie che coprono l’intero ciclo di vita dell’impianto. | Progettazione completa della garanzia |
| Sostegno al mercato | Possibile sostegno per la costruzione di reattori e la produzione di energia nucleare/da fusione | CfD, RAB, prestito o garanzia statale |
| Mercato dell’elettricità | Integrazione della produzione nucleare con le regole del mercato | Progettazione per il mercato finale |
[L]
La legge, pertanto, va ben oltre la semplice produzione di energia. Essa collega deliberatamente i reattori al combustibile, ai rifiuti, allo smantellamento, alla forza lavoro, alla capacità istituzionale, alle garanzie finanziarie e alla struttura del mercato. Questo rappresenta un importante miglioramento nell’architettura giuridica rispetto al considerare la produzione di energia nucleare come una decisione isolata relativa alla centrale elettrica. Significa anche che la legislazione delegata non raggiungerà il suo scopo statutario se regolerà la fase iniziale – costruzione e rilascio delle licenze – lasciando insufficientemente specificate le fasi successive, ovvero le risorse degli enti regolatori, le responsabilità degli operatori o lo stato finale dei rifiuti. [U]
1.4 Neutralità tecnologica: la legge definitiva è più ampia di una norma che si limita ai soli SMR.
Una delle conclusioni giuridiche più importanti di questo capitolo è che il testo parlamentare definitivo non crea un divieto esplicito per legge su tutti i grandi reattori di terza o terza generazione e oltre.
L’articolo 3 richiede che la futura legislazione di attuazione identifichi le tipologie di impianti ammissibili in base alla neutralità tecnologica , utilizzando le “migliori tecnologie nucleari”, comprese le tecnologie modulari o avanzate , in conformità con le convenzioni o le definizioni dell’AIEA e i criteri di sostenibilità e sicurezza dell’UE. Il termine “compresi” è giuridicamente diverso da “limitato a”. [L]
Il perimetro legale dovrebbe pertanto essere rappresentato come segue:
Giuridicamente stabilito: selezione tecnologicamente neutrale, soggetta a criteri di sostenibilità, sicurezza, diritto dell’UE e programmatici.
Di rilevanza politica e industriale: SMR, reattori modulari avanzati e altri sistemi avanzati.
Non è previsto nel testo normativo definitivo: un’esclusione legale categorica di ogni progetto di reattore di terza/terza generazione superiore di dimensioni maggiori, unicamente in base alla potenza elettrica erogata o alle dimensioni del reattore.
Tale distinzione è rilevante per la successiva selezione tecnologica. La politica governativa potrebbe scegliere di dare priorità ai reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) o a quelli di grandi dimensioni (AMR). Le analisi economiche potrebbero concludere che particolari configurazioni di reattori di grandi dimensioni siano incompatibili con i vincoli di sistema, finanziamento o localizzazione del sistema italiano. Un futuro programma nazionale potrebbe quindi restringere considerevolmente il campo di applicazione. Tuttavia, si tratterebbe di scelte programmatiche o attuative , non di un divieto già sancito dal Parlamento.
Il testo definitivo vincola inoltre l’ammissibilità al concetto di “nucleare sostenibile” secondo la tassonomia UE applicabile , anziché inventare una definizione italiana autonoma svincolata dai requisiti UE. [L]
Questa formulazione giuridica ha due implicazioni.
Innanzitutto, il processo di selezione della tecnologia deve basarsi su criteri dichiarati in grado di superare un controllo amministrativo e giudiziario. Un governo non può invocare in modo credibile la neutralità tecnologica mentre elabora regole di selezione che favoriscono in modo occulto un fornitore specifico, senza una giustificazione tecnica oggettiva. [U]
In secondo luogo, la neutralità tecnologica non significa equivalenza tecnica. Un SMR ad acqua leggera con un dossier di licenza occidentale avanzato, un reattore veloce raffreddato a piombo che richiede una diversa strategia di combustibile, un reattore a gas ad alta temperatura, un microrreattore e un reattore di terza generazione e oltre di classe gigawatt presentano requisiti fondamentalmente diversi in termini di licenze, gestione dei rifiuti, finanziamento, rete e industria. La legge lascia la porta aperta; il programma futuro dovrà effettuare la distinzione ingegneristica. [U]
1.5 Il programma nazionale diventerà lo strumento politico centrale
La delegazione richiede la creazione di un programma nazionale per il nucleare e la fusione sostenibili. I suoi obiettivi statutari includono la decarbonizzazione, la sicurezza energetica, la resilienza e l’indipendenza, l’evitare interruzioni di approvvigionamento, il contenimento dei costi energetici e la competitività industriale. Questi sono obiettivi legislativi; non si tratta di constatazioni secondo cui una specifica tecnologia di reattore si è già dimostrata in grado di raggiungerli a un determinato costo. [L]
La distinzione è importante. Il Parlamento ha definito gli scopi in base ai quali il programma dovrebbe essere elaborato. Non ha risposto alle questioni empiriche sottostanti.
Il programma futuro deve pertanto tradurre gli obiettivi politici in proposte verificabili:
| controllo statutario | Prove di cui avrà bisogno il programma nazionale |
|---|---|
| Decarbonizzazione | Emissioni del ciclo di vita, data di consegna e generazione marginale spostata. |
| Sicurezza dell’approvvigionamento | Contributo di capacità, ipotesi di interruzione, scorte di carburante, resilienza della rete |
| indipendenza energetica | Uranio, conversione, arricchimento, fabbricazione e dipendenza dai fornitori |
| resilienza dell’offerta | Contratti sui combustibili, strategia di gestione delle scorte e concentrazione geopolitica |
| Contenimento dei costi | CAPEX, costi di finanziamento, requisiti di prezzo di esercizio, costi di sistema e imprevisti |
| Competitività | Impatto dell’elettricità industriale e costo opportunità rispetto alle alternative |
| catena di approvvigionamento nazionale/UE | Capacità qualificata per il settore nucleare, piuttosto che potenziale generale per l’industria meccanica. |
| Sicurezza | Livello di maturità del progetto, riferimenti normativi, rischi del sito e quadro di gestione delle emergenze |
| Gestione dei rifiuti | Volumi di rifiuti, percorso del combustibile esaurito, deposito e strategia di smaltimento geologico |
[IN]
Un programma giuridicamente valido non dovrebbe utilizzare gli obiettivi statutari come risultati scontati. Dovrebbe invece dimostrare, tecnologia per tecnologia e scenario per scenario, se la flotta prevista è in grado di raggiungerli.
1.6 Ubicazione: il Parlamento ha autorizzato una procedura, non ha selezionato una sede.
Nessun comune italiano, ex sito nucleare, sito termoelettrico, installazione militare, zona industriale o porto era stato legalmente designato per la costruzione di un nuovo reattore nucleare dalla legge istitutiva.
L’articolo 3 prevede futuri criteri e procedure di localizzazione, da applicare su richiesta dei proponenti del progetto , conformi agli standard nazionali, dell’UE e internazionali. Consente inoltre al quadro giuridico di disciplinare i casi in cui le aree con caratteristiche rilevanti siano individuate ex ante, ma richiede la consultazione dei comuni interessati e la valutazione della promozione territoriale, della compensazione e degli impatti cumulativi. [L]
La legge, pertanto, non crea né una mappa nazionale dei reattori imposta dall’alto, né un diritto di veto incondizionato a livello comunale.
Per gli impianti di rifiuti radioattivi e di combustibile esaurito, la delegazione chiede espressamente la possibilità di autocandidature e richiede nuove procedure di valutazione ambientale strategica per gli strumenti di pianificazione riguardanti le aree ammissibili. [L]
Ciò dovrebbe prevenire tre categorie di esagerazioni legali:
- Un ex sito nucleare non viene automaticamente autorizzato per la costruzione di un nuovo reattore solo perché in passato vi erano presenti infrastrutture nucleari.
- Un grande sito industriale termico dismesso non è automaticamente idoneo perché possiede infrastrutture di rete e di raffreddamento.
- Un comune menzionato in discussioni tecniche o politiche non è considerato un sito selezionato finché non avrà superato l’iter legislativo e regolamentare previsto.
La schermata del sito nazionale vera e propria va inserita nel Capitolo 3.
1.7 La futura “autorizzazione integrata” non è una scappatoia in materia di sicurezza ambientale o nucleare.
Il quadro delegato è inteso a stabilire procedure di autorizzazione integrate nell’ambito del MASE per la sperimentazione, la costruzione, l’installazione e l’esercizio di impianti nucleari e opere connesse. La spiegazione parlamentare del testo approvato afferma che il titolo risultante può sostituire molteplici autorizzazioni amministrative, concessioni, licenze, nulla osta e atti di consenso. [L]
Ma lo stesso testo contiene un limite esplicito: le decisioni di valutazione ambientale sono escluse da tale meccanismo di sostituzione . Rimangono disciplinate dalla Parte II del Decreto Legislativo n. 152/2006 e dal relativo quadro giuridico dell’UE. [L]
La distinzione pratica è fondamentale.
Un’autorizzazione integrata può razionalizzare le procedure amministrative. Non può, tuttavia, trasformare legalmente la valutazione ambientale obbligatoria in un mero adempimento burocratico interno che scompare con il rilascio del titolo integrato.
Né l’integrazione può eliminare la funzione indipendente di sicurezza nucleare richiesta dal diritto Euratom.
La direttiva 2009/71/Euratom del Consiglio, come modificata, impone agli Stati membri di mantenere un quadro nazionale di sicurezza nucleare che preveda requisiti di sicurezza, licenze, supervisione e applicazione delle norme. Richiede inoltre un’autorità di regolamentazione competente, effettivamente indipendente da indebite influenze e funzionalmente separata dagli organismi coinvolti nella promozione o nell’utilizzo dell’energia nucleare. [L]
Di conseguenza, la futura legislazione italiana potrebbe creare uno sportello amministrativo unico, coordinare i termini e consolidare la denominazione formale, ma dovrà comunque preservare la sostanziale indipendenza normativa nel processo decisionale in materia di sicurezza nucleare . [L/U]
Ciò è particolarmente importante perché il MASE ha contemporaneamente responsabilità politiche relative al programma energetico nazionale. Il diritto dell’UE rende giuridicamente insicuro interpretare il coordinamento procedurale ministeriale come un’autorizzazione a subordinare il giudizio indipendente sulla sicurezza alla promozione della politica energetica. [U]
1.8 L’ISIN non è ancora stato sostituito e non è ancora stata istituita una nuova autorità.
Il testo parlamentare non abolisce di per sé l’ISIN né crea automaticamente un’autorità successore.
L’articolo 2 autorizza il Governo a riorganizzare il sistema di sicurezza, supervisione e controllo, anche attraverso la riorganizzazione o la soppressione di organismi esistenti, e consente espressamente al Governo di valutare l’istituzione di un’autorità amministrativa indipendente per la sicurezza nucleare . La formulazione è abilitante, non autoesecutiva. [L]
Questa conclusione è rafforzata dagli atti finali del Senato. Un emendamento che avrebbe reso obbligatoria l’istituzione della nuova autorità indipendente è stato respinto. Separatamente, il Senato ha approvato un ordine del giorno che chiede al Governo, qualora decidesse di istituire tale autorità, di preservare e valorizzare le competenze tecniche e regolamentari già accumulate all’interno dell’ISIN e di altri enti pubblici. [L]
Al momento del taglio, quindi:
- Il codice ISIN continua ad esistere nell’ambito dell’attuale quadro giuridico;
- Non è stata ancora costituita un’autorità sostitutiva;
- La legislazione delegata deve decidere l’architettura futura;
- Qualunque architettura venga scelta, deve soddisfare i requisiti di indipendenza e di risorse di Euratom.
La questione del personale non è secondaria. La direttiva 2009/71/Euratom richiede che l’autorità di regolamentazione competente disponga di adeguati poteri giuridici e risorse umane e finanziarie . L’indipendenza senza capacità tecnica non soddisferebbe lo scopo funzionale del requisito UE. [L]
Un programma di costruzione di nuovi reattori prevede quindi una fase di controllo della capacità degli enti regolatori prima di una fase di costruzione dei reattori stessi.
1.9 I referendum del 1987: cosa hanno effettivamente abolito
La storia giuridica viene spesso semplificata affermando che “gli italiani hanno vietato l’energia nucleare nel 1987”. Questa formulazione è politicamente comprensibile, ma giuridicamente imprecisa.
In seguito all’incidente di Chernobyl, nel novembre del 1987 si tennero tre referendum abrogativi sul nucleare. La decisione di ammissibilità della Corte Costituzionale ne individua con precisione gli obiettivi. Essi riguardavano:
- contributi obbligatori versati ai comuni e alle regioni che ospitano specifiche centrali elettriche;
- la disposizione che conferisce al CIPE il potere di individuare potenziali aree per impianti nucleari laddove la normale procedura di localizzazione non sia stata completata nei tempi previsti;
- Il potere legale di ENEL di costituire o partecipare a società con entità straniere allo scopo di costruire o gestire impianti nucleari all’estero. [L]
I successivi decreti presidenziali hanno formalmente attuato le abrogazioni risultanti. Il DPR n. 498/1987 ha abrogato il tredicesimo paragrafo della legge n. 8/1983 relativo al meccanismo di localizzazione del CIPE; il DPR n. 499/1987 ha abrogato le disposizioni specifiche relative al contributo di ospitalità; e il DPR n. 500/1987 ha abrogato il potere dell’ENEL in materia di partecipazione a progetti nucleari esteri. [L]
Effetti legali e politici del 1987
| Dimensione | Effetto |
|---|---|
| Effetti giuridici diretti | Abrogazione di specifiche disposizioni di legge |
| emendamento costituzionale | Nessuno |
| Divieto costituzionale permanente sulla produzione di energia nucleare | Nessuna di queste disposizioni è stata emanata dal referendum stesso. |
| Effetto immediato della politica | Importante inversione di rotta politica rispetto al programma nucleare esistente |
| Effetti governativi successivi | Sospensione/cancellazione ed eventuale eliminazione graduale del programma operativo |
| Rimane rilevante anche nel 2026 | La dottrina costituzionale del referendum, unitamente a solidi precedenti politici e territoriali. |
La votazione del 1987 ebbe dunque un’importanza enorme per la successiva interruzione del programma nucleare commerciale italiano. Tuttavia, il suo effetto giuridico non dovrebbe essere riscritto retroattivamente come un emendamento alla Costituzione che stabilisca che l’energia nucleare non potrà mai più essere regolamentata per legge.
Tale distinzione è importante perché il Parlamento del 2026 rimane costituzionalmente competente a legiferare in materia energetica, fatte salve le limitazioni imposte dalla dottrina del referendum, dal diritto dell’UE, dal diritto dell’Euratom, dal diritto ambientale e dalla ripartizione costituzionale delle competenze tra Stati e regioni.
1.10 Il tentativo di ritorno al nucleare del 2009-2011 e il secondo referendum
Il secondo episodio giuridico è più direttamente rilevante per il quadro del 2026.
Durante la XVI legislatura, l’Italia ha istituito un nuovo percorso normativo verso la produzione di energia nucleare attraverso la Legge n. 99/2009 e il quadro di attuazione contenuto principalmente nel Decreto Legislativo n. 31/2010 . Tale regime ha disciplinato la localizzazione, la costruzione e la gestione dei nuovi impianti nucleari, nonché le infrastrutture associate.
L’incidente di Fukushima Daiichi del marzo 2011 ha modificato radicalmente il contesto politico immediato. Il decreto-legge n. 34/2011, successivamente convertito dalla legge n. 75/2011, ha sospeso l’attuazione del nuovo programma nucleare, mantenendo tuttavia aperto un futuro processo decisionale in materia di energia strategica. L’Ufficio centrale per i referendum presso la Corte di Cassazione ha ritenuto che la legislazione rivista lasciasse ancora aperta una futura opzione nucleare e ha trasferito la questione del referendum pendente agli articoli 5(1) e 5(8) del nuovo decreto-legge. [L]
Il 7 giugno 2011 , la Corte costituzionale, con la sentenza n. 174/2011, ha dichiarato ammissibile il referendum riformulato. La Corte ha descritto la questione come riguardante l’abrogazione delle nuove disposizioni che consentono la produzione di energia elettrica nucleare all’interno del territorio nazionale. [L]
Il referendum del 12-13 giugno 2011 ha raggiunto la soglia di partecipazione costituzionale e la posizione abrogativa è risultata prevalente. Il DPR n. 114/2011 ha successivamente formalizzato l’esito. [L]
Il significato giuridico del 2011 è più rilevante per il programma attuale rispetto a un generico riferimento all'”opinione pubblica”. Ha sollevato un quesito di diritto costituzionale: in che misura il potere legislativo ordinario può in seguito rientrare in un ambito in cui le disposizioni sono state abrogate dall’articolo 75 della Costituzione?
La risposta non è né “mai” né “immediatamente e senza vincoli”.
1.11 Dottrina del referendum: il Parlamento può legiferare di nuovo, ma non può semplicemente annullare il referendum
La dottrina prevalente della Corte Costituzionale è più sfumata rispetto ai due estremi spesso presentati nel dibattito politico.
La Corte ha chiarito che il potere legislativo ordinario conserva la facoltà di legiferare in materia precedentemente oggetto di referendum abrogativo . Il referendum non congela permanentemente il campo giuridico. La Corte riassume la sua dottrina affermando che, anche dopo un referendum favorevole, il potere legislativo ordinario conserva la facoltà di intervenire in tale ambito, fatto salvo principalmente il divieto di ripristinare la legislazione abrogata. [L]
Il limite corrispondente è altrettanto reale.
Nella sentenza n. 199/2012 , la Corte costituzionale ha invalidato una legge che di fatto ripristinava un quadro giuridico abrogato da un referendum appena 23 giorni prima. La Corte ha stabilito che l’articolo 75 impedisce un ripristino formale o sostanziale quando la nuova legge riproduce i principi e il contenuto normativo essenziale del sistema abrogato senza un rilevante cambiamento delle circostanze. [L]
Il ragionamento della Corte è particolarmente importante per il programma nucleare del 2026 perché individua circostanze mutate rilevanti per l’analisi costituzionale. Non esiste una regola giuridica fissa che stabilisca che un referendum abrogativo crei un divieto perpetuo. Allo stesso modo, il trascorrere del tempo di per sé non costituisce una carta bianca per il potere legislativo.
La questione costituzionale per il quadro del 2026 non è quindi semplicemente:
“L’energia nucleare è stata respinta in un referendum?”
La questione giuridicamente utile è:
La legislazione del 2026, e in particolare la legislazione delegata di prossima approvazione, costituisce un quadro normativo realmente nuovo, in risposta a mutate circostanze giuridiche, tecnologiche e fattuali, oppure si limita a riprodurre il contenuto essenziale del quadro precedentemente abrogato tramite referendum?
A questa domanda non si può rispondere in modo definitivo prima che esistano i decreti attuativi. [U]
Diversi cambiamenti intervenuti dal 2011 potrebbero essere rilevanti per tale analisi: l’architettura dell’UE per la neutralità climatica entro il 2050; le successive modifiche alla legge Euratom sulla sicurezza nucleare; l’evoluzione della politica dell’UE in materia di rifiuti radioattivi; la tassonomia dell’UE; i cambiamenti nella struttura del mercato elettrico europeo; il contesto di sicurezza dell’approvvigionamento post-2022; le nuove tecnologie dei reattori; la valutazione aggiornata del rischio sismico e climatico; e un intervallo di quindici anni dal voto del 2011. Questi elementi possono contribuire a dimostrare il mutamento delle circostanze, ma non esentano i futuri decreti dal controllo di costituzionalità. [L/U]
Una strategia di attuazione difendibile dovrebbe pertanto evitare di riproporre meccanicamente il quadro del 2009-2010. Dovrebbe documentare perché il nuovo regime differisce in termini di governance della sicurezza, selezione delle tecnologie, procedura ambientale, politica dei rifiuti, partecipazione territoriale, responsabilità finanziaria, indipendenza dell’autorità di regolamentazione e contesto giuridico internazionale/UE. [U]
1.12 I referendum creano dunque residui giuridici e residui politici, ma non sono la stessa cosa.
Ai fini del processo decisionale governativo, i due effetti dovrebbero essere distinti.
Le questioni giuridiche irrisolte riguardano l’articolo 75 della Costituzione, il divieto della Corte Costituzionale di ripristinare semplicemente le norme abrogate e la necessità di dimostrare l’esistenza di un’architettura normativa effettivamente nuova.
Le questioni politiche residue riguardano la legittimità pubblica, la fiducia nelle istituzioni, il consenso territoriale e il fatto che due generazioni di politica nucleare italiana siano state plasmate da referendum associati rispettivamente a Chernobyl e Fukushima.
Quest’ultima questione ha una rilevanza politica, ma non dovrebbe essere trasformata in un principio giuridico che impedisca a qualsiasi Parlamento futuro di legiferare sull’energia nucleare.
Al contrario, il fatto che il Parlamento conservi il potere legislativo non dovrebbe essere trasformato nella tesi politica opposta, ovvero che i referendum siano irrilevanti. Essi restano parte della storia giuridica e istituzionale in base alla quale verranno valutate le politiche di localizzazione, consultazione e informazione pubblica.
Il capitolo 2 esaminerà in dettaglio tale architettura territoriale e politica.
1.13 Rapporti tra Stato e regioni: nessun veto regionale generalizzato, ma nessuna esclusione legittima della partecipazione regionale
La legislazione del 2026 non può essere attuata come se la regolamentazione nucleare fosse esclusivamente un rapporto verticale tra MASE e un costruttore di reattori.
La Corte costituzionale si è già pronunciata su tale questione nell’ambito del precedente quadro normativo in materia nucleare. Nella sentenza n. 33/2011 , ha dichiarato incostituzionale una disposizione del decreto legislativo n. 31/2010 nella misura in cui la procedura unica di autorizzazione per la costruzione e l’esercizio non garantiva un’adeguata partecipazione della Regione specificamente interessata prima dell’accordo in seno alla Conferenza unificata. La sentenza si fondava sul principio di leale cooperazione laddove si intersecano le competenze statali e regionali. [L]
La sentenza non ha stabilito un potere regionale illimitato di proibire ogni attività nucleare. Ha stabilito che la ripartizione costituzionale dei poteri non può essere aggirata da un quadro di autorizzazione che riduce le regioni materialmente interessate a una mera irrilevanza procedurale.
Il testo del 2026 riflette tale storia. Richiede un accordo in seno alla Conferenza Unificata durante la preparazione dei decreti legislativi e prevede l’individuazione dei casi in cui sono necessari accordi con le Regioni o in seno alla Conferenza Unificata, unitamente a qualsiasi legittimo utilizzo dei poteri sostitutivi nazionali ai sensi dell’articolo 120 della Costituzione . Lo stesso articolo 120 richiede che i poteri sostitutivi siano esercitati secondo i principi di sussidiarietà e leale cooperazione. [L]
La posizione giuridica che ne deriva è pertanto la seguente:
Nessun diritto di veto regionale automatico sulla politica energetica nazionale. Nessun diritto nazionale automatico di ignorare la partecipazione regionale costituzionalmente rilevante.
Il capitolo 2 esamina i punti di veto pratici, le tutele previste da leggi speciali e le posizioni regionali.
1.14 La legislazione dell’UE consente all’Italia di scegliere il nucleare, ma non esenta il nucleare dalla legislazione dell’UE
L’articolo 194(2) del Trattato sul funzionamento dell’Unione europea preserva il diritto di ciascuno Stato membro di determinare le condizioni per lo sfruttamento delle proprie risorse energetiche, di scegliere tra diverse fonti energetiche e di stabilire la struttura generale del proprio approvvigionamento energetico. L’Italia, pertanto, non necessita di un mandato politico dell’UE per decidere che l’energia nucleare possa far parte del proprio mix energetico nazionale. [L]
Tale competenza nazionale viene espressamente esercitata “senza pregiudizio” per le altre disposizioni del Trattato . La scelta del nucleare non sospende le norme dell’UE in materia di valutazione ambientale, aiuti di Stato, concorrenza, mercati dell’elettricità, appalti pubblici (ove applicabili), sicurezza nucleare, radioprotezione o rifiuti radioattivi.
Il corretto rapporto giuridico è quindi il seguente:
L’Italia sceglie se includere il nucleare nel proprio programma nucleare. Il diritto dell’UE e dell’Euratom condiziona in modo sostanziale le modalità di attuazione di tale scelta.
Principali strati giuridici UE/Euratom
| Strumento | Obbligo principale | Significato diretto per le nuove costruzioni italiane |
|---|---|---|
| Articolo 194 del TFUE | Lo Stato membro sceglie il proprio mix energetico | Base giuridica per la scelta delle fonti energetiche in Italia |
| Trattato Euratom | Quadro comunitario specifico per il settore nucleare | Obblighi in materia di investimenti, salvaguardie, salute/sicurezza e rifiuti |
| Direttiva 2009/71/Euratom, modificata dalla direttiva 2014/87 | Quadro normativo nazionale per la sicurezza nucleare e ente regolatore indipendente | Il sistema di licenze e l’indipendenza dell’organismo di regolamentazione sono obbligatori |
| Direttiva 2011/70/Euratom | Quadro normativo per il combustibile esaurito e i rifiuti radioattivi | L’Italia conserva la responsabilità ultima per i rifiuti che produce. |
| Direttiva 2013/59/Euratom | Norme di base per la protezione dalle radiazioni ionizzanti | Tutela dei lavoratori e del pubblico durante tutto il ciclo di vita |
| Direttiva 2001/42/CE | Valutazione ambientale strategica | Rilevante per i piani/programmi nazionali ammissibili |
| Direttiva 2011/92/UE, come modificata | Valutazione dell’impatto ambientale del progetto | Le centrali nucleari e i principali impianti di stoccaggio di combustibili/rifiuti rientrano nelle categorie obbligatorie di valutazione dell’impatto ambientale (VIA). |
| Regolamento 2020/852 + Regolamento delegato 2022/1214 | Tassonomia della finanza sostenibile | Definisce le condizioni affinché le attività nucleari possano essere classificate secondo la tassonomia |
| Articoli 107-108 del TFUE | controllo degli aiuti di Stato | Il futuro sostegno pubblico potrebbe richiedere l’approvazione della Commissione |
[L]
1.15 I requisiti Euratom iniziano prima dell’entrata in funzione
Un eventuale progetto italiano per un reattore nucleare entrerebbe a far parte del quadro di Euratom ben prima dell’avvio dell’esercizio commerciale.
Ai sensi degli articoli 41-43 del Trattato Euratom , i progetti di investimento nucleare industriale ammissibili vengono comunicati alla Commissione europea, la quale discute il progetto con le persone o le imprese interessate e comunica il proprio parere. Il Trattato crea pertanto un meccanismo europeo di informazione sugli investimenti, distinto dalle autorizzazioni nazionali per la costruzione. [L]
Ai sensi dell’articolo 37 dell’Euratom , uno Stato membro deve fornire alla Commissione dati generali riguardanti qualsiasi piano di smaltimento di rifiuti radioattivi, in qualsiasi forma, qualora la sua attuazione possa comportare la contaminazione radioattiva delle acque, del suolo o dello spazio aereo di un altro Stato membro. La Commissione emette un parere entro sei mesi dopo aver consultato il gruppo di esperti competente. [L]
Queste procedure non possono essere considerate semplici notifiche post-autorizzazione di carattere puramente decorativo. Un programma italiano maturo deve integrare le interazioni con Euratom nel percorso critico con sufficiente anticipo, in modo che la revisione da parte della Commissione non diventi una sorpresa tardiva. [U]
Lo stesso principio si applica alla sicurezza nucleare. La Direttiva Euratom sulla sicurezza nucleare definisce il termine “licenza” in modo sufficientemente ampio da comprendere la responsabilità legale per la localizzazione, la progettazione, la costruzione, la messa in servizio, l’esercizio e lo smantellamento. Richiede un quadro normativo nazionale vincolante, non semplicemente un documento programmatico. [L]
1.16 I rifiuti radioattivi rimangono legalmente collegati alle nuove costruzioni fin dall’inizio
La direttiva 2011/70/Euratom stabilisce un principio particolarmente importante per l’Italia: ogni Stato membro ha la responsabilità ultima della gestione del combustibile esaurito e dei rifiuti radioattivi prodotti al suo interno. Qualora il materiale venga spedito in un altro Stato membro o in un paese terzo per essere trattato o ritrattato, la responsabilità ultima per lo smaltimento sicuro e responsabile, compresi i sottoprodotti di scarto risultanti, rimane in capo allo Stato di origine. [L]
Ciò impedisce a un programma italiano legalmente serio di equiparare il ritrattamento all’estero all’esportazione della responsabilità a lungo termine relativa ai rifiuti.
L’articolo 3 dell’atto di attuazione del 2026 incorpora espressamente i principi della direttiva 2011/70/Euratom nel quadro delegato. [L]
La conseguenza giuridica è significativa: una strategia di approvvigionamento dei reattori non può essere separata dalla strategia di gestione del combustibile esaurito. Anche laddove i contratti prevedano il trattamento o il riprocessamento all’estero, l’Italia rimane responsabile di una procedura di gestione finale giuridicamente credibile.
Il capitolo 6 esamina in dettaglio il problema del deposito e dello smaltimento geologico.
1.17 Valutazione ambientale strategica: il programma nazionale non può essere concepito in un vuoto ambientale.
La direttiva UE sulla valutazione ambientale strategica, direttiva 2001/42/CE , richiede la valutazione ambientale per i piani e i programmi di qualificazione elaborati in settori quali l’energia e la gestione dei rifiuti, laddove questi definiscano il quadro per la futura autorizzazione allo sviluppo di progetti rientranti nell’ambito di applicazione della direttiva VIA. [L]
Il futuro Programma Nazionale Nucleare Italiano, per la sua funzione prevista, sembra in grado di diventare proprio quel tipo di programma energetico nazionale che potrebbe definire il quadro di riferimento per successive autorizzazioni a progetti nucleari. L’applicazione definitiva del regime di Valutazione Ambientale Strategica (VAS) dipenderà dalla forma giuridica e dal contenuto del programma e dai decreti attuativi, ma una strategia di attuazione governativa che presupponga che il programma nazionale possa essere sottratto alla VAS comporterebbe un rischio significativo di contenzioso. [L/U]
Ciò richiede precisione perché la legislazione attuativa stessa non si limita a dichiarare in una sola frase che ogni componente del programma nazionale è automaticamente soggetta a una nuova VAS. Richiede, tuttavia, espressamente nuove procedure di valutazione ambientale strategica per gli strumenti di pianificazione relativi alle aree idonee per gli impianti di stoccaggio di rifiuti radioattivi e combustibile esaurito. [L]
Per il programma nel suo complesso, la soluzione giuridica più sicura è quella di determinare l’applicabilità della Valutazione Ambientale Strategica (VAS) ai sensi del Decreto Legislativo n. 152/2006 e della Direttiva 2001/42/CE già nella fase di progettazione del programma, piuttosto che tentare di rimandare le questioni ambientali strategiche alle singole richieste di autorizzazione per i reattori. [U]
Una valutazione ambientale strategica (VAS) a livello di programma presenta anche un sostanziale vantaggio in termini di pianificazione: consente un confronto cumulativo di alternative ragionevoli – tecnologie, percorsi di capacità, strategie di localizzazione, effetti sulla rete, vincoli idrici e l’alternativa senza programma – prima che vengano impegnati capitali specifici per il progetto.
Tale vantaggio in termini di pianificazione è di natura analitica; il requisito legale deve comunque essere determinato in base alle norme SEA applicabili.
1.18 Valutazione di impatto ambientale a livello di progetto: un nuovo reattore non può sottrarsi ad essa tramite l’integrazione procedurale.
La direttiva UE sulla valutazione dell’impatto ambientale (VIA) colloca le centrali nucleari e gli altri reattori nucleari nell’allegato I, con la ristretta eccezione degli impianti di ricerca di dimensioni molto ridotte al di sotto della soglia termica specificata. L’allegato I comprende anche i principali impianti di combustibile nucleare, riprocessamento, stoccaggio di combustibile esaurito e rifiuti radioattivi. Queste categorie richiedono una valutazione dell’impatto ambientale a livello di progetto prima del rilascio dell’autorizzazione allo sviluppo. [L]
Pertanto, per un reattore commerciale italiano SMR, AMR o di dimensioni maggiori:
La valutazione di impatto ambientale (VIA) non è facoltativa solo perché l’unità è “piccola”.
L’acronimo SMR non costituisce un’esenzione dalla legislazione ambientale dell’UE.
Un sistema di autorizzazione integrato italiano può coordinare la valutazione di impatto ambientale (VIA) con le procedure nucleari e di costruzione, ma la legge istitutiva preserva espressamente le decisioni ambientali. Un piano che sostenga che un’autorizzazione MASE integrata elimini il percorso critico della valutazione di impatto ambientale dovrebbe pertanto essere respinto. [L/U]
La valutazione ambientale dovrà inoltre interagire con problematiche sismiche, idrogeologiche, di raffreddamento idrico, climatiche, di biodiversità, paesaggistiche e transfrontaliere specifiche del sito. Tali questioni sono esaminate nei capitoli 3 e 7.
1.19 Tassonomia: cosa significa e cosa non significa la classificazione UE
La delega del 2026 collega espressamente il “nucleare sostenibile” alla tassonomia dell’UE creata ai sensi del regolamento (UE) 2020/852 e ai relativi criteri tecnici delegati. Le disposizioni nucleari pertinenti sono contenute principalmente nel regolamento delegato (UE) 2022/1214 della Commissione . [L]
Per i nuovi impianti nucleari, la regolamentazione delegata include una categoria di attività che comprende la costruzione e il funzionamento in sicurezza di nuove centrali nucleari utilizzando le migliori tecnologie disponibili, laddove il permesso di costruzione sia rilasciato entro il 2045 , soggetto a criteri tecnici e relativi ai rifiuti dettagliati. [L]
Il regime di screening tecnico non si limita a un test sull’intensità di carbonio. È connesso alla legislazione sulla sicurezza nucleare, ai parametri IAEA/WENRA e al quadro normativo relativo ai rifiuti radioattivi e allo smantellamento. Tra i requisiti tassonomici pertinenti figurano accordi di finanziamento documentati per la gestione e lo smantellamento dei rifiuti radioattivi, percorsi operativi di smaltimento per le categorie di rifiuti a bassa attività e un piano documentato per un impianto di smaltimento di rifiuti radioattivi ad alta attività che sia operativo entro il 2050 secondo i criteri applicabili. [L]
La tassonomia non deve tuttavia essere descritta in modo errato.
La tassonomia dell’UE non costituisce:
- una licenza per la costruzione di un reattore;
- una licenza di sicurezza nucleare;
- autorizzazione del sito;
- una decisione in materia di valutazione dell’impatto ambientale;
- un’approvazione della Commissione in materia di aiuti di Stato;
- una garanzia di credito sovrano;
- una garanzia che gli investitori privati finanzieranno il progetto;
- la determinazione che un particolare reattore è economicamente vantaggioso;
- un sostituto del Deposito Nazionale o dello smaltimento geologico.
Si tratta fondamentalmente di un quadro di classificazione della finanza sostenibile con condizioni di selezione tecniche .
Questa distinzione avrà un impatto diretto sui finanziamenti italiani. Una tecnologia può essere ammissibile ai sensi della tassonomia, pur risultando commercialmente non finanziabile senza un meccanismo di entrate a lungo termine; viceversa, il sostegno pubblico potrebbe comunque richiedere un’approvazione separata per gli aiuti di Stato, anche laddove la tecnologia sottostante sia ammissibile ai sensi della tassonomia.
1.20 La tassonomia crea uno specifico test di credibilità delle politiche sui rifiuti per l’Italia
Poiché la delegazione nazionale integra la tassonomia dell’UE nel suo concetto di nucleare sostenibile, la politica in materia di rifiuti non è più una questione secondaria e distante, ma diventa rilevante per la credibilità della classificazione degli investimenti iniziali.
I requisiti della tassonomia relativi alla pianificazione dello smaltimento implicano che l’Italia non può basare una strategia di finanza sostenibile sul presupposto che i rifiuti altamente attivi non smaltiti possano semplicemente rimanere in deposito temporaneo a tempo indeterminato senza una documentazione che ne definisca lo stato finale. [L/U]
Ciò non significa che l’Italia debba possedere un deposito geologico profondo pienamente operativo prima di adottare qualsiasi decreto attuativo in materia nucleare. Significa piuttosto che la struttura politica, finanziaria e di concessione delle licenze deve prevedere un percorso credibile, in grado di rispettare la tempistica tassonomica applicabile e la normativa sui rifiuti nucleari.
La distinzione tra il deposito nazionale previsto per i rifiuti a bassa attività e lo stato geologico finale, ancora da definire, per i rifiuti ad alta attività e il combustibile esaurito sarà decisiva nel capitolo 6.
1.21 Aiuti di Stato: il Parlamento ha autorizzato il sostegno futuro, ma non ha approvato un modello di finanziamento.
L’articolo 2 consente espressamente alla legislazione delegata di regolamentare le possibili forme di sostegno alla costruzione di centrali nucleari e a fusione e alla produzione di energia, purché siano coerenti con il programma nazionale. L’articolo 3, analogamente, consente di stabilire criteri che disciplinino il possibile sostegno agli operatori. [L]
Si tratta di un’autorità incaricata di progettare un futuro regime di sostegno. Non è il regime di sostegno in sé.
A partire dal 26 settembre 2026 la legge non stabilisce:
| Meccanismo potenziale | Status ai sensi della legge italiana del 2026 |
|---|---|
| Contratto bilaterale per differenza | Non stabilito |
| Modello di base patrimoniale regolamentata | Non stabilito |
| Prestito sovrano per la costruzione | Non stabilito |
| garanzia di credito statale | Non stabilito |
| Prezzo fisso per l’attacco nucleare | Non stabilito |
| Pagamento di capacità specifico per il nucleare | Non stabilito |
| Impegno azionario statale in una SPV per un reattore | Non stabilito |
| Tassa nucleare per i consumatori | Non stabilito |
| PPA garantito a lungo termine | Non stabilito |
| Meccanismo di condivisione delle perdite FOAK | Non stabilito |
| garanzia di superamento dei costi | Non stabilito |
| Risarcimento per blocco politico | Non stabilito |
Questi aspetti non possono essere dedotti da una frase di legge che autorizza un “sostegno” futuro.
1.22 Il controllo degli aiuti di Stato dell’UE sarà una fase di progetto separata
Se l’Italia dovesse infine utilizzare risorse o misure statali che conferiscono un vantaggio economico selettivo per rendere finanziabile un progetto nucleare, tale misura potrebbe configurarsi come aiuto di Stato ai sensi del diritto dell’UE. L’articolo 108, paragrafo 3, del TFUE prevede in generale che i nuovi aiuti pianificati debbano essere notificati alla Commissione europea e impedisce allo Stato membro di attuarli prima che la procedura richiesta abbia portato a una decisione definitiva, a meno che non sussista un’esenzione applicabile. [L]
La giurisprudenza dell’UE stabilisce che la produzione nucleare non è categoricamente esclusa dagli aiuti di Stato compatibili. Nella causa Austria contro Commissione, causa C-594/18 P , la Corte di giustizia ha confermato la decisione della Commissione di approvare il pacchetto di aiuti per Hinkley Point C ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE. [L]
Tuttavia, la sentenza Hinkley non rappresenta un’approvazione incondizionata per un futuro sostegno italiano. La compatibilità rimane specifica per ciascuna misura.
L’esperienza ceca contemporanea illustra bene questo punto. Nel nuovo programma Dukovany, la Commissione ha esaminato separatamente strumenti quali prestiti statali, contratti per difesa a lungo termine (CfD) e protezione contro determinati rischi politici. Un’indagine del dicembre 2025 sul sostegno a due unità aggiuntive ha esaminato specificamente la necessità, la proporzionalità, l’allocazione del rischio e gli effetti sulla concorrenza. [L/I]
Per l’Italia, la strategia di aiuti di Stato deve quindi essere elaborata prima che il finanziamento del reattore raggiunga la chiusura finanziaria. Non può essere considerata un adempimento legale finale, da attuare solo dopo che il modello commerciale è già stato negoziato.
1.23 Fondi pubblici stanziati: sono identificabili 67,5 milioni di euro, ma non si tratta di investimenti in conto capitale per il reattore.
L’articolo 5 contiene le disposizioni finanziarie immediatamente quantificabili della legge attuativa.
Prevede uno stanziamento di 20 milioni di euro per ciascuno degli anni 2027, 2028 e 2029 , finanziato con risorse assegnate al MASE nell’ambito del quadro di investimento statale vigente. Ciò crea un fondo triennale di 60 milioni di euro . [L]
L’articolo 5 autorizza inoltre 1,5 milioni di euro nel 2026 e 6 milioni di euro nel 2027 per le disposizioni relative all’informazione pubblica e alla consultazione contenute nell’articolo 3(bb) e 3(cc). [L]
Gli stanziamenti espliciti possono quindi essere riassunti come segue:
| Anno | Risorse per programmi/investimenti | Risorse di informazione/consulenza | Totale esplicito |
|---|---|---|---|
| 2026 | — | 1,5 milioni di euro | 1,5 milioni di euro |
| 2027 | 20 milioni di euro | 6 milioni di euro | 26 milioni di euro |
| 2028 | 20 milioni di euro | — | 20 milioni di euro |
| 2029 | 20 milioni di euro | — | 20 milioni di euro |
| Totale | 60 milioni di euro | 7,5 milioni di euro | 67,5 milioni di euro |
Queste somme non dovrebbero mai essere presentate come il costo del programma nucleare italiano.
L’esame del DDL 1924 da parte del Servizio Bilancio del Senato considera le disposizioni finanziarie come un supporto all’attuazione della delega e solleva questioni separate riguardo alle future implicazioni finanziarie delle strutture istituzionali, dei meccanismi di supporto e di altre misure delegate. [L]
Un singolo reattore commerciale richiederebbe capitali misurati in miliardi , non in decine di milioni. Lo stanziamento esplicito di 67,5 milioni di euro è quindi correttamente classificato come spesa legale, istituzionale, preparatoria, informativa e di supporto al programma , non come spesa in conto capitale per la nuova costruzione. [L/U]
1.24 La legge lascia deliberatamente irrisolta la questione del finanziamento centrale
Questa è una delle conclusioni fiscali più importanti del Capitolo 1.
Il Parlamento ha istituito l’autorità competente per valutare futuri finanziamenti, ma non ha ancora chiarito chi si farà carico, in ultima analisi, del rischio di costruzione del FOAK .
La questione irrisolta comprende:
- chi fornisce il finanziamento per la costruzione;
- quanto capitale proprio deve apportare una società di progetto;
- se lo Stato partecipa direttamente;
- se i consumatori di energia elettrica garantiscono le entrate;
- se un CfD o uno strumento equivalente protegga dai bassi prezzi di mercato;
- chi si assume il rischio di tasso d’interesse;
- chi si fa carico dei ritardi nella costruzione;
- chi si fa carico dell’aumento dei costi;
- chi si assume il rischio di modifiche al progetto da parte del fornitore;
- come viene finanziato il potenziamento della rete elettrica specifico per il settore nucleare;
- come viene capitalizzato il fondo per lo smantellamento;
- come vengono calcolate le tasse sui rifiuti;
- come vengono accantonate le passività a lungo termine relative al combustibile esaurito;
- se il rischio di chiusura di natura politica o regolamentare riceve un risarcimento;
- se FOAK e i successivi progetti NOAK riceveranno lo stesso supporto.
Fino a quando queste questioni non saranno risolte, il programma ha un orientamento legislativo ma non una struttura di investimento completa .
Questo non costituisce di per sé un difetto di redazione; non ci si aspetta che una legge di delega esegua un contratto di finanziamento di un progetto multimiliardario. Tuttavia, diventa un rischio per il programma se vengono assunti impegni tecnologici o relativi al sito prima che sia stata definita l’allocazione del rischio.
1.25 La responsabilità dell’operatore è espressamente sancita dalla legge
Il testo definitivo prevede che la legislazione attuativa richieda garanzie finanziarie a carico del gestore che coprano l’intero ciclo di vita, comprese le risorse necessarie per la disattivazione, la gestione del combustibile esaurito e dei rifiuti e lo smantellamento finale. Prevede inoltre che i costi relativi alla sicurezza e alla radioprotezione siano a carico dei gestori nucleari. [L]
Ciò è significativo perché l’assetto giuridico non considera lo smantellamento come una spesa discrezionale da decidere dopo la chiusura del reattore.
Ma la responsabilità dell’operatore sulla carta non elimina di per sé l’esposizione fiscale dello Stato.
Qualora in seguito venga introdotto un CfD, un prestito, una garanzia, un meccanismo di compensazione o una società di progetto pubblica sostenuti dallo Stato, quest’ultimo può assumersi specifici rischi commerciali o politici anche se l’operatore legale conserva gli obblighi di smantellamento e gestione dei rifiuti. I futuri decreti dovranno pertanto distinguere:
responsabilità nucleare dell’operatore e obblighi relativi al ciclo di vita
derivanti
dal sostegno commerciale statale e da passività fiscali contingenti .
La Corte dei conti e il MEF dovrebbero essere in grado di identificarli separatamente. [U]
1.26 Riconoscimento del lavoro di regolamentazione svolto all’estero: un acceleratore per l’ottenimento delle licenze, non un riconoscimento reciproco automatico
Il quadro di riferimento prevede il riconoscimento di licenze, certificazioni e altri titoli regolamentari rilasciati dalle autorità degli Stati membri dell’Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE o di altri Stati con i quali esistono accordi bilaterali appropriati. [L]
Questo aspetto è potenzialmente importante per il programma italiano. L’Italia si appresta a costruire una nuova centrale nucleare dopo decenni senza aver ottenuto la licenza per un reattore nucleare commerciale nazionale. Il riutilizzo delle valutazioni di sicurezza, della documentazione di progettazione, delle qualifiche di produzione e delle prove di licenza prodotte da un ente regolatore di riferimento esperto potrebbe ridurre significativamente le duplicazioni.
Ma il meccanismo non deve essere descritto come un “passaporto di patente” automatico.
Una licenza estera non elimina:
- Valutazione sismica specifica del sito in Italia;
- qualificazione idrogeologica;
- valutazione dell’acqua di raffreddamento;
- studi a griglia;
- Valutazione ambientale italiana;
- pianificazione delle emergenze;
- Norme italiane in materia di radioprotezione;
- revisione della sicurezza;
- Requisiti previsti dalla normativa italiana in materia di costruzioni;
- responsabilità dell’autorità italiana competente in materia di sicurezza.
Il concetto corretto è quello di affidarsi alla regolamentazione e di riconoscerla laddove legalmente appropriato , non di esternalizzare la responsabilità sovrana in materia di sicurezza. [L/U]
1.27 Stack minimo di approvazioni per un progetto futuro
I decreti definitivi stabiliranno l’architettura precisa, ma il quadro giuridico esistente consente già di individuare le categorie minime che non possono semplicemente scomparire.
| Cancello | Scopo | Situazione al 26 settembre 2026 |
|---|---|---|
| 1. Entrata in vigore della legge sulla delega | Attiva la delega | In sospeso al termine |
| 2. Attuazione dei decreti legislativi | Crea un quadro operativo nucleare | Non adottato |
| 3. Programma nucleare nazionale | Definisce gli obiettivi nazionali e il quadro tecnologico/di capacità | Non adottato |
| 4. Processo ambientale strategico, ove applicabile | Valuta le alternative di programma/pianificazione | Futuro |
| 5. Architettura del regolatore | Istituisce/rafforza una funzione di sicurezza indipendente e competente | Non ancora definito |
| 6. Applicazione/schermata del sito | Dimostra l’idoneità del sito candidato | Nessun sito approvato |
| 7. Progetto di valutazione dell’impatto ambientale | Valutazione ambientale del reattore e delle opere associate | Porta di accesso obbligatoria per i progetti futuri |
| 8. Valutazione della sicurezza nucleare | Studio di fattibilità per la progettazione/sicurezza del sito | Nessuna autorizzazione edilizia in Italia per nuove costruzioni. |
| 9. Autorizzazione MASE integrata | Autorizzazione amministrativa consolidata allo sviluppo | Regime futuro |
| 10. Comunicazione sugli investimenti di Euratom | revisione degli investimenti nucleari dell’UE | Futuro |
| 11. Procedura di cui all’art. 37 dell’Euratom, ove applicabile. | Valutazione delle emissioni radioattive transfrontaliere | Futuro |
| 12. Approvazione degli aiuti di Stato se il sostegno pubblico è un aiuto | Porta del diritto della concorrenza dell’UE | Il meccanismo di finanziamento non è ancora stato progettato. |
| 13. Autorizzazione alla costruzione / primo calcestruzzo | Autorizzazione di compilazione fisica | Nessuno |
| 14. Autorizzazione alla messa in servizio | Fasi di collaudo e caricamento del carburante | Nessuno |
| 15. Licenza di esercizio | operazione commerciale | Nessuno |
[L/U]
La sequenza esatta potrà essere successivamente consolidata o parzialmente parallelizzata. Gli obblighi sostanziali non possono essere semplicemente eliminati per comprimere un calendario politico.
1.28 Cosa deve essere completato durante il periodo del decreto delegato
Il periodo di delega di dodici mesi dovrebbe essere considerato come una finestra di mobilitazione del programma statale, e non semplicemente come un esercizio di redazione legislativa.
Un programma di lavoro minimo credibile è il seguente.
| Flusso di lavoro | Responsabilità istituzionale principale | Output richiesto | Scadenza | Conseguenza di blocco in caso di assenza |
|---|---|---|---|---|
| Codice giuridico nucleare | MASE + Presidenza + ministeri competenti | Decreti attuativi coerenti | T0+12m | Nessun regime stabile per le nuove costruzioni |
| Programma nucleare nazionale | MASE con istituzioni energetiche/di ricerca | Architettura tecnologica/di capacità/di programma | Nell’ambito dell’attuazione delegata | Nessuna base per una selezione coerente |
| autorità di sicurezza | Quadro di delega tra governo e parlamento | Autorità indipendente, dotata di risorse e competente o architettura di conformità rafforzata | Prima della revisione della sicurezza del progetto | Il rilascio delle licenze non può procedere in modo credibile |
| Procedura di rilascio della licenza | MASE + regolatore di sicurezza | Fasi di svolgimento, documentazione, tempistiche, responsabilità | T0+12m | Gli sviluppatori non sono in grado di preparare applicazioni finanziabili |
| Regolamento sull’ubicazione | MASE + regioni + ente regolatore | Criteri tecnici e procedurali | T0+12m | Nessun processo di volontariato/sito difendibile |
| Integrazione ambientale | MASE/autorità ambientali | SEA/VAS, VIA/EIA e interfaccia procedura nucleare | T0+12m | Rischio di contenzioso e di ritardi |
| Integrazione tra rifiuti e combustibile derivato da rifiuti solidi urbani | MASE + Sogin + regulator | Interfaccia tra deposito e rifiuti a lungo termine | Struttura T0+12m | La credibilità della tassonomia e del ciclo di vita si è indebolita. |
| Garanzie finanziarie | MEF + MASE | Garanzie dell’operatore, modello di finanziamento per lo smantellamento/smaltimento dei rifiuti | Prima dell’autorizzazione al lavoro | Passività a lungo termine non finanziate |
| Architettura di supporto al mercato | MEF + MASE + ARERA ove pertinente | Decisione CfD/RAB/prestito/garanzia o modello esplicito di non supporto | Prima della chiusura dell’appalto/finanziaria | Nessuna allocazione di ricavi/rischi bancabile |
| Strategia dell’UE in materia di aiuti di Stato | MEF + MASE | Modalità di preavviso/notifica, ove richiesta | Prima dell’attuazione degli aiuti | Rischio di aiuti illegali |
| Conformità a Euratom | MASE + ente regolatore + interfaccia tra Ministero degli Esteri e UE | Articoli 37, 41-43 e tabella di marcia per la conformità alla direttiva | Prima delle tappe fondamentali del progetto | ritardo dovuto alla legge UE |
| partecipazione pubblica | MASE + autorità territoriali | Consulenza e architettura dell’informazione | Durante la progettazione del programma/del sito | vulnerabilità sociale/legale |
| Personale addetto alla forza lavoro/regolamentazione | Autorità di regolamentazione della sicurezza, università, ENEA e ministeri | Piano di reclutamento e qualificazione | Iniziare subito dopo T0 | Collo di bottiglia normativo |
| Legge transitoria | Governo | Norme di coesistenza/abrogazione della legislazione nucleare vigente | T0+12m | Norme contrastanti e incertezza |
[IN]
La sequenza è fondamentale. Richiedere l’ubicazione degli impianti prima di aver stabilito le norme, acquisire tecnologie prima di aver raggiunto la piena operatività degli enti regolatori, o assumersi impegni finanziari prima di aver definito la strategia sugli aiuti di Stato, invertirebbe il corretto ordine di sviluppo del programma.
1.29 Interruttori di sicurezza legali prima di un impegno FOAK italiano
Un programma di livello governativo dovrebbe definire le condizioni in base alle quali un progetto FOAK previsto non può procedere, anziché considerare ogni precedente impegno politico come irreversibile.
A fini legali, la prima unità non dovrebbe essere vincolata a un impegno irreversibile di appalto/costruzione a meno che non sussistano almeno le seguenti condizioni:
- La delega è stata convertita in legislazione attuativa operativa;
- L’organismo di regolamentazione possiede comprovata indipendenza, poteri legali, personale specializzato e budget;
- Il programma nazionale ha individuato il ruolo della tecnologia selezionata;
- il progetto candidato possiede una base di licenza di riferimento adeguata;
- Il processo di localizzazione ha rispettato i requisiti territoriali e costituzionali;
- Le procedure SEA/VAS e EIA/VIA richieste sono integrate a norma di legge;
- Le responsabilità relative al combustibile esaurito e ai rifiuti radioattivi sono ripartite contrattualmente e legalmente;
- Vengono definite le garanzie finanziarie relative al ciclo di vita dell’operatore;
- il modello di finanziamento commerciale è completo;
- L’autorizzazione dell’UE in materia di aiuti di Stato è stata ottenuta ove richiesto;
- I processi Euratom rilevanti sono integrati nel percorso critico;
- Non sussiste alcuna contraddizione giuridica irrisolta tra la procedura MASE integrata e l’indipendenza del processo decisionale in materia di sicurezza nucleare.
[IN]
Il mancato rispetto di questi punti dovrebbe comportare ritardi, riprogettazione o interruzione di una fase del progetto, piuttosto che pressioni amministrative per una reinterpretazione dei requisiti legali.
1.30 Principali vulnerabilità giuridiche all’inizio del programma
Contenzioso relativo al ripristino del referendum
I futuri decreti potrebbero essere contestati sostenendo che ripristinano illegittimamente la sostanza del quadro normativo respinto nel 2011. La difesa legale più solida del governo non sarà la retorica sull’età del referendum, bensì una struttura normativa dimostrabilmente nuova, in risposta alle mutate circostanze e ai requisiti sostanzialmente aggiornati in materia di sicurezza, ambiente, rifiuti e istituzioni. [L/U]
Regolatore indipendente
Un modello in cui la stessa amministrazione politica promuova di fatto il programma e controlli il giudizio finale sulla sicurezza nucleare si troverebbe ad affrontare un serio problema di diritto Euratom. L’integrazione procedurale deve preservare l’effettiva indipendenza della regolamentazione della sicurezza. [L]
Partecipazione regionale
Un sistema di autorizzazione che riduca la Regione interessata a un ruolo puramente formale potrebbe entrare in conflitto con il precedente della Corte Costituzionale in materia di cooperazione leale. Allo stesso tempo, tale precedente non equivale a un veto regionale unilaterale generalizzato. [L]
Sequenziamento ambientale
Il tentativo di considerare l’autorizzazione integrata come un sostituto della valutazione ambientale strategica o di progetto sarebbe in contrasto sia con il testo definitivo della delega sia con il diritto ambientale dell’UE. [L]
Incoerenza nella normativa sui rifiuti
Un programma che supporti nuovi reattori ma lasci concettualmente irrisolte le responsabilità relative allo stato finale del combustibile esaurito sarebbe difficile da conciliare con l’approccio del ciclo di vita previsto dalla delega, dalla Direttiva 2011/70/Euratom e dai criteri di tassonomia. [L/U]
sequenza degli aiuti di Stato
Un progetto la cui economia dipende dal sostegno statale non può presumere che il linguaggio generale attuativo del Parlamento costituisca un’approvazione della Commissione europea. La notifica e l’analisi di compatibilità sono distinte. [L]
Sottospecificazione fiscale
I 67,5 milioni di euro espressamente stanziati per il periodo 2026-2029 non sono sufficienti a finanziare la costruzione di un reattore. Un futuro meccanismo di finanziamento in grado di mobilitare capitali multimiliardari deve ancora essere legiferato, negoziato o approvato. [L/U]
1.31 Cosa è legale ora, cosa richiede un decreto e cosa richiede una licenza di progetto
La distinzione può essere ricondotta alla seguente matrice decisionale di stato.
| Azione | Esiste un quadro parlamentare? | È necessario un decreto di attuazione? | È necessaria l’autorizzazione del progetto? |
|---|---|---|---|
| Sviluppare una politica nucleare governativa | SÌ | No per il lavoro sulle politiche | NO |
| Preparare la legislazione attuativa | Sì, una volta che la legge entrerà in vigore | Questa è la funzione delegata | NO |
| Istituire un programma nucleare nazionale | Obbligatorio | SÌ | NO |
| Riorganizzare l’autorità di sicurezza | Obbligatorio/consentito | SÌ | NO |
| Definire le tecnologie ammissibili | Principio stabilito | SÌ | NO |
| Definire le regole di posizionamento | Principio stabilito | SÌ | NO |
| Invito/presentazione di proposte di progetto | Quadro di riferimento previsto | SÌ | Dopo |
| Selezionare un fornitore di reattori commercialmente | Non vietato come attività preparatoria | È necessario un quadro giuridico operativo per un’implementazione bancabile. | Sì, prima della costruzione. |
| Costruire un reattore | Non esiste alcuna autorizzazione generale ai sensi del DDL 1924 | SÌ | SÌ |
| Caricare combustibile nucleare | NO | SÌ | È necessaria un’autorizzazione specifica in materia di sicurezza. |
| Operare commercialmente | NO | SÌ | È necessaria la licenza di esercizio. |
| Costruire un impianto di riprocessamento del combustibile | NO | SÌ | SÌ |
| Costruire un deposito di rifiuti | interazione tra diritto esistente e futuro | Ulteriori procedure necessarie | SÌ |
| Concessione di contratti per difesa nucleare/garanzia statale | Non creato | Probabilmente sarà necessaria un’ulteriore struttura legale/fiscale. | Potrebbe essere applicata la procedura di revisione degli aiuti di Stato dell’UE. |
Questa matrice costituisce il punto di riferimento legale rispetto al quale devono essere valutate tutte le successive affermazioni relative al programma.
1.32 Valutazione giuridica complessiva
La decisione parlamentare del settembre 2026 rappresenta un vero e proprio riassetto giuridico , ma costituisce l’inizio del programma piuttosto che l’autorizzazione alla sua costruzione.
Svolge quattro funzioni strategicamente importanti.
In primo luogo, ripristina una base parlamentare esplicita che consenta al governo di legiferare in modo esaustivo sull’energia nucleare futura, dopo la ritirata legislativa successiva al 2011.
In secondo luogo, adotta deliberatamente un perimetro che abbraccia l’intero ciclo di vita : generazione, combustibile, rifiuti, combustibile esaurito, smantellamento, istituzioni per la sicurezza, ricerca, competenze e integrazione nel mercato sono trattati come soggetti giuridici interconnessi.
In terzo luogo, adotta la neutralità tecnologica , con l’inclusione esplicita di tecnologie modulari e avanzate, anziché legiferare su un unico progetto di reattore.
In quarto luogo, crea un percorso normativo verso l’autorizzazione integrata, preservando al contempo le procedure ambientali e richiedendo il rispetto delle norme UE, Euratom e internazionali.
Ciò che non fa è altrettanto importante.
Non seleziona un reattore.
Non seleziona un sito.
Non autorizza la costruzione.
Non istituisce un’autorità di sicurezza indipendente definitiva.
Non risolve il problema dello smaltimento dei rifiuti in Italia.
Non fornisce investimenti in conto capitale (CAPEX) per il reattore.
Non istituisce un CfD o altro meccanismo di sostegno alle entrate.
Ciò non garantisce l’approvazione della Commissione europea per futuri aiuti di Stato.
Ciò non rende legalmente vincolante una data di messa in funzione fissata per il 2033, il 2034 o il 2035.
E ciò non cancella le conseguenze costituzionali e politiche dei referendum del 1987 e del 2011.
Il compito giuridico da svolgere durante il periodo di delega di dodici mesi è quindi considerevolmente più impegnativo rispetto alla redazione di un decreto di autorizzazione. L’Italia deve costruire una moderna architettura statale nucleare in cui la regolamentazione della sicurezza, la partecipazione territoriale, la valutazione d’impatto ambientale, il finanziamento del ciclo di vita, la responsabilità per i rifiuti radioattivi, il diritto della concorrenza dell’UE e gli obblighi dell’Euratom siano tutti funzionanti prima che un progetto FOAK diventi irreversibile .
La vera prova giuridica del programma non sarà se il governo riuscirà a emanare un decreto che autorizzi la costruzione di centrali nucleari, bensì se tali decreti creeranno un’architettura in grado di resistere contemporaneamente al vaglio della Corte Costituzionale, ai contenziosi amministrativi, al controllo del diritto comunitario, ai requisiti di sicurezza dell’Euratom, alla valutazione d’impatto ambientale, alle contestazioni territoriali e al finanziamento di progetti multimiliardari .
Il 26 settembre 2026, il Parlamento aveva aperto quella strada, ma non l’aveva ancora completata.
CAPITOLO 1 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
[L] Legislazione italiana, Parlamento e giurisprudenza costituzionale
L1 — Senato della Repubblica, Atto Senato n. 1924, stato legislativo ufficiale. Approvazione parlamentare definitiva il 23 settembre 2026; stato alla data limite: “approvato definitivamente, non ancora pubblicato”.
Senato — DDL 1924 registro legislativo ufficiale
L2 — Senato della Repubblica, votazione elettronica finale, seduta n. 458, 23 settembre 2026. 140 presenti; 139 votanti; 81 a favore; 51 contrari; 7 astensioni.
Senato — votazione finale sul DDL 1924
L3 — Senato della Repubblica, DDL 1924, Articolo 1 e procedura completa di legislazione delegata. Periodo di dodici mesi dall’entrata in vigore; Conferenza Unificata; Consiglio di Stato; pareri parlamentari; meccanismo di proroga di 90 giorni; decreti correttivi entro 24 mesi.
Senato — testo del DDL 1924
L4 — Senato della Repubblica, DDL 1924, Articolo 3 — principi e criteri. Neutralità tecnologica, tassonomia UE, parametri AIEA, localizzazione, norme territoriali e principi del ciclo di vita.
Senato — Articolo 3 del DDL 1924
L5 — Senato della Repubblica, seduta finale del 23 settembre 2026. Testo parlamentare definitivo, compreso il dibattito sull’autorità di sicurezza e l’ordine del giorno approvato in merito alla conservazione delle competenze ISIN.
Senato — verbale della seduta finale, 23 settembre 2026
L6 — Senato della Repubblica, articolo 5 disposizioni finanziarie. 20 milioni di euro all’anno per il periodo 2027-2029 e 1,5 milioni di euro/6 milioni di euro per specifiche misure di informazione e consultazione per il 2026/2027.
Senato — Articolo 5 disposizioni finanziarie
L7 — Servizio Bilancio del Senato, Dossier n. 377 sull’AS 1924. Controllo fiscale della delega e future implicazioni finanziarie.
Servizio Bilancio del Senato — Dossier n. 377
L8 — Servizio di ricerca della Camera dei Deputati, Dossier n. 545/1, 25 maggio 2026. Storia legislativa, referendum sul nucleare del 1987 e del 2011, precedente quadro normativo per le nuove costruzioni e DDL 2669.
Camera dei Deputati — dossier sulla delegazione nucleare
L9 — Corte Costituzionale, Sentenza n. 25/1987. Soggetti giuridici precisi dei tre quesiti referendari sul nucleare del 1987.
Corte Costituzionale — Sentenza n. 25/1987
L10 — Gazzetta Ufficiale, DPR n. 499/1987. Abrogazione delle disposizioni relative al contributo per l’ospitalità a seguito del referendum del 1987.
Gazzetta Ufficiale — DPR n. 499/1987
L11 — Gazzetta Ufficiale, DPR n. 500/1987. Abrogazione del potere specifico dell’ENEL in materia di partecipazione a progetti nucleari.
Gazzetta Ufficiale — DPR n. 500/1987
L12 — Corte Costituzionale, Sentenza n. 174/2011. Ammissibilità del referendum nucleare riformulato del 2011.
Corte Costituzionale — Sentenza n. 174/2011
L13 — Corte Costituzionale, Sentenza n. 33/2011. Autorizzazione nucleare e partecipazione costituzionalmente richiesta della Regione interessata secondo il principio di leale cooperazione.
Corte Costituzionale — Materiali della Sentenza n. 33/2011
L14 — Corte Costituzionale, Sentenza n. 199/2012. Divieto di ripristino formale o sostanziale di una legislazione abrogata tramite referendum senza che sussistano circostanze mutate rilevanti.
Corte Costituzionale — Sentenza n. 199/2012
L15 — Corte costituzionale, sintesi della giurisprudenza istituzionale sui limiti del potere legislativo dopo un referendum abrogativo. Conferma che il Parlamento conserva la competenza legislativa pur rimanendo soggetto al divieto di ripristinare semplicemente il quadro normativo abrogato.
Corte costituzionale — limiti alla legislazione post-referendum
[L] Diritto dell’Unione Europea e dell’Euratom
L16 — Trattato sul funzionamento dell’Unione europea, articolo 194. Diritto degli Stati membri di determinare il mix energetico, fatte salve le altre norme del Trattato.
EUR-Lex — TFUE Articolo 194
L17 — Trattato Euratom, versione consolidata. Articolo 37 Notifiche sui rifiuti radioattivi e articoli 41-43 Comunicazioni sugli investimenti nucleari.
EUR-Lex — Trattato Euratom
L18 — Direttiva del Consiglio 2009/71/Euratom e quadro consolidato di modifica. Quadro nazionale per la sicurezza nucleare, rilascio di licenze ed effettiva indipendenza dell’autorità di regolamentazione competente.
EUR-Lex — Direttiva sulla sicurezza nucleare
L19 — Direttiva del Consiglio 2011/70/Euratom. Responsabilità nazionale per il combustibile esaurito e i rifiuti radioattivi, compresi i materiali inviati all’estero per il trattamento o il ritrattamento.
EUR-Lex — Direttiva sul combustibile esaurito e sui rifiuti radioattivi.
L20 — Direttiva del Consiglio 2013/59/Euratom. Norme di base di radioprotezione per i lavoratori e il pubblico.
EUR-Lex — Direttiva sulle norme di sicurezza di base
L21 — Direttiva 2001/42/CE. Valutazione ambientale strategica di piani e programmi qualificanti, compresi i programmi energetici e di gestione dei rifiuti, che definiscono i quadri di riferimento per le future autorizzazioni allo sviluppo.
EUR-Lex — Direttiva sulla valutazione ambientale strategica
L22 — Direttiva 2011/92/UE. Direttiva VIA; l’allegato I comprende centrali/reattori nucleari, grandi impianti del ciclo del combustibile e impianti specifici per combustibile esaurito/rifiuti radioattivi.
EUR-Lex — Direttiva sulla valutazione dell’impatto ambientale.
L23 — Regolamento delegato (UE) 2022/1214 della Commissione. Criteri di screening tecnico per le attività nucleari ai sensi della tassonomia UE, compreso il criterio del permesso di costruzione 2045 per la qualificazione di nuovi impianti nucleari e i requisiti relativi ai rifiuti/smantellamento.
EUR-Lex — Regolamento delegato sulla tassonomia nucleare e del gas
L24 — Articolo 108 del TFUE. Controllo preventivo della Commissione sulle nuove misure di aiuto di Stato e obbligo di standstill, ove applicabile.
EUR-Lex — Articolo 108 del TFUE
L25 — Corte di giustizia dell’Unione europea, C-594/18 P, Austria contro Commissione. Sentenza della Grande Camera relativa agli aiuti di Stato per Hinkley Point C.
CGUE — Austria contro Commissione, Hinkley Point C
L26 — Registro degli aiuti di Stato della Commissione europea, SA.117794. Esempio attuale di controllo da parte della Commissione sul sostegno pubblico per ulteriori unità nucleari di Dukovany.
Commissione europea — Caso di aiuti di Stato Dukovany SA.117794
CAPITOLO 2 — AUTORIZZAZIONE MULTILIVELLO, REGIONI E POLITICA DEL RIFIUTO
2.1 Risultati dell’analisi esecutiva
Il sistema italiano di autorizzazione nucleare non è una procedura statale verticalmente integrata in cui il governo centrale può selezionare una tecnologia, designare un comune e procedere direttamente alla costruzione. Né è un sistema di tipo federale in cui una Regione o un comune detiene un potere di veto legale incondizionato su un programma nucleare autorizzato a livello nazionale.
La posizione costituzionale si colloca tra questi due estremi.
La produzione di energia nucleare si interseca con almeno due principali ambiti di competenza costituzionale: “la produzione, il trasporto e la distribuzione nazionale di energia”, un settore in cui interagiscono le competenze statali e regionali, e “la tutela dell’ambiente e dell’ecosistema”, ambito in cui lo Stato detiene la competenza legislativa esclusiva. La regolamentazione dei rifiuti radioattivi coinvolge quest’ultimo ambito in modo particolarmente significativo. La giurisprudenza della Corte costituzionale ha ripetutamente affermato che una Regione non può utilizzare la propria legislazione per rendere inapplicabile la legge nucleare nazionale su tutto il suo territorio; al contempo, laddove l’azione statale centralizza i poteri amministrativi a causa della portata nazionale dell’infrastruttura, i principi di sussidiarietà e di cooperazione leale richiedono una partecipazione territoriale significativa . [L]
Il DDL n. 1924 riflette tale storia costituzionale in modo più chiaro di quanto suggeriscano alcune precedenti interpretazioni del programma. Ogni decreto legislativo attuativo deve essere preceduto da un’intesa della Conferenza Unificata . I futuri decreti devono inoltre individuare le circostanze in cui è richiesto il consenso della Regione direttamente interessata o, in alternativa, della Conferenza Unificata, e devono disciplinare qualsiasi esercizio dei poteri sostitutivi del Governo ai sensi dell’articolo 120 della Costituzione. [L]
La legislazione definitiva prevede anche la consultazione territoriale e possibili meccanismi di compensazione. Laddove vengano individuate ex ante aree idonee agli impianti nucleari , deve essere garantita la consultazione dei comuni interessati. Il futuro regime può prevedere misure compensative ambientali, territoriali ed economiche, stabilite in fase di autorizzazione e finanziate dai proponenti del progetto. Le popolazioni direttamente interessate devono ricevere informazioni mirate e partecipare a consultazioni. [L]
Occorre tuttavia mantenere una distinzione sostanziale. Il testo definitivo prevede esplicitamente la possibilità di “autocandidatura” per gli impianti di stoccaggio temporaneo e smaltimento definitivo di rifiuti radioattivi e combustibile esaurito . Non stabilisce , invece, un diritto altrettanto esplicito all’autocandidatura comunale per i reattori nucleari. Per i reattori e gli altri impianti nucleari, l’atto definitivo stabilisce la consultazione, le misure territoriali, la partecipazione del gestore allo sviluppo territoriale e le future norme di localizzazione, ma lascia il modello di localizzazione preciso ai decreti attuativi. Definire l’intero futuro sistema di localizzazione dei reattori un “modello di candidatura comunale volontaria” legalmente completo significherebbe quindi sopravvalutare la legge approvata il 26 settembre 2026. [L]
Anche la mappa istituzionale è incompleta. MASE è il perno politico e legislativo ed è destinata a diventare il centro amministrativo di un sistema di autorizzazione integrato. ISIN rimane l’attuale ente regolatore della sicurezza nucleare e della radioprotezione al momento della transizione. La legge attuativa consente una riorganizzazione degli organismi esistenti e la valutazione di una nuova autorità amministrativa indipendente; non abolisce ISIN né crea l’autorità successore. ARERA rimane centrale per la regolamentazione economica e il riconoscimento dei costi nucleari pregressi, mentre Sogin rimane la società statale responsabile dello smantellamento degli impianti pregressi e del Deposito Nazionale e Parco Tecnologico nell’ambito del quadro normativo vigente. Nessuno di questi ruoli dovrebbe essere accorpato in un’unica “autorità nucleare”. [L][G]
Il quadro politico-geografico è già ben definito. Nella consultazione istituzionale sulla legislazione attuativa, le Regioni e le Province Autonome hanno infine espresso una posizione favorevole a maggioranza, a condizione di un maggiore coinvolgimento regionale , mentre Sardegna, Toscana e Umbria hanno mantenuto una formale opposizione. La Lombardia ha invece adottato misure a sostegno della filiera industriale e di ricerca del nucleare avanzato, senza per questo acconsentire ad ospitare un reattore. L’Emilia-Romagna ha adottato una specifica posizione istituzionale volta ad escludere l’ex sito di Caorso dalla ripresa della produzione nucleare. Diverse Regioni, tra cui Sardegna, Lazio e Puglia, si sono opposte separatamente alle ubicazioni proposte per il Deposito Nazionale. Queste categorie sono giuridicamente distinte: l’opposizione a un deposito di scorie non implica l’opposizione a ogni futuro reattore, e il sostegno a una filiera industriale non equivale al consenso per un sito di reattore. [G]
Il principale rischio di governance non risiede quindi in un singolo “veto regionale” formale, bensì in una serie di ostacoli giuridicamente differenti : accordi intergovernativi vincolanti, valutazioni di sicurezza indipendenti, decisioni ambientali, consultazioni territoriali, vincoli culturali e paesaggistici, ricorsi amministrativi, contenziosi costituzionali e, infine, processi UE/Euratom. Un programma può essere ritardato o invalidato da una gestione errata di uno qualsiasi di questi elementi, anche laddove nessun governo territoriale possieda il potere assoluto di vietare la politica nucleare nazionale.
2.2 L’architettura costituzionale: l’energia nucleare attraversa contemporaneamente diverse competenze.
L’articolo 117 della Costituzione non contiene una singola voce intitolata “energia nucleare”. Piuttosto, un progetto nucleare si interseca con molteplici materie costituzionali.
Per le nuove centrali elettriche, gli aspetti più importanti sono la produzione, il trasporto e la distribuzione nazionale dell’energia . La giurisprudenza della Corte Costituzionale ha considerato la produzione di energia elettrica nucleare come sostanzialmente rientrante in questo ambito energetico. Allo stesso tempo, la sicurezza nucleare, la contaminazione radioattiva e la gestione dei rifiuti radioattivi coinvolgono la competenza esclusiva dello Stato in materia di tutela dell’ambiente e dell’ecosistema . La pianificazione territoriale, la tutela della salute, la protezione civile, le infrastrutture di trasporto, la tutela del paesaggio e lo sviluppo economico possono comportare ulteriori responsabilità statali, regionali e locali all’interno dello stesso progetto. [L]
Ciò produce ciò che la Corte Costituzionale ha storicamente descritto attraverso la logica della sovrapposizione di competenze.
Lo Stato possiede poteri eccezionalmente forti perché:
- il sistema elettrico è nazionale;
- La sicurezza nucleare ha conseguenze che vanno oltre i confini comunali e regionali;
- Gli obblighi relativi ai rifiuti radioattivi sono nazionali e intergenerazionali;
- Gli obblighi derivanti dall’Euratom sono a carico della Repubblica Italiana;
- La pianificazione delle emergenze e la sicurezza fisica richiedono standard nazionali uniformi;
- Le conseguenze di una gestione inadeguata dei rifiuti preesistenti non possono essere attribuite esclusivamente a un unico territorio.
Le regioni possiedono comunque interessi costituzionalmente protetti perché un impianto nucleare ha conseguenze dirette per:
- pianificazione territoriale;
- politica energetica regionale;
- organizzazione sanitaria;
- infrastrutture;
- protezione civile;
- monitoraggio ambientale tramite agenzie regionali;
- utilizzo dell’acqua e del suolo;
- sviluppo economico locale;
- i comuni che ospitano fisicamente o circondano l’installazione.
Questa sovrapposizione spiega perché la giurisprudenza costituzionale italiana abbia respinto sia un modello di esclusione regionale unilaterale sia un modello di irrilevanza territoriale .
2.3 La Corte costituzionale ha già respinto una legislazione regionale unilaterale “senza nucleare”.
Il precedente più diretto è la sentenza n. 331/2010 della Corte Costituzionale .
Puglia, Basilicata e Campania avevano adottato disposizioni regionali volte, in diverse forme, a impedire l’installazione di centrali nucleari, impianti di stoccaggio di combustibile nucleare, combustibile esaurito o scorie radioattive sui loro territori in assenza di accordo con lo Stato. La Corte ha dichiarato incostituzionali tali disposizioni. [L]
Il ragionamento della Corte rimane di grande rilevanza per il programma del 2026.
Per quanto riguarda i rifiuti radioattivi, la regolamentazione coinvolge la competenza costituzionale esclusiva dello Stato in materia di tutela ambientale. Per gli impianti di produzione nucleare, il campo costituzionale applicabile comprende la competenza concorrente in materia energetica. La Corte ha tuttavia stabilito che le forme e le modalità di collaborazione tra Stato e Regione devono essere definite dal legislatore nazionale competente . Una Regione non può semplicemente emanare un divieto territoriale e in tal modo disapplicare la legislazione nazionale che ritiene indesiderabile o incostituzionale. Il suo rimedio è il ricorso costituzionale, non l’annullamento legislativo unilaterale. [L]
La formulazione della Corte è stata insolitamente chiara: un’adeguata partecipazione della Regione interessata può essere costituzionalmente necessaria, ma la Regione non può trasformare tale requisito in un potere legislativo autonomo per escludere l’applicazione del diritto nazionale su tutto il suo territorio.
Conseguenze per il programma 2026
Una risoluzione che dichiara che una Regione è politicamente contraria all’energia nucleare ha un significato istituzionale rilevante.
Una legge regionale che dichiari l’intero territorio regionale legalmente indisponibile a un futuro programma nucleare è una proposta diversa e si scontrerebbe con il precedente stabilito dalla sentenza n. 331/2010.
Pertanto:
Il rifiuto politico non costituisce un divieto territoriale giuridicamente vincolante.
Ma anche l’inverso è errato:
L’assenza di un diritto di veto regionale non equivale al permesso dello Stato di escludere la Regione dal processo decisionale.
2.4 Sentenza n. 278/2010: la centralizzazione richiede una cooperazione leale
Nella sentenza n. 278/2010 , la Corte costituzionale ha esaminato la legislazione nazionale del 2009 che tentava di riaprire il programma nucleare italiano. Diverse Regioni avevano contestato il quadro di delega.
La Corte ha riconosciuto che le infrastrutture energetiche su scala nazionale possono giustificare l’attribuzione di funzioni amministrative allo Stato attraverso il principio costituzionale comunemente noto come “chiamata in centralità” – l’assunzione centrale di funzioni laddove è richiesto un esercizio uniforme a livello nazionale. Ma tale centralizzazione è costituzionalmente vincolata a meccanismi di leale cooperazione con le istituzioni territoriali . [L]
La conseguenza è importante per il nuovo programma.
Il carattere nazionale della politica in materia di sicurezza nucleare ed energia elettrica fornisce solide basi per la leadership statale. Ciò non autorizza il governo a utilizzare l’importanza nazionale come sinonimo legale di unilateralismo.
I decreti attuativi devono pertanto assolvere simultaneamente a due funzioni:
- preservare un sistema di licenze e sicurezza coerente a livello nazionale; e
- garantire una partecipazione costituzionalmente adeguata alle regioni interessate.
Se il quadro normativo tende eccessivamente verso i veti territoriali, l’attuazione dei programmi nazionali potrebbe diventare impossibile. Se invece tende eccessivamente verso la sostituzione amministrativa centrale, diventa vulnerabile a contestazioni costituzionali.
L’architettura giuridica deve pertanto distinguere tra partecipazione , accordo , consenso tecnico vincolante in materia di sicurezza , consultazione e assenso politico, anziché trattare tutti e cinque come un unico strumento.
2.5 Sentenza n. 33/2011: la regione interessata non può essere ridotta a spettatrice
La sentenza n. 33/2011 della Corte Costituzionale ha ulteriormente affinato questo principio esaminando il decreto legislativo n. 31/2010.
La Corte ha dichiarato incostituzionale parte del precedente quadro di autorizzazione perché alla Regione direttamente interessata da un impianto proposto non era garantito un ruolo formale adeguato prima della decisione di autorizzazione nazionale. La Corte ha richiesto un contributo regionale obbligatorio nell’ambito della procedura di cooperazione, anche se tale contributo non equivaleva a un potere illimitato di annullare la politica nazionale. [L]
La sentenza è particolarmente importante per i decreti attuativi del 2026 perché dimostra che una consultazione formale in una fase avanzata non è necessariamente sufficiente.
Se i criteri tecnici, le decisioni del governo centrale o le designazioni preliminari del sito determinano effettivamente il sito prima che la Regione entri nel processo, una procedura regionale nominalmente successiva potrebbe non costituire più una codeterminazione significativa. La precedente giurisprudenza nucleare della Corte lascia spazio a conflitti costituzionali laddove la struttura procedurale rende la partecipazione territoriale meramente cerimoniale. [L]
Per la progettazione del programma, ciò crea un principio fondamentale:
Lo Stato può guidare il processo, ma non dovrebbe predeterminare l’esito territoriale prima che la fase di cooperazione, costituzionalmente rilevante, abbia un contenuto concreto.
2.6 DDL 1924 incorpora tale giurisprudenza nella nuova delega
Il testo definitivo del 2026 contiene due livelli distinti di accordo intergovernativo.
In primo luogo, tutti i decreti legislativi attuativi richiedono a loro volta l’approvazione preventiva della Conferenza Unificata . L’articolo 1(2) prevede che i decreti siano adottati su proposta del MASE, congiuntamente ai ministeri competenti, solo dopo aver ottenuto l’ approvazione della Conferenza Unificata, nonché il parere del Consiglio di Stato e il controllo parlamentare. [L]
In secondo luogo, l’articolo 3 richiede che i decreti determinino, in conformità alla leale cooperazione:
- i casi in cui è necessario il consenso della Regione direttamente interessata ;
- i casi in cui è necessario un accordo in seno alla Conferenza Unificata ; e
- le modalità in base alle quali il Governo può esercitare poteri sostitutivi ai sensi dell’articolo 120 della Costituzione. [L]
Questa richiesta è decisamente più forte di un generico obbligo di “ascoltare le Regioni”.
Ciò significa che la partecipazione del governo territoriale è integrata in entrambi i seguenti aspetti:
a monte , quando viene redatta l’architettura normativa nazionale; e
a valle , dove i futuri decreti individuano circostanze specifiche del progetto che richiedono un accordo regionale o intergovernativo.
Il preciso equilibrio a valle viene deliberatamente lasciato ai decreti.
2.7 La Conferenza Unificata rappresenta quindi una vera e propria porta d’accesso al programma.
La Conferenza Unificata riunisce la Conferenza Stato-Regioni e la Conferenza Stato-Città e Autonomie Locali. Per la delegazione nucleare, la sua importanza non è solo consultiva.
L’articolo 1 richiede espressamente l’indicazione prima di ogni decreto legislativo. [L]
Ciò crea un’importante differenza rispetto al parere del Consiglio di Stato. La legge prevede un periodo di 45 giorni per il Consiglio di Stato e stabilisce espressamente che il Governo può procedere dopo la scadenza di tale periodo. L’accordo della Conferenza Unificata è formulato in modo diverso: la legge ne richiede la preventiva acquisizione.
Ciò non significa che gli attori territoriali acquisiscano un potere costituzionale permanente per impedire indefinitamente ogni possibile decreto. Il diritto pubblico italiano prevede meccanismi per affrontare il fallimento degli accordi intergovernativi e il futuro quadro normativo dovrà operare all’interno di una più ampia dottrina costituzionale. Tuttavia, da un punto di vista della gestione del programma, trattare la Conferenza Unificata come una fase di consultazione irrilevante sarebbe giuridicamente rischioso.
Implicazione pratica
Redigere i decreti attuativi all’interno del MASE e presentare un testo completo alle Regioni al termine del periodo di dodici mesi creerebbe rischi evitabili in termini di tempistiche e contenziosi.
La negoziazione intergovernativa deve avvenire durante , e non dopo, la fase di stesura.
2.8 La consultazione istituzionale del 30 luglio 2025 ha anticipato la controversia centrale
La consultazione intergovernativa formale sulla bozza originale del governo aveva già evidenziato le aree in cui si sarebbe concentrato il conflitto territoriale.
Il 30 luglio 2025 , la Conferenza delle Regioni e delle Province Autonome è passata da una precedente valutazione tecnica negativa a una posizione istituzionale favorevole a maggioranza, a condizione che si richiedesse una maggiore partecipazione regionale e un accordo sui futuri decreti attuativi . Sardegna, Toscana e Umbria hanno mantenuto posizioni negative. Anche l’ANCI, in rappresentanza dei comuni, ha sostenuto il quadro, a condizione di un maggiore coinvolgimento dei comuni nella consultazione e nella valutazione delle compensazioni territoriali. Il rappresentante del Governo ha accettato le condizioni istituzionali durante i lavori della Conferenza Unificata. [G]
Questo episodio è importante perché la preoccupazione sollevata dalle istituzioni territoriali non si limitava al sostegno o all’opposizione ideologica alla fissione. Gran parte della disputa istituzionale riguardava chi avrebbe detenuto un potere procedurale significativo nella stesura delle norme dettagliate e nella successiva valutazione dei siti .
Il testo parlamentare definitivo ha successivamente incorporato un accordo obbligatorio della Conferenza Unificata per i decreti e una più ampia disposizione di cooperazione leale per i futuri accordi regionali. [L][G]
La storia istituzionale indica pertanto che la partecipazione territoriale non fu un emendamento incidentale, bensì divenne parte integrante dell’accordo giuridico strutturale alla base della delega.
2.9 Regioni a statuto speciale e province autonome
L’articolo 4 contiene una clausola di salvaguardia specifica per le Regioni con statuto speciale e le Province Autonome di Trento e Bolzano.
La legge e i relativi decreti attuativi si applicano ad essi in modo compatibile con i rispettivi statuti e disposizioni attuative , tenendo conto anche della Legge Costituzionale n. 3/2001. [L]
Questa disposizione è importante perché una legge ordinaria sulla delega non può cancellare silenziosamente le competenze protette da statuti speciali di livello costituzionale.
Ciò non implica, tuttavia, un diritto di veto nucleare generalizzato per ogni territorio soggetto a statuto speciale.
L’effettiva divisione delle competenze dipenderà da:
- lo statuto di autonomia specifica;
- la relativa legislazione attuativa;
- sia che la questione riguardi l’energia, l’ambiente, la pianificazione territoriale, la salute, i trasporti o qualsiasi altra materia;
- se la competenza statale in questione sia esclusiva;
- il principio costituzionale di leale cooperazione;
- il meccanismo preciso stabilito dai decreti attuativi.
Pertanto, lo status di statuto speciale aumenta la necessità di un’analisi giuridica specifica per tale statuto ; non supporta la conclusione generica secondo cui una Regione a statuto speciale possa escludere automaticamente le infrastrutture nucleari nazionali attraverso una risoluzione politica unilaterale.
Requisiti del programma
Prima che qualsiasi sito di screening nazionale raggiunga lo status di sito candidato in una Regione a statuto speciale o in una provincia autonoma, il Governo dovrebbe mantenere una matrice di competenze dedicata che identifichi:
- Poteri esclusivi dello Stato;
- poteri legislativi regionali/provinciali;
- trasferì le funzioni amministrative;
- accordi richiesti;
- competenze di pianificazione;
- funzioni ambientali e paesaggistiche;
- responsabilità in materia di protezione civile;
- Percorsi giudiziari disponibili in caso di conflitto di competenze.
Questa analisi dovrebbe precedere il coinvolgimento degli sviluppatori, anziché essere eseguita dopo che un sito ha acquisito rilevanza politica. [U]
2.10 I comuni: politicamente indispensabili, costituzionalmente importanti, ma non costituiti come detentori assoluti del diritto di veto.
I comuni subiranno le conseguenze più immediate della scelta del sito, ma non godono dello stesso status legislativo costituzionale delle regioni.
L’atto istitutivo finale, tuttavia, attribuisce loro un ruolo ben definito.
Laddove il futuro sistema identifichi ex ante aree che possiedono le caratteristiche per ospitare impianti di generazione nucleare, del ciclo del combustibile o di smaltimento dei rifiuti, la legislazione richiede la consultazione dei comuni interessati . I decreti possono anche prevedere misure di promozione e sviluppo territoriale e devono affrontare gli impatti cumulativi laddove siano già presenti o autorizzati impianti energetici nello stesso territorio. [L]
L’articolo 3 richiede inoltre:
- ampia diffusione di informazioni per le popolazioni direttamente interessate;
- procedure di consultazione per tali popolazioni;
- Trasparenza nei confronti dei cittadini e delle amministrazioni locali in merito ai controlli sulla sicurezza nucleare e sulla radioprotezione. [L]
Ciò che la legge istitutiva definitiva non specifica è altrettanto importante.
Non stabilisce che:
- una votazione del consiglio comunale blocca automaticamente un reattore;
- un referendum consultivo locale ha automaticamente forza vincolante rispetto all’autorizzazione nazionale;
- ogni reattore deve nascere da un’autocandidatura comunale;
- Il rifiuto da parte di un comune comporta automaticamente la cessazione di tutte le procedure a livello nazionale.
Tali questioni dipenderanno dai decreti attuativi e dalle altre leggi applicabili.
La realtà politica può tuttavia rivelarsi più restrittiva della legge formale. Un progetto di reattore tecnicamente valido, imposto a un comune nonostante la forte opposizione locale, può generare contenziosi, resistenze urbanistiche, controversie in materia di consultazioni e incertezza finanziaria, anche laddove il comune non disponga di un formale potere di veto legale.
La distinzione tra autorità legale e licenza sociale deve pertanto rimanere ben visibile.
2.11 Una correzione critica: la “localizzazione volontaria” non è un concetto giuridico uniforme nella legge definitiva
La legge del 2026 viene talvolta descritta come l’istituzione di un sistema generale di candidatura volontaria.
Il testo finale è più preciso.
Per gli impianti di smaltimento di rifiuti radioattivi e combustibile esaurito
L’articolo 3 richiede esplicitamente che la futura disciplina della localizzazione prenda in considerazione la possibilità di autocandidature per:
- deposito temporaneo di scorie radioattive e combustibile esaurito;
- Smaltimento finale dei rifiuti radioattivi;
- Smaltimento finale del combustibile esaurito laddove non sia riprocessabile, riciclabile o riutilizzabile entro i limiti previsti dalla legge.
Richiede inoltre nuove procedure di valutazione ambientale strategica per gli strumenti di pianificazione pertinenti riguardanti le aree ammissibili. [L]
Per i nuovi reattori e altri impianti nucleari
Il testo definitivo stabilisce:
- futuri criteri di localizzazione;
- richieste presentate dai proponenti;
- consultazione comunale laddove le aree idonee siano individuate ex ante ;
- possibile promozione territoriale e relativa compensazione;
- Requisiti relativi alle informazioni demografiche e alla consultazione pubblica;
- meccanismi di cooperazione leale che coinvolgono le Regioni.
Ma non utilizza la stessa formulazione esplicita di “autocandidatura” per creare un regime completo di autocandidatura municipale per i reattori. [L]
La distinzione giuridica deve essere preservata in tutte le comunicazioni governative.
Formula corretta
Impianti di smaltimento dei rifiuti: esplicita possibilità legale di autocandidatura.
Reattori nucleari: futuro quadro di localizzazione guidato dai proponenti con consultazione territoriale e possibile compensazione; il grado esatto di volontarietà deve ancora essere stabilito per decreto.
Questa distinzione diventerà decisiva nel Capitolo 3, quando verranno esaminate le singole aree.
2.12 La consultazione pubblica è obbligatoria in linea di principio, ma la struttura esatta non è ancora definitiva.
L’articolo 3(cc) richiede informazioni capillari per le popolazioni direttamente interessate e procedure di consultazione . L’articolo 3(bb) richiede separatamente una campagna informativa nazionale sull’energia nucleare incentrata in particolare sulla sicurezza e sulla sostenibilità. [L]
Non si tratta di funzioni identiche.
Una campagna informativa nazionale è una forma di comunicazione governativa.
La consultazione in loco rappresenta una garanzia nel processo decisionale.
I due non dovrebbero essere fusi a livello istituzionale.
Un sistema di consultazione credibile dovrebbe consentire alla popolazione e alle autorità territoriali di esaminare, come minimo:
- la tecnologia proposta;
- siti alternativi;
- metodologia di selezione del sito;
- studi sismici e idrogeologici;
- fabbisogno di acqua di raffreddamento;
- impatti ambientali;
- disposizioni di emergenza;
- vie di trasporto;
- strategia per il combustibile esaurito e i rifiuti;
- Occupazione prevista nel settore edile;
- impiego a tempo indeterminato;
- effetti sulla proprietà e sull’uso del suolo;
- requisiti infrastrutturali locali;
- proposte di risarcimento;
- obblighi di smantellamento.
[IN]
Anche la storia parlamentare è rilevante. Durante il processo legislativo si è discusso di proposte per un meccanismo di dibattito pubblico obbligatorio più ampio, ma queste non sono diventate il modello normativo definitivo. Di conseguenza, il principio fondamentale della legge definitiva è l’informazione e la consultazione , mentre la forma dettagliata deve ancora essere definita; non si deve quindi presentare la questione come se il Parlamento avesse già adottato un modello nazionale di dibattito pubblico sul modello francese per ciascun reattore proposto. [L]
Ciò comporta un’importante scelta progettuale per i decreti.
Un processo di notifica e commento minimo potrebbe non soddisfare pienamente la delega letterale e creare rischi di natura costituzionale o amministrativa. Un processo strutturato che consenta l’acquisizione di prove, l’analisi di alternative e risposte governative motivate fornirebbe una documentazione amministrativa più difendibile. [U]
2.13 Risarcimento: previsto per legge, non ancora quantificato
La legge definitiva consente esplicitamente che il futuro quadro normativo imponga all’operatore nucleare autorizzato di partecipare alla promozione, allo sviluppo e alla valorizzazione del territorio ospitante .
Prevede la considerazione dei seguenti aspetti:
- compensazione ambientale;
- compensazione territoriale;
- compensazione economica.
Tali misure verrebbero determinate in relazione all’autorizzazione e finanziate dai proponenti del progetto , non automaticamente dai bilanci regionali generali. [L]
La legge istitutiva non specifica:
- una formula €/MW;
- una percentuale del CAPEX;
- un canone di hosting annuale;
- elettricità gratuita;
- tariffe elettriche ridotte;
- ripartizione delle imposte;
- equità municipale;
- proprietà comunitaria;
- fondi per le infrastrutture;
- durata dei pagamenti.
Pertanto, le cifre riportate prima dei decreti sarebbero da considerarsi proposte politiche, non diritti legali esistenti.
Anche il risarcimento deve essere separato dalla sicurezza.
Un beneficio della comunità ospitante non può legalmente sostituire:
- conformità alla sicurezza nucleare;
- Risultati della valutazione di impatto ambientale;
- qualificazione sismica;
- protezione radiologica;
- approvazione dell’autorità di regolamentazione.
Il futuro regime dovrebbe pertanto mantenere una chiara separazione istituzionale tra:
idoneità tecnica del sito
E
distribuzione dei benefici territoriali una volta valutato un sito tecnicamente idoneo.
Altrimenti, il risarcimento potrebbe essere percepito come l’accettazione, tramite acquisto, di un sito che non ha ancora soddisfatto i criteri di sicurezza. [U]
2.14 I meccanismi di compensazione preesistenti forniscono esperienza, ma non una formula automatica per le nuove costruzioni
L’Italia ha già esperienza in materia di compensazione territoriale relativa a impianti nucleari dismessi.
Ad esempio, il processo di smantellamento in corso a Caorso ha generato misure territoriali per i comuni dell’area interessata, e la Tavola della Trasparenza 2026 ha descritto un accordo che mette a disposizione risorse per la riqualificazione della Media Pianura Padana, compresi i fondi derivanti da compensazioni ambientali ai sensi della legislazione preesistente. [G]
Questi accordi forniscono esperienza istituzionale in:
- distribuire i benefici tra più comuni;
- definizione dei territori interessati;
- collegare i pagamenti alle attività nucleari pregresse;
- mantenimento delle strutture locali di trasparenza.
Non dovrebbero, tuttavia, essere importati meccanicamente nella legislazione relativa alle nuove costruzioni.
Un nuovo reattore rappresenta un bene economico, un periodo di rischio e una struttura di ricavi diversi rispetto alla dismissione di un impianto chiuso.
I futuri decreti richiederanno pertanto uno specifico modello di compensazione per le nuove costruzioni, anziché presumere che i pagamenti pregressi relativi al nucleare risolvano il problema.
2.15 MASE: responsabile della polizza e futuro punto di svolta amministrativo
Il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica occupa la posizione centrale nell’assetto governativo che si sta delineando.
Ai sensi del DDL 1924:
- I decreti legislativi sono proposti dal Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica;
- Il programma nazionale deve essere creato nell’ambito del quadro delegato;
- Si prevede che la futura legislazione organizzerà processi di autorizzazione integrati;
- Il MASE rimane il ministero nazionale responsabile dell’indirizzo della politica energetica e delle principali funzioni ambientali. [L]
Il MASE dovrebbe pertanto essere inteso come il fulcro del programma e della politica amministrativa , non come un sostituto di un organismo di regolamentazione indipendente per la sicurezza nucleare.
Tale separazione è essenziale.
Il ministero avrà un interesse istituzionale nell’attuazione della politica energetica nazionale. L’organismo di controllo della sicurezza deve essere in grado di concludere che un progetto, un sito o una condizione operativa proposti siano inaccettabili, anche laddove il progetto sia una priorità governativa.
La procedura integrata dovrebbe pertanto essere strutturata come segue:
un percorso amministrativo coordinato
piuttosto che:
un’unica istituzione che esercita ogni giudizio sostanziale.
2.16 ISIN rimane l’autorità esistente per la sicurezza nucleare al momento del taglio
Al 26 settembre 2026, l’ISIN – Ispettorato Nazionale per la Sicurezza Nucleare e la Radioprotezione – rimane l’organismo di regolamentazione italiano esistente nel campo della sicurezza nucleare e della radioprotezione .
L’ISIN descrive le sue attuali responsabilità come comprendenti attività tecniche e regolamentari riguardanti impianti nucleari, rifiuti radioattivi e combustibile esaurito, materiale nucleare, sorgenti radioattive e trasporto, nonché ispezione, controllo e partecipazione alle strutture europee e internazionali per la sicurezza nucleare. Partecipa a ENSREG, WENRA e ai pertinenti meccanismi di esperti di Euratom. [G]
La delega del 2026 consente:
- riorganizzazione degli enti esistenti;
- possibile soppressione o ridistribuzione delle funzioni;
- valutazione dell’istituzione di una nuova autorità amministrativa indipendente per la sicurezza nucleare.
Non stabilisce di per sé quella nuova autorità. [L]
Durante la seduta finale del Senato, un ordine del giorno invitava il Governo, qualora avesse istituito una nuova autorità, a preservare e potenziare le competenze tecniche e regolamentari accumulate all’interno dell’ISIN e di altre istituzioni pubbliche. Questa è una prova rilevante della preoccupazione parlamentare per la continuità istituzionale, ma non equivale alla creazione della nuova autorità. [L]
rischio di transizione
La configurazione istituzionale più pericolosa sarebbe una transizione prolungata in cui:
- L’ISIN perde personale o autorità;
- l’autorità successore non è ancora pienamente operativa;
- I potenziali sviluppatori presentano dossier per importanti progetti di nuova costruzione;
- La responsabilità delle decisioni tecniche non è chiara.
I decreti dovrebbero pertanto prevedere norme esplicite di continuità che riguardino:
- personale;
- autorizzazioni in sospeso;
- guide tecniche;
- ispezioni;
- applicazione della legge;
- rappresentanza internazionale;
- custodia dei documenti;
- finanziamenti;
- reclutamento.
[IN]
La transizione verso un nuovo ente regolatore non deve trasformarsi in un vuoto normativo in materia di licenze.
2.17 La sicurezza nucleare è una condizione di blocco sostanziale, non semplicemente un’altra opinione delle parti interessate
Il ruolo dell’organismo di controllo della sicurezza differisce sostanzialmente dalla posizione politica di una Regione o dalla risposta di un Comune a una consultazione.
Un’autorità di sicurezza applica criteri legali e tecnici.
Se un progetto o un sito non soddisfa i requisiti obbligatori di sicurezza nucleare, la questione non si risolve tramite compensazione territoriale o un accordo politico intergovernativo.
Di conseguenza, il sistema futuro deve differenziare:
| Istituzione | Natura dell’intervento |
|---|---|
| MASSE | programma, politica e autorizzazione amministrativa integrata |
| Autorità di regolamentazione della sicurezza nucleare | valutazione indipendente in materia di sicurezza tecnica e radioprotezione |
| Regione | partecipazione territoriale e settoriale costituzionalmente protetta |
| Comune | partecipazione della comunità ospitante, informazioni locali e interessi territoriali |
| autorità ambientale | valutazione ambientale ai sensi della legge applicabile |
| Sogin | gestore di smantellamento/deposito di sistemi preesistenti ai sensi della legge vigente |
| ARENA | Regolamentazione economica dei costi pregressi specifici del nucleare; ruolo futuro soggetto a legislazione |
| Proponente/gestore | Richiesta di progetto, finanziamento, costruzione e obblighi relativi al ciclo di vita |
L’esistenza di un’“autorizzazione integrata” non dovrebbe mai cancellare queste differenze funzionali.
2.18 ARERA: importante per l’economia nucleare tradizionale, non per l’ente regolatore della sicurezza nucleare
Il ruolo attuale di ARERA nel settore nucleare riguarda principalmente il trattamento economico e il riconoscimento di specifici costi pregressi relativi al nucleare , non la sicurezza dei reattori.
La delibera 261/2025/R/eel del giugno 2025 conferma che l’ARERA continua a determinare i costi nucleari associati allo smantellamento, alla chiusura del ciclo del combustibile e alle relative attività di Sogin utilizzando criteri di efficienza economica. La delibera rileva inoltre che, a partire dal 2023 , tali costi nucleari hanno cessato di essere sostenuti direttamente dagli utenti di energia elettrica e sono diventati oneri a carico del bilancio statale , mentre l’ARERA ha mantenuto le proprie funzioni di determinazione dei costi. [G]
La stessa decisione riporta che, ai sensi dell’articolo 26 del Decreto Legislativo n. 31/2010, Sogin è responsabile degli impianti nucleari a fine vita e del Deposito Nazionale e del Parco Tecnologico.
Per il programma di nuove costruzioni, il ruolo futuro di ARERA non è ancora stato definito completamente.
Le potenziali responsabilità future potrebbero includere i seguenti aspetti:
- trattamento del mercato dell’energia elettrica;
- entrate regolamentate;
- impatto sui clienti;
- meccanismi tariffari;
- interazione con infrastrutture regolamentate.
Ma finché la legislazione delegata non assegnerà tali poteri, sarebbe scorretto descrivere l’ARERA come il futuro ente regolatore economico dei nuovi progetti nucleari nello stesso modo in cui attualmente esamina i costi di smantellamento degli impianti preesistenti. [U]
2.19 Sogin: operatore legacy e sviluppatore del repository, non automaticamente il futuro operatore del reattore
L’attuale missione istituzionale di Sogin riguarda la chiusura del ciclo nucleare storico italiano .
In base alla legislazione e alla prassi regolamentare vigenti, le sue responsabilità includono:
- mantenere in sicurezza i siti nucleari dismessi;
- smantellamento di ex impianti nucleari;
- gestione dei rifiuti radioattivi associati;
- Attività di chiusura per il ciclo storico del combustibile;
- Localizzazione, progettazione, costruzione e futura gestione del Deposito Nazionale e del Parco Tecnologico. [G]
Sogin ha inoltre sviluppato delle Tavole della Trasparenza regionali strutturate attorno ai siti contaminati. Nel 2026 queste sono proseguite in Piemonte, Emilia-Romagna e Campania, coinvolgendo governi regionali, comuni, ISIN, enti ambientali, istituzioni sanitarie e parti interessate. [G]
Questi meccanismi rappresentano una risorsa istituzionale già esistente per la trasparenza.
Ciò non significa che Sogin diventi automaticamente:
- acquirente di nuovi reattori;
- proprietario della futura flotta di generazione nucleare;
- autorità di rilascio delle licenze per le nuove costruzioni;
- ente regolatore della sicurezza.
Un eventuale ruolo futuro di questo tipo richiederebbe una base giuridica separata.
2.20 La distinzione tra localizzazione del reattore e localizzazione del deposito deve essere mantenuta
Un errore di governance ricorrente è quello di unire l’opposizione al Deposito Nazionale all’opposizione ai nuovi reattori di generazione .
I due processi implicano differenze:
- basi giuridiche;
- tecnologie;
- pericoli;
- requisiti relativi al terreno;
- strutture economiche;
- effetti della comunità ospite;
- operatori;
- cronologie.
Una Regione può opporsi al National Repository pur non prendendo una posizione formale su un futuro SMR.
Una regione può sostenere la ricerca e lo sviluppo nell’industria nucleare pur opponendosi all’utilizzo di uno specifico ex sito nucleare.
Un comune può rifiutare un sito di smaltimento rifiuti ma in seguito prendere in considerazione la costruzione di un impianto energetico, o viceversa.
Il programma nazionale dovrebbe pertanto mantenere registri separati delle posizioni territoriali per:
- nuovi reattori di generazione;
- impianti del ciclo del combustibile;
- deposito temporaneo di combustibile esaurito/rifiuti radioattivi;
- Archivio nazionale;
- futuro smaltimento geologico;
- smantellamento di impianti preesistenti.
Senza questa separazione, la mappatura politica diventa analiticamente fuorviante.
2.21 Posizioni regionali documentate sul quadro nucleare 2025-2026
La tabella seguente include solo le posizioni supportate da documenti istituzionali identificabili disponibili alla data di riferimento del rapporto.
| Territorio | Posizione documentata | Ambito di applicazione | Conseguenze legali |
|---|---|---|---|
| Sardegna | La Regione si è formalmente opposta al disegno di legge attuativo nel luglio 2025 e ha mantenuto la sua posizione negativa anche quando la Conferenza delle Regioni ha adottato una posizione condizionale a maggioranza. Ha contestato in particolare la presunta debolezza delle garanzie in materia di coinvolgimento territoriale e localizzazione degli impianti. | DDL / nuovo quadro nucleare | Opposizione politica e istituzionale; non costituisce di per sé un divieto territoriale giuridicamente vincolante . |
| Toscana | La Regione ha votato contro la delegazione nucleare alla Conferenza delle Regioni del 30 luglio 2025, citando la mancanza di una programmazione sufficientemente condivisa tra Stato e Regione e le preoccupazioni relative ai criteri di localizzazione/economici. | DDL / nuovo quadro nucleare | Opposizione istituzionale regionale formale; tale votazione non ha comportato un veto automatico. |
| Umbria | La Regione ha espresso un parere negativo sulla delegazione e ha dichiarato pubblicamente la propria opposizione sia agli impianti di fissione che agli impianti di stoccaggio di rifiuti radioattivi nella regione; il governo regionale ha inoltre annunciato la propria disponibilità a impugnare la legislazione dinanzi alla Corte Costituzionale. | DDL / reattori / repository | Posizione politica e intenzione di ricorrere in giudizio. L’annuncio in sé non costituisce una sentenza della Corte Costituzionale e non stabilisce un divieto regionale di natura legale. |
| Lombardia | Le misure adottate dal Consiglio regionale sostengono una filiera di fornitura di tecnologie nucleari avanzate, la mappatura delle imprese, la ricerca, la qualificazione industriale, la partecipazione a Euratom e la formazione specializzata. | Politica industriale/di ricerca | Prove del sostegno delle politiche industriali. Non prove del consenso ad ospitare un reattore. |
| Emilia-Romagna | L’ordinanza regionale adottata il 23 dicembre 2025 impone alla Giunta di raggiungere un accordo con il Governo per escludere un ritorno dell’attività nucleare nell’ex sito di Caorso e di proseguire con il percorso di smantellamento e riqualificazione. | Sito specifico dell’ex reattore | Opposizione istituzionale specifica per il sito. Non equivale a un divieto regionale giuridicamente vincolante di tutte le attività nucleari in Emilia-Romagna. |
Queste evidenze dimostrano che un programma nazionale italiano si scontrerà con diverse tipologie di dinamiche territoriali , non con una singola divisione Nord-Sud o tra governo e opposizione.
2.22 Sardegna: due rifiuti separati non devono essere confusi
La Sardegna offre l’esempio più chiaro del perché sia necessaria la separazione delle questioni.
Nel dicembre 2024 , la Regione ha documentato una posizione istituzionale unanime contraria all’ubicazione del Deposito Nazionale sull’isola. Sedici comuni associati alle otto aree individuate hanno partecipato al processo regionale e la Regione ha citato preoccupazioni di natura ambientale, paesaggistica, agricola e di approvvigionamento idrico. [G]
Nel luglio 2025 , la Sardegna si è opposta separatamente alla più ampia delegazione nucleare del governo, criticando la governance e il ruolo territoriale proposti per le Regioni. [G]
Si tratta dunque di due posizioni distinte e documentate:
Rifiuto del deposito
e
opposizione al nuovo quadro legislativo sul nucleare.
Lo status speciale della Sardegna aggiunge un’ulteriore dimensione giuridica, poiché l’articolo 4 della delega preserva il quadro di competenza previsto dallo statuto speciale. Tuttavia, anche considerati nel loro insieme, questi fattori non dovrebbero essere riformulati semplicisticamente come un incontestabile “veto sardo” costituzionale su tutte le possibili misure nucleari nazionali.
Qualsiasi futuro progetto in Sardegna richiederebbe un’analisi specifica ai sensi di una legge speciale e della Costituzione.
2.23 Toscana: l’opposizione istituzionale si è concentrata in modo sostanziale sulla governance
La posizione ufficiale della Toscana del luglio 2025 si opponeva alla delegazione e criticava l’assenza, a suo avviso, di una programmazione sufficientemente condivisa e di un processo decisionale strutturato tra Stato e Regione.
La Regione ha specificamente collegato la sua opposizione a:
- partecipazione territoriale;
- metodologia di localizzazione;
- sostenibilità economica;
- il ruolo delle Regioni nelle questioni che coinvolgono competenze concorrenti. [G]
Il significato per il programma nazionale è tanto procedurale quanto politico.
Un futuro governo non dovrebbe dedurre che l’adozione di procedure di cooperazione leale più rigorose comporti automaticamente l’accettazione da parte della Toscana di un reattore. Né dovrebbe dedurre che il voto negativo della Toscana nel 2025 conferisca alla Regione un diritto di veto unilaterale per legge.
Dai documenti ufficiali si evince un quadro più ristretto: la Toscana si è formalmente opposta alla delegazione nel 2025, individuando nella governance Stato-Regione uno dei motivi di tale posizione.
2.24 Umbria: rifiuto esplicito e ricorso costituzionale annunciato
La posizione dell’Umbria è stata tra le più esplicite.
Il 29 luglio 2025 , la Regione ha espresso parere negativo e ha dichiarato pubblicamente la propria opposizione sia agli impianti di fissione che ai depositi di scorie radioattive in Umbria. L’assessore regionale all’ambiente e all’energia ha inoltre annunciato la disponibilità della Regione a impugnare la normativa direttamente dinanzi alla Corte costituzionale. [G]
Tale dichiarazione relativa al contenzioso deve essere riportata con precisione.
Si trattava di un’intenzione dichiarata , non di una controversia costituzionale sottoposta a giudizio.
Alla data di riferimento, ciò dimostra quindi un elevato rischio di contenzioso, ma non si dovrebbe dare per scontato che la Corte costituzionale abbia già accolto un ricorso dell’Umbria o sospeso la normativa.
È proprio questo il tipo di distinzione che il registro dei rischi legali del programma nazionale deve mantenere.
2.25 Emilia-Romagna: Caorso non è automaticamente un sito nucleare riutilizzabile
L’ordinanza dell’Emilia-Romagna del dicembre 2025 è importante per la futura schermatura del sito.
L’Assemblea regionale ha incaricato la Giunta di cercare un accordo con il Governo volto a escludere il ritorno della produzione di energia nucleare nell’ex sito di Caorso , di continuare a monitorare lo smantellamento attraverso le Tabelle di trasparenza e di sostenere la riqualificazione alternativa basata sulle energie rinnovabili e sull’idrogeno. [G]
L’ordinanza dimostra che l’uso storico di armi nucleari non crea un consenso territoriale attuale.
Caorso possiede caratteristiche che potrebbero renderlo rilevante ai fini di un’analisi tecnica — collegamenti alla rete elettrica preesistenti, infrastrutture industriali e storia nucleare — ma la documentazione istituzionale regionale contiene un’esplicita obiezione specifica relativa al sito.
Il capitolo 3 deve pertanto classificare separatamente il potenziale di riutilizzo tecnico e l’accettabilità territoriale .
Nessuna ex centrale nucleare dovrebbe essere automaticamente riclassificata come sito prioritario solo perché vi era presente un reattore prima del 1987.
2.26 Lombardia: il sostegno industriale non equivale al sostegno all’insediamento
In Lombardia è possibile che si verifichi l’errore analitico opposto.
Le misure regionali sostengono:
- mappatura delle capacità industriali legate al nucleare;
- Qualifica e certificazione aziendale;
- ricerca nucleare;
- tecnologia avanzata;
- partecipazione ai programmi Euratom ed europei di riduzione delle radiazioni su piccola scala;
- sviluppo di una forza lavoro specializzata. [G]
Ciò dimostra un approccio proattivo da parte dell’industria e della ricerca nei confronti delle tecnologie nucleari avanzate.
Non stabilisce:
- selezione di un sito per un reattore in Lombardia;
- accordo da parte di un comune per ospitare un reattore;
- approvazione ambientale;
- autorizzazione regionale per uno specifico progetto di nuova costruzione.
Pertanto, la relazione non classificherà la Lombardia come regione ospitante automaticamente consenziente solo perché il suo governo sostiene una filiera industriale nucleare.
2.27 L’opposizione al repository in altre regioni deve rimanere nella categoria del repository
Diverse altre posizioni territoriali appartengono specificamente al processo del Deposito Nazionale.
La Puglia , ad esempio, ha formalmente appoggiato i comuni che si oppongono alle ubicazioni proposte per i depositi, basando tale posizione su analisi tecniche e territoriali regionali. [G]
Il Lazio ha assunto posizioni istituzionali contrarie alle proposte di ubicazione dei depositi nazionali nelle aree di Viterbo/Tuscia.
Questi dati dimostrano la difficoltà politica di individuare i siti adatti per la gestione dei rifiuti.
In assenza di prove separate, non dimostrano che ciascuna di queste regioni abbia adottato una posizione identica nei confronti di ogni possibile futura tecnologia di reattore o sito di produzione di energia.
Questa distinzione diventa particolarmente importante perché il Capitolo 3 valuterà i grandi siti industriali e i siti storici al di fuori del processo di gestione del repository CNAI.
2.28 Il rifiuto a livello regionale non può essere analizzato senza il rifiuto a livello comunale
Le posizioni nel governo regionale rappresentano solo uno dei livelli.
Un potenziale sito può incontrare opposizione da parte di:
- il comune ospitante;
- comuni limitrofi;
- province o autorità metropolitane;
- governo regionale;
- assemblea legislativa regionale;
- autorità sanitarie locali;
- autorità di bacino;
- autorità del parco;
- agenzie ambientali regionali;
- autorità preposte alla tutela del patrimonio;
- società civile organizzata;
- proprietari terrieri.
Non tutti questi soggetti possiedono la stessa autorità legale.
Ma insieme possono creare un effetto cumulativo sul calendario anche quando nessuno di loro detiene individualmente un diritto di veto statutario incondizionato.
Un processo di localizzazione serio dovrebbe pertanto mappare il raggio d’azione funzionale dell’opposizione istituzionale , e non solo la delibera del consiglio comunale del comune ospitante.
Ad esempio, le infrastrutture per l’acqua di raffreddamento, le linee di trasmissione, i corridoi per il trasporto di carichi eccezionali e i piani di emergenza possono estendersi oltre il comune in cui si trova la centrale nucleare.
Un “comune di volontari” non può di per sé neutralizzare i legittimi interessi dei territori circostanti.
2.29 Prima di procedere a un collegamento irreversibile tra fornitore e sito, è necessario effettuare una consultazione territoriale.
Una delle strutture di programma più dannose sarebbe:
- Seleziona un fornitore;
- annunciare un sito ex nucleare o termico preferito;
- negoziare il finanziamento;
- quindi iniziare la consultazione territoriale.
A quel punto, la consultazione verrebbe ragionevolmente percepita come una richiesta di approvazione per un risultato predeterminato.
Il quadro giuridico supporta invece una sequenza in cui:
Requisiti tecnologici nazionali → criteri di preselezione del sito → dialogo territoriale → indagine dettagliata del sito → selezione del progetto → autorizzazione
rimanere sufficientemente distinti da consentire alternative reali.
Ciò non obbliga lo Stato a concedere forza determinante a ogni preferenza locale.
Richiede che la documentazione amministrativa dimostri che la consultazione è avvenuta mentre le alternative erano ancora in grado di influenzare la decisione. [U]
Tale principio è importante sia per la cooperazione leale prevista dalla Costituzione, sia per la difendibilità dinanzi ai tribunali amministrativi.
2.30 L’articolo 120 prevede che i poteri sostitutivi costituiscano un meccanismo eccezionale, non una semplice scorciatoia per la localizzazione.
La legge istitutiva richiede espressamente che i futuri decreti definiscano le modalità per i poteri sostitutivi del Governo ai sensi dell’articolo 120 della Costituzione . [L]
Questa disposizione non deve essere interpretata come la creazione di un meccanismo di routine attraverso il quale l’esecutivo nazionale possa scavalcare qualsiasi disaccordo regionale.
I poteri sostitutivi previsti dall’articolo 120 operano entro i limiti costituzionali e nel rispetto del principio di leale cooperazione.
Per la progettazione di un programma nucleare, è quindi necessario distinguere tre fasi:
- negoziazione e procedura cooperativa ordinaria;
- identificazione formale del persistente disaccordo istituzionale;
- Solo laddove sussistano le condizioni previste dalla legge e dalla Costituzione, è possibile ricorrere a un’azione sostitutiva.
L’utilizzo prematuro di poteri sostitutivi creerebbe proprio quel rischio di contenzioso che l’architettura cooperativa intende ridurre.
Di conseguenza, un programma di lavoro non dovrebbe mai presupporre che un disaccordo regionale possa essere convertito in un intervallo di deroga fisso di 30 o 60 giorni, a meno che i decreti definitivi non stabiliscano legalmente tale meccanismo e questo superi il vaglio di costituzionalità.
2.31 “Veto” è il termine generico sbagliato per indicare il processo di approvazione.
Il sistema di governo contiene diverse tipologie di effetti giuridici.
| Strumento | Effetto | Può bloccare/ritardare il progetto? |
|---|---|---|
| Rifiuto della sicurezza nucleare | Barriera tecnico-legale vincolante | SÌ |
| Decisione negativa in merito alla valutazione di impatto ambientale (VIA). | A seconda della legge applicabile, può impedire l’autorizzazione allo sviluppo | SÌ |
| Accordo Stato-Regione richiesto | Porta cooperativa giuridicamente rilevante | Potenzialmente , nel rispetto dei meccanismi di risoluzione dei conflitti previsti dalla legge. |
| Conferenza unificata sull’attuazione dei decreti | Requisito obbligatorio del processo legislativo a monte | Sì, come una fase importante del processo di decreto. |
| Competenza prevista da statuto speciale | Potrebbe essere necessario un ulteriore supporto legale/amministrativo. | Potenzialmente |
| Consultazione comunale | Deve influenzare il verbale amministrativo, ma non costituisce un diritto di veto assoluto. | È possibile ritardare/contestare; non si tratta di un veto automatico. |
| risoluzione politica regionale | Posizione politica/istituzionale | Nessun divieto legale automatico |
| Mozione del consiglio comunale | Prove politiche/amministrative locali | Non esiste un veto automatico previsto dalla legge nazionale, a meno che una legge specifica non disponga tale effetto. |
| Sentenza della Corte costituzionale | Può invalidare la legislazione | SÌ |
| TAR/Consiglio di Stato ruling | Può annullare o sospendere gli atti amministrativi qualora sussistano le condizioni di legge. | SÌ |
| Campagna/protesta pubblica | Vincolo politico/sociale | Nessun veto legale diretto, potenziale impatto significativo sull’esecuzione. |
| negoziazione della retribuzione | Strumento territoriale/economico | Può ritardare l’accordo, ma non può porre rimedio alla non conformità in materia di sicurezza. |
Questa matrice è più accurata rispetto alla descrizione dell’Italia come dotata di un sistema nucleare “centralizzato” o di un sistema con “veto locale”.
2.32 Il contenzioso amministrativo costituirà un rischio normale del programma, non un evento eccezionale.
Una futura autorizzazione per un reattore italiano produrrebbe una complessa documentazione amministrativa comprendente:
- criteri di localizzazione;
- valutazione ambientale;
- vincoli paesaggistici;
- permessi per l’utilizzo dell’acqua;
- infrastrutture di rete;
- approvvigionamento;
- consultazioni;
- accordi regionali;
- atti comunali;
- determinazioni in materia di sicurezza nucleare;
- pianificazione delle emergenze.
Qualsiasi atto materialmente viziato può costituire la base per un contenzioso amministrativo.
Le possibili rivendicazioni potrebbero riguardare:
- mancanza di competenza;
- omissione procedurale;
- ragionamento inadeguato;
- valutazione ambientale difettosa;
- mancata valutazione delle alternative;
- partecipazione pubblica insufficiente;
- mancato ottenimento di un accordo legalmente richiesto;
- incoerenza con la pianificazione territoriale;
- tutela del paesaggio o del patrimonio culturale;
- trattamento diseguale tra i siti candidati;
- mancata divulgazione o considerazione di prove tecniche pertinenti.
[IN]
La risposta appropriata non è eliminare il controllo giurisdizionale. È piuttosto quella di costruire un quadro probatorio sufficientemente solido da impedire che il controllo giurisdizionale riveli vizi procedurali evitabili.
2.33 Il contenzioso costituzionale rimane un canale separato e potenzialmente più rilevante
Le regioni possono impugnare la legislazione statale direttamente dinanzi alla Corte costituzionale, nell’ambito del quadro costituzionale applicabile, qualora ritengano che violi le proprie competenze.
Viceversa, lo Stato può contestare la legislazione regionale che invade le competenze statali.
I casi relativi al nucleare del 2010-2011 dimostrano entrambi i lati di questa dinamica.
Le controversie costituzionali più plausibili nel nuovo quadro normativo riguardano:
- partecipazione regionale inadeguata;
- eccessivo tentativo regionale di vietare le infrastrutture nazionali;
- uso di poteri sostitutivi;
- competenze previste da statuti speciali;
- ripartizione dei poteri in materia ambientale rispetto a quelli in materia energetica;
- riprogettazione dell’autorità per la sicurezza nucleare;
- Una legge che si presume violi la dottrina costituzionale relativa al referendum.
[L/U]
Il programma dovrebbe pertanto considerare la Corte costituzionale non come una remota eventualità, ma come parte integrante del quadro di riferimento derivante dal precedente tentativo nucleare italiano.
2.34 L’organismo di regolamentazione stesso deve essere protetto dalle pressioni politiche territoriali e centrali.
Un processo di autorizzazione integrato e cooperativo crea il rischio di un’eccessiva negoziazione politica in merito alle valutazioni di sicurezza tecnica.
I futuri decreti dovrebbero esplicitare che nessuno dei due:
- accordo regionale,
- sostegno municipale,
- compensazione economica,
- Approvazione del Gabinetto,
- Approvazione del programma MASE,
può sostituire le valutazioni tecniche di sicurezza richieste dall’autorità di regolamentazione competente.
Ciò è particolarmente importante quando un comune si offre volontariamente o sostiene con forza un progetto. L’accettazione locale non può trasformare un sito sismicamente, idrologicamente o tecnicamente inadatto in un sito nucleare autorizzato.
Analogamente, il rifiuto a livello regionale non può obbligare l’autorità di regolamentazione a classificare come non sicuro un sito tecnicamente idoneo.
Gli ambiti normativo e politico devono convergere nell’autorizzazione finale, pur rimanendo analiticamente indipendenti.
2.35 Le agenzie ambientali regionali acquisiranno importanza operativa anche senza essere enti di regolamentazione nucleare.
La futura autorità nazionale per la sicurezza nucleare non opererà da sola.
Gli enti ambientali regionali svolgono già attività di monitoraggio e tecniche intorno ai siti nucleari dismessi. Le Tabelle di Trasparenza 2025 e 2026 di Sogin mostrano la partecipazione di enti quali ARPA Piemonte e ARPA Campania/ARPAC , insieme a ISIN e alle autorità regionali. [G]
Per le nuove costruzioni, le agenzie regionali possono diventare rilevanti per:
- radioattività ambientale di base;
- monitoraggio delle acque;
- monitoraggio dell’aria e del suolo;
- prove di valutazione ambientale;
- revisione tecnica regionale indipendente;
- monitoraggio di emergenza;
- dati pubblici.
Non vanno confusi con l’organismo nazionale di controllo della sicurezza nucleare, ma escluderli dalla struttura di monitoraggio significherebbe vanificare decenni di capacità istituzionale territoriale.
2.36 La pianificazione delle emergenze aggiunge un ulteriore livello di interdipendenza tra Stato e territorio
La pianificazione delle emergenze nucleari non può essere limitata al perimetro del reattore.
A seconda del progetto definitivo, della fonte di approvvigionamento e dei requisiti di pianificazione delle emergenze, l’implementazione può prevedere:
- Prefetture;
- Protezione civile;
- Regioni;
- comuni;
- sistemi sanitari;
- servizi antincendio;
- agenzie di contrasto;
- reti di monitoraggio ambientale;
- autorità dei trasporti
La struttura di autorizzazione definitiva deve pertanto garantire che le disposizioni di emergenza di un progetto siano fattibili non solo dal punto di vista tecnico, ma anche istituzionale.
Un sito non può essere considerato pronto per l’implementazione se il progetto del reattore è autorizzabile ma il territorio circostante è privo dei seguenti requisiti:
- accesso di emergenza praticabile;
- Modalità di notifica alla popolazione;
- capacità di monitoraggio;
- pianificazione dei servizi sanitari;
- predisporre le misure di evacuazione/alloggio ove necessario;
- protocolli di comando istituzionali.
Il capitolo 7 analizzerà questi requisiti fisici e di sicurezza.
2.37 La remunerazione dovrebbe essere sufficientemente trasparente da consentire il controllo della Corte dei conti.
Il futuro sistema di compensazione può di per sé generare rischi di governance.
Se negoziate caso per caso senza criteri trasparenti, diverse aree ospitanti potrebbero ricevere accordi sostanzialmente differenti, senza una base documentata.
Un quadro normativo di livello governativo dovrebbe pertanto specificare almeno:
- raggio geografico ammissibile;
- beneficiari;
- rapporto tra il comune ospitante e i comuni circostanti;
- Misure ambientali contro misure economiche;
- pagamenti una tantum contro pagamenti ricorrenti;
- indicizzazione;
- fonte di finanziamento;
- trattamento durante il periodo di interruzione dei lavori;
- cessazione o continuazione dopo l’arresto;
- relazione con la tassazione immobiliare;
- norme di audit e pubblicazione.
[IN]
La legislazione impone già ai proponenti dei progetti l’adozione di misure specifiche. I decreti dovrebbero impedire che queste si trasformino in accordi collaterali poco trasparenti.
La stessa regola dovrebbe applicarsi ai benefici infrastrutturali quali:
- strade;
- ammodernamenti della rete elettrica;
- sistemi idrici;
- centri di formazione;
- strutture di ricerca;
- accordi energetici locali.
Lo sviluppo territoriale può costituire un compenso legittimo. Dovrebbe rimanere soggetto a verifica.
2.38 La campagna informativa richiede una separazione istituzionale dalla consultazione
La legge impone una campagna informativa sulla sicurezza e la sostenibilità dell’energia nucleare.
Ciò crea una sfida di governance perché MASE è contemporaneamente:
- promotore della legislazione;
- futuro ministero del programma nazionale;
- coordinatore del quadro di autorizzazione.
Se la campagna informativa nazionale viene presentata come un’azione persuasiva piuttosto che come informazione pubblica basata sui fatti, le successive consultazioni in loco potrebbero risentirne in termini di credibilità istituzionale.
Il sistema dovrebbe pertanto distinguere almeno tre funzioni di comunicazione:
| Funzione | Scopo |
|---|---|
| Informazioni pubbliche nazionali | Spiegare le tecnologie, la legislazione, i rischi, i rifiuti e la struttura del programma. |
| Comunicazione regolamentare | Spiegare in modo autonomo i risultati delle verifiche di sicurezza, le ispezioni e le decisioni tecniche. |
| Consulenza in loco | Raccogliere e rispondere alle prove territoriali e alle obiezioni prima di prendere decisioni |
[IN]
L’autorità di regolamentazione dovrebbe comunicare in modo indipendente in materia di sicurezza.
Il proponente del progetto deve identificare in modo trasparente i propri interessi commerciali.
MASE dovrebbe chiarire quando sta illustrando le politiche governative anziché pubblicare risultati indipendenti in materia di sicurezza.
Questa distinzione assume particolare importanza alla luce della storia referendaria italiana.
2.39 Prima di iniziare una seria ricerca di siti, è necessario un database territoriale nazionale.
Lo Stato non dovrebbe basarsi su manifestazioni di interesse politico estemporanee come principale filtro geografico.
Il programma futuro richiede un’unica base di dati nazionale che includa:
- rischio sismico;
- guasti attivi;
- rischio idrogeologico;
- rischio di alluvioni;
- esposizione allo tsunami;
- disponibilità di acqua di raffreddamento;
- futuri stress climatici/idrici;
- aree protette;
- Vincoli della rete Natura 2000;
- Vincoli paesaggistici imposti dall’UNESCO;
- zone a valore agricolo;
- densità di popolazione;
- condizioni di accesso di emergenza;
- Nodi della rete a 380/220 kV;
- trasporto di carichi pesanti;
- porte;
- aree industriali dismesse;
- ex siti di produzione di energia;
- siti nucleari esistenti;
- vincoli militari/di sicurezza;
- incarichi istituzionali a livello regionale e comunale.
[IN]
Solo dopo questa verifica tecnica la disponibilità politica dovrebbe diventare un fattore di differenziazione del sito.
Altrimenti, l’interesse volontario potrebbe creare pressioni per indagare su luoghi che avrebbero già dovuto essere esclusi per motivi fisici.
2.40 Il rifiuto territoriale dovrebbe quindi essere classificato in base alla sua forza giuridica
Ai fini della gestione dei programmi, un futuro “pannello di controllo delle posizioni regionali” non dovrebbe utilizzare esclusivamente i colori verde/rosso.
Come minimo, ogni posizione deve essere codificata come:
| Codice | Senso |
|---|---|
| P1 | dichiarazione politica pubblica |
| P2 | Mozione del consiglio comunale o regionale |
| P3 | Formal Giunta/regional administrative position |
| P4 | Posizione adottata nella procedura istituzionale Stato-Regione |
| L1 | Ricorso amministrativo presentato |
| L2 | Ricorso diretto alla Corte Costituzionale |
| L3 | Sospensione giudiziaria provvisoria |
| L4 | Sentenza definitiva che incide sul programma |
| C1 | Informazioni richieste non divulgate |
| C2 | conflitto di competenza previsto da statuti speciali |
| T1 | Obiezione tecnica ambientale/di sicurezza |
| T2 | Criteri di esclusione tecnica dal sito |
[IN]
Ciò impedisce che un comunicato stampa venga equiparato a una sentenza definitiva e, viceversa, impedisce che un’obiezione giuridica tecnicamente rilevante venga liquidata come generica opposizione politica.
2.41 Architettura di governance necessaria prima che il primo sito possa diventare “preferito”
Il programma nazionale non dovrebbe conferire lo status di sito preferenziale fino al completamento dei seguenti lavori istituzionali.
| Requisito | Situazione al 26 settembre 2026 | Richiesto prima della decisione sulla sede preferita |
|---|---|---|
| Decreti attuativi | Non adottato | SÌ |
| Regole che definiscono l’intenzione della Regione/Conferenza Unificata | Non definitivo | SÌ |
| Architettura dell’autorità per la sicurezza nucleare | Non definitivo | SÌ |
| Criteri del sito nazionale | Non definitivo | SÌ |
| Procedura di consultazione comunale | Principio promulgato; mancano i dettagli. | SÌ |
| Procedura di consultazione della popolazione | Principio promulgato; mancano i dettagli. | SÌ |
| Metodologia di compensazione | Principio attuato; formula mancante | Preferibilmente sì |
| Matrice di competenze previste dalla legge speciale | Non a livello di programma | Sì, ove pertinente. |
| Interfaccia procedurale VIA/SEA | Legge vigente + integrazione futura necessaria | SÌ |
| interfaccia di pianificazione delle emergenze | Istituzioni esistenti; sono necessarie norme per le nuove costruzioni | SÌ |
| Protocollo di gestione del contenzioso | Nessun quadro programmatico dedicato | Consigliabile |
| Registro trasparente delle posizioni territoriali | Non stabilito | Consigliabile |
Fino a quando questi elementi non saranno presenti, individuare un “sito italiano preferenziale per un SMR” sarebbe politicamente possibile ma istituzionalmente prematuro.
2.42 Responsabilità minime nel futuro sistema di autorizzazione
Un’architettura finale credibile dovrebbe assegnare le responsabilità approssimativamente come segue, fatte salve le disposizioni dei decreti attuativi.
| Attore | Responsabilità principale | Non deve essere confuso con |
|---|---|---|
| Consiglio dei Ministri / Governo | Politica nazionale, legislazione delegata, decisioni strategiche e azioni sostitutive legittime | ente regolatore dell’ingegneria nucleare |
| MASSE | Programma nucleare nazionale, coordinamento delle politiche, architettura integrata di autorizzazione | Autorità indipendente per la sicurezza |
| ISIN / autorità successore | Sicurezza nucleare, radioprotezione, ispezione e controllo tecnico | Promotore di politiche energetiche |
| MEF | Esposizione fiscale, garanzie, finanziamenti pubblici e passività potenziali | Regolatore nucleare |
| MIMIT | Politica industriale e sviluppo della catena di approvvigionamento | Autorità per la sicurezza del sito |
| Ministero della Salute | Responsabilità pertinenti in materia di salute e radioprotezione | Proprietario del reattore |
| Protezione Civile / Prefetture | Preparazione e risposta alle emergenze | Autorità di progettazione nucleare |
| Regioni | Competenze territoriali, pianificazione e processo decisionale cooperativo costituzionalmente garantiti. | Legislatore nazionale unilaterale in materia di energia |
| Comuni | Consultazione locale, dati territoriali e rappresentanza della comunità ospitante. | Autorità di sicurezza automatica |
| ARENA | Ruoli preesistenti nella regolamentazione dei costi del nucleare e nei futuri mercati energetici, se assegnati. | Autorità di regolamentazione della sicurezza nucleare |
| Sogin | Dismissione degli impianti preesistenti e archivio nazionale nell’ambito del quadro normativo vigente | Utilità automatica di generazione futura |
| Operatore di progetto | Applicazione, finanziamento, costruzione, gestione, smantellamento e responsabilità relative al ciclo di vita | Autorità di controllo pubblica |
| autorità ambientali | Valutazione di impatto ambientale/strategia ambientale e condizioni ambientali | Sponsor commerciale del progetto |
[L/G/U]
2.43 Conflitti istituzionali critici da prevenire
MASE contro l’ente regolatore della sicurezza
Il ministero può coordinare l’autorizzazione; non deve tuttavia assumersi la responsabilità di giudizi indipendenti in materia di sicurezza.
Stato contro Regione
La competenza strategica nazionale non può trasformarsi in esclusione territoriale da una partecipazione significativa.
La partecipazione regionale non può tradursi in un’annullamento legislativo unilaterale del diritto nazionale.
Regione contro municipalità
Non si deve presumere che un governo regionale parli automaticamente a nome del comune ospitante, né viceversa.
Operatore contro comunità
Lo sviluppatore può finanziare gli indennizzi, ma non dovrebbe controllare il meccanismo di consultazione pubblica.
Sogin versus future operator
Le responsabilità relative alla gestione dei rifiuti preesistenti non dovrebbero essere trasferite silenziosamente a un futuro gestore della generazione di energia, né le responsabilità relative ai nuovi edifici dovrebbero essere automaticamente trasferite a Sogin, senza un’esplicita legislazione e i relativi finanziamenti.
ARERA contro MEF
La valutazione dell’efficienza economica dei costi preesistenti dovrebbe rimanere distinta dalle decisioni statali in merito alla garanzia o alla sovvenzione del finanziamento di nuove costruzioni.
Informazione contro difesa
Le informazioni pubbliche richieste dalla legge dovrebbero individuare le incertezze e gli obblighi relativi al ciclo di vita, anziché fungere da sostituto per la consultazione in loco.
2.44 Esposizione al contenzioso per fase del programma
| Palcoscenico | Principale esposizione al contenzioso |
|---|---|
| Decreti attuativi | Competenza tra Stati e regioni; accordo insufficiente della Conferenza unificata; limiti alla delega; argomentazioni relative al referendum. |
| Programma nazionale | Applicabilità del SEA/VAS; partecipazione procedurale; analisi inadeguata delle alternative |
| Regole di schermata del sito | Criteri discriminatori/incoerenti; controversie di competenza; omissioni ambientali |
| Designazione del sito candidato | Accordo regionale; consultazione comunale; competenza statutaria speciale; criteri tecnici |
| Progetto di valutazione dell’impatto ambientale | Alternative, biodiversità, acqua, impatti cumulativi, partecipazione pubblica |
| Sicurezza nucleare | Legalità procedurale; indipendenza dell’autorità di regolamentazione; adeguatezza del processo tecnico |
| Autorizzazione integrata | Mancanza di opinioni/intenti; competenza; sequenziamento procedurale |
| Pacchetto retributivo | Uguaglianza, finanza pubblica, trasparenza, implicazioni degli aiuti di Stato, ove pertinenti. |
| potere sostitutivo | Condizioni dell’articolo 120; sussidiarietà; cooperazione leale |
| Costruzione | Conformità alle condizioni di autorizzazione; modifiche agli appalti e al progetto |
[IN]
In un sistema amministrativo democratico, il contenzioso non può essere eliminato per impostazione predefinita. I vizi procedurali, invece, sì.
2.45 Il programma non dovrebbe tentare di “risolvere” l’opposizione indebolendo la procedura territoriale
La storia del tentativo del 2009-2011 offre un’importante lezione a livello istituzionale.
Il principale vantaggio giuridico di solidi meccanismi di consultazione e di cooperazione leale non è che garantiscano il consenso territoriale. Non lo garantiscono.
Il loro vantaggio è che creano un registro delle decisioni in grado di mostrare:
- che è stato ascoltato;
- Quale obiezione tecnica è stata sollevata?
- se fosse comprovato;
- come sono state confrontate le alternative;
- perché è stata presa la decisione finale;
- Quali misure di mitigazione o risarcimento sono state offerte?
- di cui l’autorità pubblica si è assunta la responsabilità.
Un sistema proceduralmente più rigoroso potrebbe comunque approvare un progetto osteggiato da un territorio laddove la legislazione nazionale consenta tale esito.
Ma lo fa partendo da basi costituzionali e amministrative più difendibili.
2.46 Matrice decisionale: cosa può e cosa non può fare una Regione
| Interventi per regione | Valutazione legale |
|---|---|
| Opporsi politicamente alla politica nucleare nazionale | Consentito |
| Adottare una risoluzione del consiglio comunale/Giunta contraria a un sito | Atto politico/istituzionale consentito |
| Presentare obiezioni tecniche nell’ambito della procedura ambientale | Ammissibile e potenzialmente rilevante |
| Sospendere una dichiarazione laddove lo statuto lo richieda | Rilevanza giuridica; le conseguenze dipendono dalle future norme di risoluzione dei conflitti. |
| Contestare la legislazione statale dinanzi alla Corte Costituzionale | Disponibile laddove siano soddisfatti i requisiti costituzionali. |
| Contestare l’autorizzazione amministrativa attraverso vie giudiziarie legali. | Disponibile previa verifica dei requisiti e rispetto delle procedure. |
| Utilizzare la legislazione regionale per rendere la legislazione nucleare nazionale categoricamente inapplicabile in tutta la Regione | Costituzionalmente vulnerabile ai sensi della sentenza n. 331/2010 |
| I requisiti di sicurezza nucleare vengono derogati perché la Regione sostiene il progetto. | NO |
| Dichiarare sicuro un sito non sicuro | NO |
| Impedire allo Stato di esercitare ogni competenza costituzionalmente assegnata semplicemente attraverso un rifiuto politico. | Nessuna alimentazione automatica impostata |
[L]
2.47 Matrice decisionale: cosa può e cosa non può fare un comune ai sensi della legge istitutiva vigente
| Azione/stato a livello comunale | Posizione al punto di taglio |
|---|---|
| È necessario consultarli laddove siano state individuate a priori aree idonee. | Sì, principio attuato |
| La popolazione direttamente interessata deve ricevere informazioni/consultazioni | SÌ |
| Potrebbe ricevere benefici territoriali/economici nell’ambito del futuro quadro normativo | Potenzialmente sì |
| Possiede un percorso esplicito di autocandidatura previsto dalla legge per gli impianti di smaltimento dei rifiuti. | Il futuro quadro normativo sui rifiuti deve consentire la possibilità |
| Possiede un esplicito diritto di autocandidatura statutario equivalente per ogni reattore | Non stabilito nel testo di autorizzazione definitivo |
| Possiede il diritto di veto assoluto sul reattore. | Non stabilito |
| Può fornire prove tecniche/di pianificazione | SÌ |
| È possibile avviare un contenzioso laddove siano soddisfatti i requisiti di legge. | Sì, a seconda dell’atto e della posizione |
| Può sostituire l’autorità per la sicurezza nucleare | NO |
[L]
2.48 Priorità di attuazione del governo per i primi dodici mesi
Per ridurre al minimo i fallimenti istituzionali, la fase di attuazione dovrebbe garantire, come minimo:
1. Un protocollo di competenza Stato-Regione.
Dovrebbe individuare ogni fase di autorizzazione in cui è richiesto l’impegno , il parere, la partecipazione o la consultazione a livello regionale.
2. Un allegato a statuto speciale.
Occorre predisporre un trattamento separato per le Regioni a statuto speciale e le Province autonome.
3. Un piano di continuità normativa.
Qualora l’ISIN venga sostituito o trasformato, non si dovrebbero verificare interruzioni nell’autorità di sicurezza, nel personale o nella rappresentanza internazionale.
4. Un codice di consultazione comunale.
La procedura dovrebbe specificare tempistiche, prove richieste, obblighi di risposta e pubblicazione.
5. Un quadro di riferimento per il risarcimento.
Dovrebbe definire i requisiti di ammissibilità, il soggetto pagatore, la formula, la durata, i comuni limitrofi e le modalità di verifica.
6. Un registro delle posizioni in loco.
Risoluzioni politiche, obiezioni tecniche, controversie legali e intenzioni formali devono essere registrate separatamente.
7. Un protocollo per la gestione delle controversie.
Qualsiasi considerazione relativa a poteri sostitutivi dovrebbe essere preceduta da una negoziazione ordinaria.
8. Una barriera di trasparenza per le informazioni pubbliche.
La comunicazione delle politiche governative, la comunicazione indipendente in materia di sicurezza e la consultazione sui progetti devono rimanere istituzionalmente distinguibili.
9. Un protocollo di trasparenza.
L’esperienza esistente con la Tabella di trasparenza di Sogin dovrebbe essere valutata per un eventuale adattamento ai nuovi cantieri, senza considerare Sogin come il futuro ente regolatore o gestore dei nuovi cantieri.
10. Un fascicolo di preparazione al contenzioso per ogni sito candidato.
La competenza costituzionale, la procedura ambientale, l’uso del suolo, il patrimonio culturale, l’acqua, la rete elettrica e la documentazione relativa alle consultazioni devono essere raccolte prima che venga annunciata la preferenza per il sito.
[IN]
2.49 Valutazione complessiva
Il programma nucleare italiano opererà all’interno di un sistema di autorità condivisa ma non uguale .
Lo Stato detiene la posizione giuridica più forte in materia di strategia energetica nazionale, quadro normativo sulla sicurezza nucleare e regolamentazione dei rifiuti radioattivi. La giurisprudenza costituzionale non consente alle singole Regioni di neutralizzare la legislazione nucleare nazionale semplicemente dichiarando i propri territori indisponibili.
Ma la forza dello Stato non equivale alla libertà procedurale.
La Corte costituzionale ha ripetutamente richiesto una cooperazione leale laddove l’azione nazionale centralizzata si interseca con le competenze regionali in materia di energia e territorio. La legislazione attuativa del 2026 ha interiorizzato tale requisito in modo più esplicito rispetto al quadro precedente: i decreti attuativi richiedono l’ approvazione della Conferenza unificata, la legislazione futura deve individuare le fasi del progetto che richiedono l’accordo della Regione interessata o della Conferenza, e i poteri sostitutivi dell’articolo 120 devono essere a loro volta regolamentati nell’ambito del quadro costituzionale. [L]
I comuni acquisiscono per legge il diritto di consultazione laddove le aree siano identificate ex ante , mentre le popolazioni direttamente interessate devono ricevere informazioni e consultazione. È espressamente previsto un eventuale risarcimento ambientale, territoriale ed economico, che deve essere finanziato dai promotori del progetto. [L]
La legge definitiva, tuttavia, non prevede che ogni reattore dipenda da un’esplicita autocandidatura comunale. La disposizione sull’esplicita autocandidatura si applica agli impianti di stoccaggio/smaltimento di rifiuti e combustibile esaurito. Il preciso sistema di localizzazione dei reattori sarà stabilito dai decreti. [L]
A livello istituzionale, MASE coordinerà il programma nazionale e l’architettura di autorizzazione, ma l’indipendenza in materia di sicurezza nucleare deve rimanere strutturalmente separata. ISIN rimane l’attuale ente regolatore, a meno che e fino a quando una nuova legislazione non modifichi tale posizione. ARERA continua a esaminare i costi pregressi del nucleare, e Sogin continua a gestire lo smantellamento e il programma del Deposito Nazionale. Un sistema credibile per le nuove costruzioni deve preservare questi confini funzionali, anziché creare un “sportello unico” nominale che confonda la promozione delle politiche, la regolamentazione della sicurezza, la valutazione ambientale e la titolarità del progetto.
Il panorama politico è già eterogeneo. Sardegna, Toscana e Umbria si sono formalmente opposte alla delegazione durante il processo istituzionale territoriale. L’Emilia-Romagna si è specificamente opposta al riutilizzo di Caorso per la produzione di energia nucleare rinnovata. La Lombardia ha adottato politiche a sostegno della filiera industriale del nucleare avanzato senza tuttavia acconsentire ad alcun sito specifico. L’opposizione ai depositi di scorie in Sardegna, Lazio, Puglia e altri territori appartiene a un processo giuridico distinto e non dovrebbe essere trasformata in rivendicazioni infondate sull’ubicazione dei reattori. [G]
La conclusione principale non è quindi che le Regioni abbiano diritto di veto, né che lo Stato possa scavalcarle a piacimento.
La legittimità territoriale è entrata a far parte del percorso critico giuridico .
Per il primo FOAK italiano, la scelta del sito tecnico, la cooperazione costituzionale e l’accettazione da parte del pubblico non possono essere trattate come problemi sequenziali in cui l’ingegneria viene prima e la politica viene gestita in seguito. Devono procedere di pari passo.
Un sito può essere tecnicamente eccellente ma istituzionalmente inutilizzabile.
Un comune può essere politicamente disposto, ma tecnicamente inadatto.
Una Regione può opporsi a un progetto, ma non dispone di un potere di veto legale assoluto.
Lo Stato può possedere la massima competenza strategica, eppure perdere anni a causa di consultazioni difettose o di una progettazione procedurale incostituzionale.
L’obiettivo dei decreti attuativi deve quindi essere quello di creare un sistema in cui tali distinzioni vengano risolte prima , e non dopo, che un progetto multimiliardario venga impegnato politicamente e finanziariamente.
CAPITOLO 2 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
[L] Legislazione primaria e verbale parlamentare
L1 — Senato della Repubblica, DDL n. 1924, Articolo 1. Approvazione obbligatoria nella Conferenza Unificata prima dell’adozione dei decreti legislativi delegati.
Senato — DDL 1924, Articolo 1 e procedura di delega
L2 — Senato della Repubblica, DDL n. 1924, Articolo 3. Leale cooperazione; circostanze che richiedono l’accordo delle Regioni interessate o della Conferenza Unificata; poteri sostitutivi dell’articolo 120; informazione e consultazione.
Senato — DDL 1924, Articolo 3
L3 — Senato della Repubblica, verbale finale dell’Assemblea, 23 settembre 2026. Disposizioni definitive dell’articolo 3 riguardanti la partecipazione territoriale, il risarcimento, la consultazione, la trasparenza in materia di sicurezza e gli accordi intergovernativi.
Senato — seduta finale sul DDL 1924, 23 settembre 2026
L4 — Senato della Repubblica, testo definitivo relativo all’articolo 3(aa)–(cc). Meccanismi di accordo, articolo 120, campagna di informazione nazionale e consultazione delle popolazioni interessate.
Senato — testo finale, disposizioni sulla cooperazione leale e sulla consultazione
L5 — DDL n. 1924, disposizione relativa all’ubicazione dei rifiuti. Possibilità esplicita di autocandidatura per impianti di stoccaggio temporaneo e smaltimento finale di rifiuti radioattivi e combustibile esaurito.
Senato — disposizione sull’autocandidatura per rifiuti e combustibile esaurito
L6 — Servizio di ricerca della Camera dei Deputati, Dossier 545/1, 25 maggio 2026. Clausola di salvaguardia dell’articolo 4 per le Regioni a statuto speciale e le Province Autonome di Trento e Bolzano.
Camera dei Deputati — Dossier sulla delega nucleare DDL e clausola di salvaguardia dell’articolo 4
[L] Giurisprudenza della Corte Costituzionale
L7 — Corte Costituzionale, Sentenza n. 331/2010. La legislazione regionale non può rendere unilateralmente inapplicabile la politica nucleare statale; distingue la competenza ambientale da quella energetica degli Stati, richiedendo al contempo adeguate procedure di cooperazione.
Corte Costituzionale — Sentenza n. 331/2010
L8 — Corte Costituzionale, Sentenza n. 278/2010. Funzioni nucleari su scala nazionale, sussidiarietà e obbligo di leale cooperazione con le autorità territoriali.
Corte Costituzionale — Sentenza n. 278/2010
L9 — Corte Costituzionale, Sentenza n. 33/2011. La Regione interessata deve avere una partecipazione costituzionalmente adeguata al processo di autorizzazione nucleare; limiti della procedura puramente centralizzata.
Corte Costituzionale — Sentenza n. 33/2011
[G] Architettura istituzionale esistente
G1 — ISIN, profilo istituzionale. Ispettorato nazionale esistente per la sicurezza nucleare e la radioprotezione e partecipazione alle strutture ENSREG, WENRA ed Euratom.
ISIN — responsabilità e struttura istituzionali
G2 — ARERA, Deliberazione 261/2025/R/eel, 18 giugno 2025. Regolamentazione economica dei costi nucleari pregressi; responsabilità di Sogin; trasferimento degli oneri nucleari dagli utenti di energia elettrica al bilancio statale a partire dal 2023, mantenendo i poteri di riconoscimento dei costi di ARERA.
ARERA — Deliberazione 261/2025/R/eel
G3 — Sogin, responsabilità istituzionali. Smantellamento, gestione dei rifiuti preesistenti e programma del Deposito Nazionale.
Sogin — profilo istituzionale
G4 — Sogin, Tavola della Trasparenza Piemonte, 20 aprile 2026. Esempio di architettura regionale per la trasparenza che coinvolge siti storici e istituzioni territoriali.
Sogin — Tavola della Trasparenza Piemonte 2026
G5 — Sogin, Tavola di trasparenza Emilia-Romagna, 17 aprile 2026. Partecipazione regionale, comunale, ISIN e delle parti interessate intorno a Caorso; compensazione territoriale associata al programma di eredità.
Sogin — Tavola di trasparenza Emilia-Romagna/Caorso 2026
G6 — Sogin, Tavola della Trasparenza Campania, 16 luglio 2026. Esempio di partecipazione istituzionale intorno a Garigliano che coinvolge Regione, comuni, Prefettura, ISIN, agenzie ambientali e altri enti.
Sogin — Tavola della Trasparenza Campania/Garigliano 2026
[G] Posizioni territoriali documentate
G7 — Regione Autonoma della Sardegna, 30 luglio 2025. Posizione formale negativa sulla delegazione nucleare del governo; si registra che Sardegna, Toscana e Umbria hanno mantenuto l’opposizione quando la Conferenza delle Regioni è passata a una posizione condizionale a maggioranza.
Sardegna — posizione ufficiale sulla delegazione nucleare
G8 — Regione Toscana, 30 luglio 2025. Verbale ufficiale del voto negativo della Toscana sulla delegazione nucleare e sulle sue preoccupazioni in materia di governance Stato-Regione.
Toscana — posizione ufficiale sulla delegazione nucleare
G9 — Regione Umbria, 29 luglio 2025. Parere negativo sulla delegazione, dichiarata opposizione agli impianti/depositi di fissione e annunciata intenzione di valutare un ricorso costituzionale.
Umbria — posizione ufficiale sulla delegazione nucleare
G10 — Consiglio regionale Lombardia. Misure a sostegno della mappatura della filiera nucleare avanzata, della qualificazione industriale, della ricerca, della formazione e dei programmi nucleari europei; non designa di per sé un sito per un reattore.
Lombardia — legge sulla filiera industriale nucleare avanzata
G11 — Bollettino Ufficiale Emilia-Romagna, Ordinanza adottata il 23 dicembre 2025. Dispone che il governo regionale cerchi l’esclusione della ripresa della produzione nucleare presso l’ex sito di Caorso e prosegua con il percorso alternativo di riqualificazione/smantellamento.
Emilia-Romagna — delibera ufficiale Caorso
G12 — Regione Autonoma della Sardegna, 13 dicembre 2024. Opposizione regionale separata all’ubicazione del Deposito Nazionale in Sardegna; registra il coinvolgimento di sedici comuni e otto aree identificate.
Sardegna — posizione ufficiale sul Deposito Nazionale
G13 — Regione Puglia. Opposizione regionale e comunale alle possibili sedi per i depositi nazionali; rilevante specificamente per le politiche relative ai depositi, piuttosto che automaticamente per la futura localizzazione dei reattori.
Puglia — posizione ufficiale sui depositi nazionali
FINE DEL CAPITOLO 2
CAPITOLO 3 — SCHERMO DI PROTEZIONE: DOVE POTREBBE ESSERE INSTALLATO, FISICAMENTE E LEGALMENTE, IL PRIMO SMR ITALIANO
3.1 Risultati esecutivi
Al 26 settembre 2026 , l’Italia non disponeva di un sito ufficialmente selezionato per un nuovo reattore nucleare. Né la legge attuativa del settembre 2026 converte automaticamente le ex centrali nucleari, gli impianti del ciclo del combustibile o le grandi aree dismesse di centrali termoelettriche in siti idonei per la costruzione di nuovi reattori. La corretta procedura a livello statale consiste pertanto in un’indagine nazionale sui siti, seguita da una valutazione progressivamente più dettagliata , e non nella nomina politica di un comune seguita da una giustificazione ingegneristica retrospettiva.
Il brief di commissione richiede correttamente che lo schermo combini sicurezza nucleare, sismicità, idrogeologia, inondazioni, esposizione a tsunami/coste, affidabilità dell’acqua di raffreddamento, stress climatico, connessione alla rete, trasporto di componenti di grandi dimensioni, pianificazione della popolazione e delle emergenze, paesaggi protetti, valore agricolo, infrastrutture industriali esistenti, ex siti nucleari e grandi brownfield termici. Proibisce inoltre espressamente una falsa precisione geografica o il trattamento di un sito nucleare preesistente come automaticamente riutilizzabile. Testo combinato
Questo capitolo si basa pertanto su dati preliminari, non su conclusioni relative alle autorizzazioni . Una località viene inclusa nel confronto perché esistono prove sufficienti a giustificarne l’esame dei vantaggi e dei limiti. Nessuna viene definita “approvata”, “sicura”, “idonea” o “preferita”. Tali conclusioni potranno essere raggiunte solo dopo la definizione dei futuri criteri di localizzazione previsti dalla legge e dopo indagini nucleari specifiche per ciascun sito.
La scoperta più rilevante a livello nazionale è che le aree industriali dismesse italiane, apparentemente attraenti, si dividono in classi ingegneristiche molto diverse.
Montalto di Castro unisce una straordinaria eredità di costruzioni nucleari, infrastrutture ad alta tensione esistenti e importanti investimenti futuri nella rete, ma il sito è al contempo un asset energetico operativo/in fase di riqualificazione sulla costa e richiede una nuova valutazione, conforme agli standard nucleari, delle condizioni costiere, idrologiche, ecologiche e di utilizzo del suolo. Il progetto nucleare originale era completo per oltre il 70% quando i lavori furono interrotti in seguito al cambio di politica del 1987. Enel Corporate
Trino conserva un’autentica storia di reattore nucleare e una straordinaria documentazione sulla trasmissione attraverso il corridoio Trino-Lacchiarella a 380 kV. La sua storia passata, che comprende reattore, sistema di raffreddamento e prelievo di acqua dal Po, fornisce utili conoscenze ingegneristiche, ma ciò non equivale a una qualificazione del sito attuale. Le severe condizioni idriche del bacino del Po previste per il 2026 implicano che la futura disponibilità di acqua di raffreddamento e le combinazioni di inondazioni/siccità debbano essere considerate questioni di base per la progettazione, piuttosto che essere dedotte dal funzionamento storico. Sogin
Latina/Borgo Sabotino comprende un ex sito di reattore nucleare, una rete elettrica a 380 kV attualmente in funzione e il principale convertitore HVDC di SA.PE.I. che collega Lazio e Sardegna. Essendo situato in zona costiera, richiede pertanto un’analisi esplicita di tsunami, inondazioni costiere, evoluzione del litorale e dissipazione del calore dell’acqua di mare, secondo gli standard moderni. Sogin
Caorso dimostra perché la memoria infrastrutturale sia insufficiente. Il sito conserva la storia nucleare, le infrastrutture per il raffreddamento del Po e un nodo di rete a 380 kV, eppure il registro istituzionale regionale afferma che l’ex centrale si trova sulla riva destra del Po all’interno di un’area soggetta ad allagamenti , e il parlamento emiliano-romagnolo ha formalmente richiesto l’esclusione di una nuova produzione di energia nucleare nel sito. BURERT
Garigliano ha una storia autentica legata ai reattori nucleari, ma presenta un problema di rischio esterno sostanzialmente diverso: un ambiente fluviale/costiere, obblighi di smantellamento in corso e un comune classificato in zona sismica 2 secondo il materiale regionale citato. Le moderne procedure di autorizzazione richiederebbero una valutazione probabilistica del rischio sismico specifica per il sito, anziché basarsi sulla vecchia classificazione comunale. Sogin
I principali grandi siti industriali dismessi dal carbone — Torrevaldaliga Nord a Civitavecchia e Federico II/Cerano a Brindisi — presentano importanti vantaggi in termini di energia elettrica e logistica, ma non hanno una storia di produzione nucleare commerciale. Entrambi dispongono di infrastrutture di trasmissione a 380 kV, entrambi sono oggetto di processi di reindustrializzazione attivi guidati dal governo ed entrambi competono con altri usi proposti per le centrali a carbone. Civitavecchia beneficia inoltre di un importante porto commerciale; Brindisi di un porto industriale di notevoli dimensioni .
Fiume Santo , nella Sardegna nord-occidentale, combina un sito industriale per la produzione di energia, un’infrastruttura a 380 kV e una logistica marittima dedicata, ma il governo sardo sta perseguendo la riconversione del sito da carbone a gas e ha registrato separatamente l’opposizione istituzionale al quadro legislativo nucleare nazionale. La sua particolare configurazione normativa crea inoltre un ulteriore livello di governance.
Porto Tolle illustra un’altra forma di rischio di incompatibilità. L’ex centrale termica si trova nel sistema territoriale del Delta del Po, dove il Parco Naturale Regionale e la Riserva della Biosfera UNESCO tutelano un paesaggio di zone umide, costiero e agricolo di grande valore; Enel ha inoltre promosso separatamente una riqualificazione a fini turistici dell’area dell’ex centrale. Tale combinazione crea un contesto di utilizzo del suolo sostanzialmente diverso da quello di un’area industriale dismessa convenzionale. UNESCO
Lo screening nazionale, pertanto, non produce un unico “sito italiano migliore per i reattori SMR” che possa essere difeso in modo univoco. Produce invece un insieme gestibile di famiglie di siti che richiedono diverse indagini di Fase II.
3.2 Insieme di riferimenti geografici
La mappa interattiva sottostante identifica le principali ubicazioni valutate in questo capitolo. I segnaposto indicano posizioni di riferimento, non le coordinate proposte per i reattori .
4,4
Utilizza due dita per spostare la mappa
Utilizza Ctrl + rotellina del mouse per ingrandire o rimpicciolire la mappa.
Montalto di Castro / Alessandro VoltaNuclear-history / thermal energy site
Ex centrale nucleare di TrinoEx centrale nucleare
Ex centrale nucleare di LatinaEx centrale nucleare
Ex centrale nucleare di CaorsoEx centrale nucleare
Ex centrale nucleare di GariglianoEx centrale nucleare
Torrevaldaliga Nord Area industriale dismessa post-carbone
Federico II / Cerano – Area industriale dismessa post-carbone
Fiume Santo4,4•Sito termico/portuale-industriale
Porto TolleEx centrale termoelettrica
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3.3 La corretta dottrina sull’ubicazione degli impianti nucleari
La norma SSR-1 dell’AIEA , “Valutazione del sito per gli impianti nucleari” , richiede che la scelta del sito per gli impianti nucleari identifichi e valuti i rischi esterni naturali e antropici, le caratteristiche della popolazione e del territorio/delle acque, la fattibilità della pianificazione delle emergenze e i parametri specifici del sito necessari per la progettazione. Inondazioni, movimenti sismici del terreno, spostamenti di faglia, condizioni idrologiche e combinazioni di rischi devono essere valutati per tutta la durata di vita dell’impianto. Nucleo
Le linee guida dell’AIEA per la selezione del sito richiedono anche la considerazione della distribuzione della popolazione, delle condizioni geologiche, delle faglie attive, delle scosse sismiche, delle acque sotterranee, dell’erosione costiera, dei cambiamenti dei rischi dovuti al clima e dell’uso del suolo e delle acque. Nucleo
Ciò ha conseguenze immediate per l’Italia.
Uno studio preliminare può individuare le aree che meritano un’indagine approfondita.
Non può certificare un sito .
Ai fini nucleari, le mappe nazionali di rischio sono strumenti di screening. Un dossier di autorizzazione richiederebbe campagne sul campo specifiche per il sito e analisi quantitative del rischio.
Valutazione dello schermo nazionale rispetto al sito nucleare
| Livello | prove adeguate | Cosa può stabilire |
|---|---|---|
| indagine sui siti nazionali | INGV, ISPRA, Terna, mappe delle aree protette, popolazione, geografia industriale/portuale | Eliminare le aree chiaramente problematiche e identificare le famiglie candidate |
| Schermo regionale | Piani di bacino, dati sismici/idrogeologici regionali, pianificazione dell’uso del territorio, aree protette | Perfezionare le zone candidate |
| Caratterizzazione del sito | Pozzi di perforazione, geofisica, monitoraggio delle acque sotterranee, meteorologia, batimetria, idrologia, studi sui trasporti | Genera parametri specifici del sito |
| Valutazione della sicurezza nucleare | PSHA, analisi dei guasti capaci, allagamenti esterni, tsunami, dissipatore di calore ultimo, pericoli indotti dall’uomo | Determinare se il progetto proposto può essere collocato in sicurezza |
| Licenze | Caso di sicurezza/ambientale esaminato dall’ente regolatore | Autorizzazione legale per le fasi del progetto |
Nessun sito menzionato in questo capitolo ha superato le prime fasi di tale sequenza per la costruzione di un nuovo reattore nucleare italiano.
3.4 Dimensioni dello schermo
Il confronto a livello nazionale si basa su dodici dimensioni principali.
| Dimensione | Domanda centrale |
|---|---|
| rischio sismico | A quali fenomeni di movimento del terreno, spostamento delle faglie, liquefazione e rischi secondari indotti dai terremoti deve resistere l’impianto? |
| Idrogeologia | Le acque sotterranee, i cedimenti del terreno, l’erosione, le frane o le condizioni delle fondamenta rappresentano un problema? |
| Allagamento esterno | Esposizione a fiumi, piogge, dighe, mareggiate e eventi combinati. |
| Tsunami/rischio costiero | Salita, abbassamento del livello del mare, inondazioni marine, evoluzione della linea di costa ed erosione costiera. |
| Raffreddamento / dissipatore di calore definitivo | È possibile garantire un’efficace dissipazione del calore in condizioni di siccità, ondate di calore ed eventi estremi? |
| Griglia | È disponibile un nodo robusto da 380/220 kV e quali rinforzi sarebbero necessari? |
| Pianificazione demografica/di emergenza | La popolazione e le infrastrutture circostanti sono compatibili con un’efficace organizzazione delle emergenze? |
| Logistica pesante | I moduli del reattore, i recipienti e i grandi trasformatori possono fisicamente raggiungere il sito? |
| Territorio/paesaggio protetto | Natura 2000, parchi, designazioni di interesse culturale/paesaggistico, agricoltura di alto valore |
| valore delle aree industriali dismesse | Rete elettrica esistente, strade, acquedotti, zonizzazione industriale, perimetro di sicurezza e forza lavoro |
| Passività nucleari esistenti | La nuova costruzione entrerebbe in conflitto con le attività di smantellamento, i rifiuti temporanei o le strutture contaminate? |
| Prontezza legale/territoriale | Disponibilità dei terreni, procedure comunali/regionali, impegni di riqualificazione esistenti ed esposizione al contenzioso |
In questo caso non viene imposta alcuna ponderazione numerica nazionale perché al momento della stesura del documento non esisteva alcuna normativa italiana definitiva in materia di localizzazione di centrali nucleari che contenesse tali ponderazioni.
3.5 Sismicità: la classificazione ordinaria degli edifici non è sufficiente
L’Italia dispone già di un modello nazionale probabilistico di pericolosità sismica, MPS04 , utilizzato nell’ambito del quadro sismico nazionale e disponibile tramite gli strumenti interattivi dell’INGV. zonesismiche.mi.ingv.it
Ai fini nucleari, quel modello dovrebbe costituire un primo filtro , non la base definitiva per la scelta del sito.
Le linee guida dell’AIEA richiedono una valutazione specifica di:
- rischio di scosse telluriche;
- capacità di spostamento dei guasti;
- liquefazione;
- insediamento;
- frana;
- inondazioni provocate dal terremoto;
- combinazioni con altri pericoli esterni. Nucleo
Questa distinzione è particolarmente importante perché le “zone” sismiche comunali sono state concepite per la regolamentazione generale delle costruzioni, non per la qualificazione finale in ambito nucleare.
Ad esempio, la normativa regionale vigente classifica Caorso nella zona sismica 3, mentre la microzonazione tecnica specifica esplicitamente che la moderna prassi dell’NTC utilizza parametri di movimento del suolo dipendenti dal sito piuttosto che una semplice etichetta di zona. Mappa GIS Emilia-Romagna
Analogamente, la documentazione regionale colloca Sessa Aurunca , il comune che ospita il Garigliano, nella zona 2 e rileva che la norma NTC 2018 richiede una valutazione sito-dipendente. VIA VAS
Perciò:
L’espressione “zona sismica inferiore” non deve mai essere tradotta con “adatta al nucleare”.
3.6 Rischio di alluvioni e idrogeologico
La piattaforma IdroGEO di ISPRA e i rapporti nazionali sul rischio idrogeologico forniscono dati nazionali armonizzati su frane e inondazioni. La piattaforma può eseguire controlli di pericolosità incentrati su un punto specifico, ma le licenze nucleari richiedono un’area geografica e idrologica sostanzialmente più ampia rispetto a un normale controllo dell’indirizzo. ISPRA
La norma SSR-1 dell’IAEA richiede una valutazione esplicita delle inondazioni esterne, tra cui:
- precipitazione;
- inondazioni fluviali;
- mareggiata;
- azione ondosa;
- tsunami;
- erosione;
- effetti dei sedimenti;
- combinazioni di eventi. Nucleo
Questo criterio modifica sostanzialmente l’interpretazione dei siti della Pianura Padana.
Caorso
La legislatura emiliano-romagnola descrive l’impianto esistente come situato sulla riva destra del fiume Po in una zona alluvionale . La documentazione ambientale di Sogin conferma che il Po rimane la principale fonte idrica autorizzata per il sito. BURERT
Ciò non dimostra che un moderno SMR protetto non potrebbe mai essere progettato in quel luogo.
Ciò dimostra che le inondazioni esterne non possono essere considerate un problema secondario .
Trino
Storicamente, Trino si affidava al Po, e Sogin documenta l’antica diga fluviale utilizzata per ottimizzare l’approvvigionamento idrico del reattore. Tale struttura è stata successivamente rimossa. Sogin
Un nuovo reattore richiederebbe quindi un involucro idraulico completamente nuovo che copra:
- flusso basso;
- alluvione;
- sedimentazione;
- morfologia fluviale futura;
- astrazioni concorrenti;
- condizioni di cambiamento climatico.
La capacità storica di raffreddare il reattore Enrico Fermi non garantisce la futura disponibilità di acqua per una flotta di reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
3.7 La disponibilità di acqua è diventata una variabile di primaria importanza nella scelta del sito.
La questione idrica è cambiata sostanzialmente da quando l’Italia ha smesso di utilizzare reattori nucleari commerciali.
L’ISPRA ha calcolato che le risorse idriche rinnovabili dell’Italia nel 2025 ammontavano a circa 128 miliardi di m³ , oltre il 7% in meno rispetto alla media annua di lungo periodo e circa il 19% in meno rispetto al 2024 .
Ancora più significativo per i siti candidati settentrionali, l’ISPRA ha registrato condizioni di elevata gravità idrica nel distretto del Po nell’agosto 2026 , dopo temperature persistentemente superiori alla norma e risorse disponibili in calo.
L’ Autorità del Bacino Po aveva già segnalato un forte calo delle portate del fiume nel giugno 2026, restrizioni sui prelievi per l’irrigazione in alcune zone e intrusione salina che raggiungeva circa 16-20 km nei rami del delta.
Ciò non esclude automaticamente Trino o Caorso.
Ciò modifica la questione progettuale da:
È presente un grande fiume?
A:
L’impianto è in grado di dimostrare una capacità di assorbimento del calore finale garantita e un impatto termico/di consumo accettabile durante futuri periodi di siccità prolungata e ondate di calore, senza compromettere altri usi prioritari?
Tale requisito incide sulla scelta tra:
- raffreddamento a passaggio singolo;
- torri di raffreddamento a umido;
- raffreddamento ibrido;
- raffreddamento ad aria/a secco.
I sistemi a basso consumo idrico possono ridurre i prelievi, ma generalmente comportano costi aggiuntivi, un maggiore ingombro o penalizzazioni in termini di efficienza termica. La selezione della tecnologia descritta nel Capitolo 5 deve pertanto essere direttamente collegata all’analisi delle risorse idriche del sito.
3.8 I siti costieri non sono automaticamente più al sicuro dai vincoli di acqua di raffreddamento
Le principali località costiere candidate — Montalto, Latina, Civitavecchia, Brindisi, Fiume Santo e il sistema costiero/estuarino del Garigliano — presentano un potenziale vantaggio rispetto alle località interne grazie alla disponibilità di un ampio serbatoio di calore marino.
Tale vantaggio comporta diversi rischi esterni.
Il modello italiano di pericolosità degli tsunami 2025 (ITHM25) copre l’intera linea costiera italiana attraverso curve di pericolosità probabilistiche in 1.085 punti costieri , utilizzando periodi di ritorno da 475 a 9.975 anni. Cat. INGV
Di conseguenza, nessun sito costiero italiano dovrebbe essere valutato partendo dal presupposto che il rischio di tsunami nel Mediterraneo sia trascurabile.
La valutazione del sito deve considerare:
- tsunami generato dal terremoto;
- contributo delle frane sottomarine, ove pertinente;
- mareggiata;
- azione ondosa estrema;
- innalzamento del livello del mare;
- erosione costiera;
- intrusione di acqua salata;
- ostruzione della presa d’aria marina;
- Perdita simultanea di alimentazione elettrica esterna;
- morfologia costiera futura.
Ciò è particolarmente importante per un progetto SMR che prevede un dissipatore di calore finale semplificato o passivo. I sistemi passivi richiedono comunque la dimostrazione dell’idoneità del sito in termini di protezione dai rischi esterni.
3.9 L’accesso alla griglia è un vantaggio, non un sostituto per uno studio della griglia
Un primo SMR italiano non dovrebbe essere valutato come un generatore isolato da 300 MWe.
Le questioni rilevanti includono:
- livelli di cortocircuito;
- resistenza ai guasti;
- Requisiti di riserva e di emergenza;
- stabilità;
- congestione della rete di trasmissione;
- sono necessari N-1 rinforzi;
- capacità di evacuare più unità se viene costituita una flotta;
- interazione con la futura infrastruttura HVDC.
L’attuale programma di sviluppo di Terna prevede investimenti nella rete per oltre 23 miliardi di euro nel periodo 2025-2034 e importanti potenziamenti dell’Hypergrid. Terna
Diverse aree candidate presentano prove insolitamente consistenti della presenza di infrastrutture di trasmissione.
Trino
Il collegamento Trino-Lacchiarella a 380 kV è entrato in servizio nel 2014 e ha rafforzato il corridoio di trasferimento Piemonte-Lombardia. Terna Download
Caorso
La documentazione di Terna identifica una stazione Caorso da 380 kV . Scarica Terna
Montalto di Castro
Terna registra un importante nodo a 380 kV a Montalto, e il progetto dell’iperrete Milano-Montalto prevede due circuiti HVDC da 1.000 MW che raggiungono una nuova stazione di conversione a Montalto di Castro. Scarica Terna
Latina/Borgo Sabotino
I dati di Terna identificano LATINA NUC sulla rete a 380 kV. Borgo Sabotino è anche il capolinea continentale di SA.PE.I., il collegamento HVDC da 1.000 MW con la Sardegna. Scarica Terna
Civitavecchia
Terna registra le unità di generazione di Torrevaldaliga Nord collegate a 380 kV . Scarica Terna
Brindisi
Il sistema Brindisi/Federico II è rappresentato in modo analogo sulla rete a 380 kV . Scarica Terna
Fiume Santo
La documentazione di Terna identifica l’ infrastruttura a 380 kV Fiume Santo–Selargius e la sua integrazione con Codrongianos. Scarica la documentazione di Terna.
Si tratta di risorse significative.
Non dimostrano che un impianto nucleare da 300-1.200 MWe possa essere collegato senza rinforzi .
Uno studio formale del collegamento con Terna rimane indispensabile.
3.10 Popolazione e pianificazione delle emergenze
Le linee guida dell’AIEA per la selezione dei siti richiedono che la distribuzione della popolazione e lo sviluppo previsto siano presi in considerazione intorno ai siti candidati, mentre la SSR-1 richiede che la valutazione del sito stabilisca se è possibile implementare efficaci disposizioni di risposta alle emergenze. Nucleo
Ciò significa che la variabile corretta non è semplicemente:
popolazione all’interno del comune.
L’analisi richiesta comprende:
- distribuzione degli insediamenti intorno al sito;
- popolazioni di turisti stagionali;
- ospedali e strutture per persone vulnerabili;
- operai industriali;
- porte;
- Importanti vincoli stradali/ferroviari;
- percorsi di evacuazione;
- scenari simultanei di calamità naturali;
- futura espansione urbana.
Per questo motivo, un importante porto industriale può rappresentare sia un vantaggio che uno svantaggio.
Civitavecchia offre eccellenti capacità logistiche per carichi pesanti, ma le attività portuali, i movimenti di passeggeri, gli impianti industriali e lo sviluppo urbano circostante dovrebbero essere inclusi nella valutazione dei rischi per la zona esterna e di origine antropica.
Lo stesso vale per Brindisi.
La presenza di un appezzamento industriale isolato su una mappa non è sufficiente a stabilire la fattibilità di un piano di emergenza.
3.11 I rischi di origine antropica sono particolarmente importanti nelle aree industriali dismesse.
L’AIEA richiede che la valutazione dei siti nucleari tenga conto degli eventi esterni di origine antropica, tra cui:
- esplosioni;
- incendi;
- rilasci di materiali pericolosi;
- incidenti di trasporto;
- attività industriali nelle vicinanze;
- Interferenza elettromagnetica. Nucleo
Ciò è particolarmente rilevante per:
- Brindisi;
- Civitavecchia;
- Porto Torres/Fiume Santo;
- grandi zone industriali integrate.
La co-localizzazione industriale può ridurre i costi delle nuove infrastrutture, ma al contempo aumenta la complessità dei rischi esterni.
Pertanto, un’area industriale dismessa non dovrebbe mai ricevere automaticamente un punteggio positivo solo perché presenta le seguenti caratteristiche:
- terra;
- griglia;
- porta;
- forza lavoro.
Anche l’inventario dei rischi industriali circostanti deve essere modellato.
3.12 Logistica dei componenti pesanti
Uno dei vantaggi teorici più significativi dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) è la possibilità di produrli in fabbrica.
Tale vantaggio scompare in parte se i moduli non possono raggiungere fisicamente l’isola del reattore.
Il quadro logistico nazionale deve considerare:
- pescaggio disponibile in porto;
- dimensioni della cuccetta;
- capacità di sollevamento di carichi pesanti con gru;
- capacità di carico/scarico con sistema roll-on/roll-off;
- limiti di carico del ponte;
- raggi di sterzata;
- pendenze stradali;
- scartamento ferroviario;
- linee aeree;
- trasporto dell’ultimo miglio;
- chiusure per motivi di sicurezza.
Le aree costiere dismesse di Civitavecchia, Brindisi e Porto Torres/Fiume Santo partono da un vantaggio logistico strutturale, poiché ciascuna di esse dispone di infrastrutture marittime commerciali/industriali consolidate.
Il porto di Brindisi supporta un’ampia gamma di operazioni di movimentazione merci. adspmam.it
Porto Torres dispone di strutture portuali industriali dedicate e storicamente ha movimentato combustibili solidi e liquidi; l’autorità portuale registra banchine industriali specializzate e attrezzature per la movimentazione di merci pesanti. AdSP Mare di Sardegna
Civitavecchia è un importante porto operativo con un considerevole traffico merci e passeggeri. portidiroma.it
Per le centrali idroelettriche interne di Trino e Caorso, il percorso per il trasporto dei componenti pesanti dovrebbe essere dimostrato da un’apposita indagine sui trasporti. La costruzione storica dei reattori non è sufficiente: le dimensioni dei moduli SMR moderni, gli standard dei ponti e le reti di trasporto differiscono sostanzialmente da quelli degli anni ’60 e ’70.
3.13 Valutazione ambientale e delle aree protette
La scelta del sito per un impianto nucleare non esclude automaticamente ogni paesaggio protetto, ma l’impatto ambientale aumenta notevolmente laddove un progetto entra in conflitto con:
- Siti Natura 2000;
- parchi;
- zone umide;
- costa protetta;
- paesaggi culturali;
- sistemi agricoli ad alto valore aggiunto.
Porto Tolle
Il Delta del Po è sia un Parco Naturale Regionale che una Riserva della Biosfera UNESCO , e comprende zone umide, lagune, dune, terreni agricoli, aree di pesca e importanti valori di biodiversità.
Ciò non costituisce una determinazione legale univoca su ogni singolo appezzamento dell’ex centrale elettrica.
Ciò significa che l’area non può essere trattata come una normale zona industriale senza restrizioni.
Montalto
La documentazione ambientale regionale conferma che il comune contiene vincoli geomorfologici e caratteristiche costiere/naturali protette, tra cui la ZSC Litorale a NW delle foci del Fiora . Regione Lazio
Il capitolo non afferma che l’attuale lotto di terreno destinato alla centrale termica si trovi all’interno di quella ZSC.
Il documento evidenzia la necessità di una valutazione ecologica e paesaggistica a livello di singola area prima di giungere a qualsiasi conclusione in materia nucleare.
3.14 Ex siti nucleari: perché meritano di essere esaminati e perché non godono di alcun diritto acquisito
Sogin gestisce le quattro ex centrali elettriche commerciali situate a:
- Trino;
- Caorso;
- Latina;
- Garigliano. Sogin
Questi luoghi possiedono risorse uniche:
- utilizzo storico del territorio per scopi nucleari;
- conoscenza del monitoraggio radiologico;
- esperienza nel settore della sicurezza;
- memoria della forza lavoro locale specializzata in ambito nucleare;
- rapporti esistenti con ISIN e le autorità locali;
- Infrastrutture storiche di raffreddamento e di rete.
Ma molte di queste caratteristiche si rivelano anche degli svantaggi.
I siti contengono ancora:
- rifiuti radioattivi;
- negozi temporanei;
- lavori di smantellamento;
- strutture contaminate o controllate;
- smantellamento delle attrezzature.
La nuova costruzione potrebbe interferire fisicamente, organizzativamente o radiologicamente con il vecchio programma.
L’AIEA richiede espressamente che vengano valutate le interazioni tra installazioni esistenti e nuove nello stesso sito, compresi gli eventi esterni a causa comune e le disposizioni di emergenza. Nucleo
Perciò:
La storia del nucleare è testimonianza della memoria infrastrutturale, non della qualificazione dei siti moderni.
3.15 Montalto di Castro: il sito industriale dismesso più insolito del patrimonio nazionale.
Montalto è un caso unico perché non è né semplicemente un ex sito termoelettrico né un mero progetto nucleare storico.
Secondo i dati di Enel, il sito fu originariamente selezionato negli anni ’70 per la costruzione di due reattori BWR da 1.000 MW . Seguì l’autorizzazione alla costruzione, l’assemblaggio dei reattori iniziò nel 1985 e i lavori avevano superato il 70% di completamento quando il cambio di politica successivo al 1987 interruppe il progetto nucleare. Il sito fu successivamente trasformato nel complesso termico Alessandro Volta.
A partire dal 2026, l’impianto Alessandro Volta rimane soggetto a un regime di autorizzazione ambientale attivo, con MASE che registra le procedure AIA in corso e la verifica della conformità. MITE
vantaggi esistenti
- Impatto storico dell’ingegneria nucleare e dello sviluppo civile;
- vasta infrastruttura elettrica;
- terreni esistenti adibiti alla produzione di energia termica;
- Trasmissione a 380 kV;
- È previsto un importante investimento in corrente continua ad alta tensione a Montalto;
- accesso costiero a un grande serbatoio di calore;
- una lunga storia di utilizzo industriale del territorio.
Porte irrisolte
- Analisi PSHA moderna e analisi dei guasti capaci;
- Valutazione delle inondazioni costiere e dello tsunami secondo il modello ITHM25;
- Evoluzione della linea costiera/del livello del mare;
- rivalutazione delle acque sotterranee e delle fondamenta;
- vincoli ecologici e paesaggistici;
- interazione con gli usi energetici attuali/futuri;
- disponibilità di terreni;
- percorso di consegna dei moduli pesanti;
- Valutazione della popolazione e della zona di emergenza.
punto critico
La documentazione originale relativa all’autorizzazione nucleare degli anni ’70 non può essere riutilizzata come prova di idoneità attuale.
La risorsa utile è la conoscenza dei siti storici .
Il vano di sicurezza deve essere ricostruito secondo gli standard contemporanei.
3.16 Trino — forte eredità nel settore nucleare e delle telecomunicazioni, difficile questione idrica
Trino ha gestito la centrale nucleare PWR Enrico Fermi dal 1965 al 1987 e rimane un sito attivo di smantellamento a Sogin . Lo smantellamento del reattore e degli edifici ausiliari è tuttora in corso.
vantaggi esistenti
- Autentica storia operativa del reattore di potenza;
- sito nucleare controllato esistente;
- Monitoraggio nucleare/conoscenza istituzionale;
- 380 kV Trino–Lacchiarella infrastructure;
- evacuazione di energia termica storicamente dimostrata;
- Ampio corridoio industriale-energetico tra Piemonte e Lombardia.
Porte irrisolte
- Proseguono le attività di smantellamento e di gestione temporanea dei rifiuti radioattivi;
- Modellazione delle inondazioni di Po;
- Massima affidabilità dei dissipatori di calore;
- siccità causata dai cambiamenti climatici;
- Concorrenza in agricoltura e nell’utilizzo delle risorse idriche;
- acque sotterranee;
- analisi sismica/delle faglie contemporanea;
- trasporto di componenti pesanti;
- Dati demografici relativi alla pianificazione delle emergenze.
Sogin riferisce che le vecchie torri di raffreddamento a umido sono già state demolite e che la vecchia barriera del Po, utilizzata per ottimizzare l’approvvigionamento di acqua di raffreddamento, è stata rimossa.
Un nuovo reattore non può quindi essere considerato un semplice riavvio dell’infrastruttura di raffreddamento esistente.
Allerta idrica 2026
L’evoluzione della gravità delle siccità nel distretto padano nell’estate del 2026 rafforza significativamente la tesi secondo cui qualsiasi studio Trino dovrebbe essere progettato sulla base di future condizioni di bassa portata piuttosto che sulle medie idrologiche del ventesimo secolo. ISPRA
3.17 Latina / Borgo Sabotino — storia nucleare e nodo strategico della rete elettrica
La centrale Latina Magnox è stata operativa dal 1964 al 1986 e rimane sotto la supervisione di Sogin per la sua dismissione .
L’ambiente del sito è esplicitamente costiero: la rete di monitoraggio di Sogin copre l’acqua di mare, i sedimenti marini, la sabbia della costa, la fauna marina e il canale vicino .
vantaggi esistenti
- ex sito di una centrale nucleare commerciale;
- presenza istituzionale nucleare esistente;
- nodo da 380 kV identificato;
- SA.PE.I. HVDC infrastructure at Borgo Sabotino;
- opzione dissipatore di calore marino;
- Uso storico del territorio a fini industriali ed energetici.
Porte irrisolte
- tsunami e inondazioni costiere;
- scenari di erosione/innalzamento del livello del mare;
- impatti ecologici marini;
- Progettazione dei sistemi di presa e scarico dell’acqua;
- distribuzione della popolazione;
- interazione con le infrastrutture di SA.PE.I.;
- disponibilità di terreno durante la fase di smantellamento;
- percorso di consegna del modulo;
- moderna valutazione sismica specifica del sito.
Il collegamento SA.PEI. conferisce a Borgo Sabotino un’importanza particolare per l’intero sistema elettrico. Questo è un argomento a favore di un’analisi dettagliata della rete, non di una co-localizzazione automatica.
3.18 Caorso — preziose prove infrastrutturali, contesto di localizzazione insolitamente difficile
Caorso gestiva il più grande reattore nucleare commerciale d’Italia ed è tuttora in fase di smantellamento.
Possiede inoltre un’infrastruttura documentata a 380 kV e un rapporto esistente di prelievo idrico con Po. Terna Download
Ma due fatti la distinguono sostanzialmente da Trino e Latina.
Innanzitutto, il registro ufficiale dell’Emilia-Romagna descrive l’impianto come situato all’interno di una zona alluvionale del Po . BURERT
In secondo luogo, la legge del dicembre 2025 dell’assemblea legislativa regionale impone al governo regionale di perseguire un accordo con il governo nazionale che escluda la ripresa della produzione di energia nucleare a Caorso e prosegua con lo smantellamento e la riqualificazione. BURERT
vantaggi esistenti
- ex sito di una grande centrale nucleare;
- rete istituzionale esistente specializzata in energia nucleare;
- Nodo da 380 kV;
- infrastrutture idriche storiche;
- zona industriale.
Principali problemi irrisolti
- Caso di rischio esterno in zona alluvionale;
- acque sotterranee e morfologia del Po;
- Combinazioni estreme di inondazioni e siccità;
- smantellamento in corso;
- opposizione istituzionale regionale;
- impegni di riqualificazione territoriale;
- Qualifica sismica e geotecnica contemporanea.
Questo caso illustra perché una vecchia impronta nucleare non può essere equiparata a una moderna conclusione in merito alla localizzazione di un impianto.
3.19 Garigliano — sito del reattore storico con un carico di rischio esterno più elevato da risolvere
Il reattore Garigliano di Sessa Aurunca ha gestito un BWR da 160 MWe dal 1964 al 1978 ed è ora un sito di smantellamento. Sogin
Il contesto ambientale comprende il fiume Garigliano, le acque sotterranee e la vicina costa tirrenica; Sogin monitora tutti questi elementi ambientali.
La documentazione tecnica regionale identifica Sessa Aurunca nella zona sismica 2, pur rilevando correttamente che la norma NTC 2018 richiede una valutazione sismica specifica per ogni sito. VIA VAS
vantaggi esistenti
- Storia operativa autentica del reattore;
- impronta istituzionale nucleare esistente;
- rete di monitoraggio radiologico esistente;
- storia delle fonti idriche.
Porte irrisolte
- analisi di rischio psicosociale specifica per il sito;
- valutazione dello spostamento della faglia;
- inondazione del fiume;
- interazione tra zona costiera e tsunami;
- acque sotterranee;
- pianificazione delle emergenze;
- attuale capacità della rete EHV;
- percorso attuale dei componenti pesanti;
- interazione di smantellamento.
Rispetto a un’area industriale dismessa puramente industriale, Garigliano dispone di prove storiche sul suo passato nucleare molto più consistenti, ma deve affrontare una combinazione più complessa di questioni relative ai rischi esterni.
3.20 Civitavecchia / Torrevaldaliga Nord — una potente logica industriale, un futuro post-carbone competitivo
Torrevaldaliga Nord ha storicamente operato come una grande centrale elettrica a carbone. Enel ha comunicato che la sua autorizzazione non consentiva più il funzionamento a carbone dopo il 31 dicembre 2025 e che aveva richiesto la chiusura definitiva .
Il sito è collegato alla rete a 380 kV . Scarica Terna
Si trova inoltre all’interno di uno dei sistemi portuali commerciali più efficienti d’Italia.
vantaggi esistenti
- grandi aree dismesse di ultima generazione;
- Rete a 380 kV;
- logistica marittima;
- forza lavoro industriale;
- elevato impatto energetico preesistente;
- potenziale accesso al raffreddamento ad acqua di mare.
Porte irrisolte
- nessuna storia di attività nel settore nucleare commerciale;
- popolazione urbana/portuale;
- pericoli industriali/di trasporto nelle vicinanze;
- Valutazione del rischio tsunami/costiero;
- interazioni tra trasporti aerei, marittimi e stradali;
- fattibilità della pianificazione delle emergenze;
- disponibilità di terreni;
- riqualificazione competitiva.
Quest’ultimo è sostanziale.
La Regione, il MIMIT, il Comune e Invitalia hanno valutato 48 proposte di riqualificazione per l’area post-carbone, mentre nel luglio 2026 il MIMIT ha descritto un processo attivo per rendere disponibili i terreni delle ex centrali elettriche a nuovi investimenti industriali. Regione Lazio
Qualsiasi opzione nucleare si inserirebbe quindi in una competizione già esistente per l’uso del territorio e la reindustrializzazione; non comporterebbe l’occupazione di un sito vuoto e abbandonato.
3.21 Brindisi / Cerano — importanti infrastrutture di rete e portuali all’interno di un territorio industriale con problemi ambientali.
La centrale Federico II di Cerano era uno dei più grandi impianti di generazione di energia a carbone in Italia. Il rapporto di Enel del 2025 affermava che l’attività a carbone non poteva più proseguire dopo la fine del 2025 nell’ambito del quadro di autorizzazione vigente e che era stata richiesta l’autorizzazione alla chiusura definitiva .
Terna identifica il sistema di Brindisi e il complesso di generazione di Brindisi sud sulla rete a 380 kV . Scarica Terna
Il porto di Brindisi supporta un’ampia gamma di operazioni di carico, scarico e movimentazione di merci industriali. adspmam.it
vantaggi esistenti
- vastissimo giacimento di energia già esistente;
- Rete a 380 kV;
- importante porto industriale;
- forza lavoro qualificata nel settore energetico/industriale;
- raffreddamento costiero;
- Potenziale di consegna via mare di moduli di grandi dimensioni.
Porte irrisolte
- Qualifica geologica e sismica specifica per il settore nucleare;
- tsunami/inondazioni costiere;
- pianificazione delle emergenze;
- interazioni pericolose con l’industria;
- oneri ambientali cumulativi;
- strategia locale di utilizzo del territorio;
- riqualificazione industriale competitiva.
Il MIMIT sta già coordinando la reindustrializzazione dell’area dello stabilimento di Brindisi e il Comune era ancora in trattativa con Enel sul futuro del sito nel febbraio 2026. Ministero dell’Interno
Il sito, pertanto, combina una solida infrastruttura fisica con un contesto decisionale complesso di natura ambientale e territoriale.
3.22 Fiume Santo / Porto Torres — logistica eccellente, sistema insulare e complessità di governance
Fiume Santo rimane un importante sito energetico della Sardegna.
Terna documenta l’infrastruttura di trasmissione a 380 kV associata all’impianto, mentre il sistema portuale comprende un’area dedicata a Fiume Santo e una considerevole capacità di carico industriale. Scarica Terna
vantaggi esistenti
- grande impianto di produzione di energia;
- rete ad alta tensione;
- Infrastrutture portuali industriali e logistiche per il trasporto di merci alla rinfusa;
- Affumicatore di calore costiero;
- forza lavoro energetica esistente.
Complicazioni materiali
Il governo regionale sardo ha dichiarato nel febbraio 2026 che la riconversione del Fiume Santo era una priorità, con la posizione territoriale condivisa incentrata sulla conversione da carbone a gas e sulla riqualificazione industriale . Regione Sardegna
L’operatore ha descritto separatamente una graduale eliminazione del carbone prevista per la fine del 2028/inizio 2029 e un processo di trasformazione del sito in corso. EP Fiume Santo
Inoltre, la Sardegna si è formalmente opposta alla delegazione nucleare nazionale durante il processo intergovernativo del 2025, e il suo status di statuto speciale aggiunge un ulteriore livello di analisi giuridica. Regione Sardegna
Un reattore sardo dovrebbe inoltre essere considerato come parte di un sistema elettrico insulare sempre più connesso tramite linee ad alta tensione in corrente continua (HVDC) , e non semplicemente come un altro generatore da 300 MWe sulla terraferma.
3.23 Porto Tolle: perché un’area dismessa può perdere il suo apparente vantaggio infrastrutturale
L’ex centrale termica di Porto Tolle è un’ampia area industriale dismessa adibita alla produzione di energia.
Ma il suo contesto territoriale contemporaneo è fondamentalmente diverso da quello di Civitavecchia o Brindisi.
Il delta del Po circostante costituisce un Parco Naturale Regionale e Riserva della Biosfera UNESCO, caratterizzato da:
- zone umide;
- lagune;
- dune;
- pesca;
- elevata biodiversità;
- Paesaggi agricoli. UNESCO
L’ex centrale elettrica è stata inoltre collegata al progetto di riqualificazione turistica DeltaFarm .
Ciò crea tre vincoli simultanei:
- Rischio esterno di alluvione/delta;
- eccezionale sensibilità ambientale;
- riqualificazione territoriale in competizione.
Ciò dimostra che la sola capacità di generazione preesistente non è un criterio nazionale sufficiente per la scelta del sito.
3.24 I siti nucleari non destinati alla produzione di energia non devono essere confusi con le ex centrali elettriche.
Sogin also manages:
- EUREX Saluggia;
- ITREC Rotondella;
- Casaccia IPU/OPEC;
- FN Bosco Marengo;
- Ispra-1. Sogin
Questi siti dimostrano l’esistenza di infrastrutture e competenze nel settore nucleare.
Non forniscono prove di idoneità pregressa per reattori nucleari commerciali .
Le loro funzioni storiche erano diverse:
- ciclo del combustibile;
- ricerca;
- materiali;
- reattori sperimentali;
- gestione dei rifiuti.
Pertanto, dovrebbero essere inseriti in uno schermo di potenza reattore solo se un futuro proponente presenta un caso specifico che dimostri:
- terreno sufficiente;
- Rete ad altissima tensione;
- soluzione di raffreddamento;
- idoneità a fronteggiare pericoli esterni;
- fattibilità della pianificazione delle emergenze;
- compatibilità con le responsabilità nucleari in corso.
Non dovrebbero essere collocati automaticamente accanto a Trino, Latina, Caorso o Garigliano.
3.25 Matrice comparativa delle evidenze nazionali
La tabella seguente evita volutamente di convertire dati incompleti in un punteggio pseudo-preciso.
| Posizione | Storia dell’energia nucleare | Prove consistenti di EHV | Dissipatore di calore di grandi dimensioni | Logistica marittima pesante | Problema principale identificato | Uso concorrente attuale / fatto politico |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Montalto di Castro | Progetto nucleare completato per oltre il 70%, ma mai entrato in funzione. | Sì — 380 kV + futuro HVDC | Costiero | Richiede uno studio dettagliato del percorso | Rischi costieri, ecologia, riqualificazione moderna | Gestione/riqualificazione del complesso energetico |
| Trino | Sì — azionato da PWR | Sì — 380 kV | Dopo | Percorso interno per dimostrare | scarsità d’acqua, inondazioni/idrologia, dismissione | Smantellamento attivo delle centrali nucleari |
| Latina/Borgo Sabotino | Sì — Magnox | Sì — 380 kV + SA.PE.I. | Costiero | È necessario uno studio di rotta/porto. | Tsunami/costa, popolazione, smantellamento | Smantellamento attivo delle centrali nucleari |
| Caorso | Sì — gestito da BWR | Sì — 380 kV | Dopo | Percorso interno per dimostrare | pianura alluvionale, idrologia | Posizione regionale ufficiale contraria al riutilizzo nucleare |
| Garigliano | Sì — gestito da BWR | Riutilizzo attuale per verificare | Fiume/costa | Percorso per dimostrare | Interazione sismica, alluvionale e costiera | Dismissione attiva |
| Civitavecchia | Nessuna storia nel settore nucleare commerciale | Sì — 380 kV | Costiero | Porto principale | Popolazione, rischi industriali, rischio costiero | Ampio e attivo processo di reindustrializzazione |
| Brindisi/Cerano | Nessuna storia nel settore nucleare commerciale | Sì — 380 kV | Costiero | Importante porto industriale | Impatto ambientale, rischi industriali | reindustrializzazione attiva |
| Fiume Santo | Nessuna storia nel settore nucleare commerciale | Sì — 380 kV | Costiero | Porto industriale | Griglia insulare, costa, governo | Percorso di conversione del carbone in gas/riconversione; l’opposizione sarda al quadro normativo sul nucleare. |
| Porto Tolle | NO | Storia della griglia; requisito attuale per ristabilire | Delta/costa | Possibile accesso marittimo | inondazione del delta/ecologia/paesaggio | Contesto del parco/riserva della biosfera e riqualificazione turistica |
Per “prove solide di altissima tensione” si intende che esistono prove attuali o identificabili da parte di Terna per il nodo elettrico circostante. Non si tratta di un’offerta di connessione .
3.26 Confronto tra famiglie di siti
Ex siti nucleari commerciali
Trino, Latina, Caorso and Garigliano
Il loro vantaggio è la conoscenza:
- storia nucleare;
- monitoraggio;
- aree controllate;
- rapporti tra istituzioni pubbliche;
- alcune eredità di griglia/acqua.
Il loro svantaggio è la resistenza:
- smantellamento;
- rifiuti radioattivi;
- infrastrutture obsolete;
- rischi modificati;
- comunità trasformate;
- nessuna patente acquisita in precedenza.
Area industriale dismessa, non completata, adibita a centrale nucleare/produttiva.
Montalto di Castro
La sua storia nell’ambito dell’ingegneria civile nucleare è unica e la sua posizione nella rete elettrica è insolitamente solida, ma l’utilizzo attuale, i vincoli ambientali e la lacuna normativa di quarant’anni richiedono una completa riqualificazione moderna.
Aree costiere dismesse post-carbone
Civitavecchia and Brindisi
I loro punti di forza principali sono:
- porte;
- griglia;
- terreni industriali;
- forza lavoro;
- raffreddamento.
I loro principali punti deboli sono:
- nessuna storia di reattori;
- contesto industriale denso e complesso;
- riqualificazione competitiva;
- rischio costiero;
- geografia potenzialmente complessa per la pianificazione delle emergenze.
Area industriale dismessa sull’isola
Fiume Santo
Il progetto combina infrastrutture con una specifica problematica di governance legata al sistema insulare e allo statuto speciale, oltre a una traiettoria di conversione alternativa già dichiarata.
Area industriale dismessa termicamente sensibile dal punto di vista ambientale
Porto Tolle
Il suo precedente ruolo nel settore energetico è oggi superato, sullo schermo, dall’idrologia deltizia, dal contesto paesaggistico protetto e da progetti di riqualificazione energetica avanzati che non prevedono l’utilizzo di fonti nucleari.
3.27 Perché lo schermo non può utilizzare un’ipotesi di raffreddamento nazionale
Un reattore modulare di piccole dimensioni (SMR) ad acqua leggera da 300 MWe a Trino e un reattore avanzato raffreddato a piombo o a gas a Montalto non impongono gli stessi requisiti di raffreddamento.
Analogamente:
- Un sito SMR multi-modulo potrebbe eventualmente dissipare più calore rispetto al FOAK iniziale;
- La produzione di teleriscaldamento o di idrogeno modifica i bilanci termici;
- Il raffreddamento a secco riduce la dipendenza dall’acqua, ma influisce sulle prestazioni e sulla configurazione;
- Il raffreddamento dell’acqua di mare modifica gli obblighi ambientali marini.
La schermata del sito e la schermata tecnologica devono quindi convergere in modo iterativo.
Il flusso di lavoro corretto è:
geografia dei candidati → ambito tecnologico → concetto di raffreddamento → modello di rischio del sito → elenco rivisto di tecnologie/siti
piuttosto che:
Scegli il reattore → trova un posto dove posizionarlo.
3.28 Il clima futuro deve essere incluso nella base di progettazione
La norma SSR-1 dell’IAEA richiede che vengano presi in considerazione i cambiamenti dei pericoli esterni durante la vita utile dell’impianto. Le linee guida per la selezione del sito identificano esplicitamente l’evoluzione climatica e il cambiamento dell’uso del suolo/acqua come variabili di localizzazione. Nucleo
Per un reattore italiano che entrerà in funzione alla fine degli anni 2030 e che potenzialmente rimarrà operativo fino agli anni 2090, le tendenze rilevanti includono:
- ondate di calore più intense;
- cambiamenti nel corso dei fiumi;
- siccità prolungata;
- precipitazioni intense;
- variazione del livello del mare nelle zone costiere;
- intrusione salina;
- condizioni di incendio boschivo.
La crisi idrica del Po del 2026 dimostra perché utilizzare solo le medie del XX secolo sarebbe metodologicamente inadeguato.
3.29 Un primo SMR e una flotta richiedono test in loco diversi
Un errore comune nella valutazione del sito è quello di considerare solo il FOAK.
Supponiamo che un sito ospiti con successo un SMR da 300 MWe.
Lo Stato potrà in seguito richiedere:
- due unità;
- quattro unità;
- Sei unità.
Ciò cambia:
- fabbisogno di raffreddamento;
- evacuazione della rete;
- inventario radioattivo totale;
- logistica di costruzione;
- pianificazione delle emergenze;
- alloggi per i lavoratori;
- volume dei rifiuti.
La valutazione del sito dovrebbe quindi esaminare entrambi gli aspetti:
busta FOAK
E
capacità finale credibile del sito .
Altrimenti, l’Italia potrebbe spendere miliardi per concedere in licenza una prima unità in un sito che non è in grado di sostenere una replicazione economica.
3.30 Gli ex siti termici dovrebbero essere sottoposti a una “verifica di fattibilità dei siti dismessi”
Un’area dismessa (brownfield) genera valore solo laddove le risorse utili rimangono utilizzabili.
Per ogni sito termale, lo Stato dovrebbe effettuare un inventario:
| Risorsa | Domanda |
|---|---|
| Stazione di rete | Il rapporto tensione/capacità è adatto alla generazione nucleare? |
| Infrastruttura dell’acqua di raffreddamento | Può soddisfare i requisiti di affidabilità nucleare? |
| Aspirazione/deflusso | Riutilizzabile, ricostruibile o inaccettabile dal punto di vista ambientale? |
| Porta | È in grado di gestire le dimensioni reali dei moduli SMR? |
| Strada | Ponti e curve possono sopportare carichi? |
| Edifici | Responsabilità legate al riutilizzo o alla demolizione? |
| Contaminazione | È necessario un intervento di bonifica da idrocarburi, ceneri, sostanze chimiche o terreno? |
| Sicurezza | È possibile separare un’area protetta a fini nucleari da altre aree utilizzate? |
| Proprietà terriera | È possibile controllare una superficie territoriale contigua sufficiente? |
| Riqualificazione | I progetti concorrenti hanno già acquisito i diritti? |
Questo test è particolarmente importante a Civitavecchia e Brindisi perché sono già attivi processi di reindustrializzazione sostenuti dal governo. Ministero dell’Interno
3.31 Nessuna falsificazione della precisione GPS
In questo rapporto si omette deliberatamente di pubblicare le coordinate ipotetiche del reattore.
In questa fase, una coordinata implicherebbe erroneamente che:
- Sono stati controllati i confini della proprietà;
- I guasti rilevati sono stati eliminati;
- Sono stati modellati i livelli di piena;
- Sono stati completati i sondaggi geotecnici;
- Sono state valutate le zone di popolazione;
- L’autorità di regolamentazione aveva esaminato il pacco.
Nessuna di queste condizioni sussiste.
L’unità geografica corretta nel 2026 è quindi:
sito industriale/nucleare esistente o area candidata
piuttosto che:
coordinate dell’isola del reattore .
Ciò segue il requisito di messa in servizio che vieta espressamente la precisione fittizia. Testo combinato
3.32 Pacchetto minimo di indagine di Fase II
Qualsiasi località che superi una valutazione preliminare a livello nazionale dovrebbe ricevere un pacchetto di indagine comune, in modo che i siti possano essere confrontati sulla base di prove equivalenti.
Geologia e sismicità
- mappatura geologica dettagliata;
- indagine sulla causalità;
- indagini geofisiche;
- Pozzi trivellati;
- analisi di rischio psicosociale specifica per il sito;
- liquefazione;
- cedimento del terreno;
- insediamento;
- stabilità dei pendii.
Idrologia
- precipitazioni massime probabili;
- modellazione delle inondazioni fluviali;
- contributo alla rottura della diga, ove pertinente;
- acque sotterranee;
- drenaggio;
- portate minime corrette in base al clima;
- sedimentazione.
Costiero
- Estrazione di ITHM25 e affinamento sito-specifico;
- mareggiata;
- Salita delle onde;
- erosione;
- scenari di innalzamento del livello del mare;
- revisione delle frane sottomarine, ove pertinente.
Raffreddamento
- diritti idrici;
- flusso ambientale;
- affidabilità delle prese;
- temperatura di scarico;
- alternative per uso umido/asciutto/ibrido;
- Funzionamento in caso di siccità/ondata di calore.
Griglia
- Studio sulla connessione Terna;
- analisi del cortocircuito;
- N-1;
- Rinforzi di rete;
- capacità multi-unità.
Popolazione ed emergenza
- popolazione permanente;
- popolazione diurna;
- turismo;
- strade;
- ospedali;
- istituzioni vulnerabili;
- fattibilità della risposta alle emergenze.
Logistica
- ispezione portuale;
- Ispezione stradale per il trasporto di carichi pesanti;
- carico del ponte;
- raggio di sterzata;
- posa in opera;
- dimensioni del modulo.
Ambientale
- Natura 2000;
- aree protette;
- paesaggio;
- archeologia;
- agricoltura;
- Ecologia delle acque superficiali e sotterranee.
Rischi causati dall’uomo
- impianti industriali;
- oleodotti;
- porte;
- depositi di materiali pericolosi;
- aviazione;
- spedizione;
- incidenti stradali/ferroviari.
Legal
- proprietà;
- zonizzazione;
- concessioni;
- obblighi di smantellamento;
- procedure regionali e comunali;
- diritti di riqualificazione concorrenti.
3.33 Proprietari dei dati per la fase successiva
| Soggetto | Principale fonte di dati/istituzionale italiana |
|---|---|
| Criteri di sicurezza nucleare | ISIN / futuro ente regolatore competente |
| linea di base sismica nazionale | INGV |
| Idrogeologia/inondazioni | ISPRA + Autorità distrettuali del bacino |
| Tsunami | INGV / Protezione Civile |
| Risorse idriche | Autorità distrettuali del bacino + ISPRA |
| Griglia | Terna |
| Popolazione | STATO |
| aree protette | MASE / Regioni / Autorità Natura 2000 |
| Patrimonio paesaggistico/culturale | Ministero della Cultura / Regioni |
| Porti | Autorità del sistema portuale |
| Eredità nucleare | Sogin |
| Monitoraggio ambientale | ISPRA/SNPA/ARPAs |
| Pianificazione locale | Regioni / Province / Comuni |
Il rilevamento dei siti dovrebbe utilizzare la stessa data di riferimento e le stesse ipotesi per tutti i candidati, al fine di evitare che i siti favoriti politicamente vengano valutati con criteri diversi.
3.34 Requisiti probatori prima che un sito ottenga l’autorizzazione formale
Prima che un sito venga pubblicamente descritto come un “sito nucleare preferenziale” italiano, lo Stato deve possedere almeno:
- Rapporto preliminare sulla sicurezza del sito;
- programma sismico specifico per il sito;
- modello di rischio alluvioni/costiere;
- fattibilità del sistema di raffreddamento ad acqua;
- fattibilità della rete da Terna;
- studio sulla popolazione/studio di emergenza;
- studio sulla logistica pesante;
- mappa dei vincoli ambientali;
- strategia di controllo del territorio;
- Analisi di compatibilità con le attività di smantellamento o con le industrie esistenti;
- verbale di consultazione territoriale richiesto dai futuri decreti.
Fino ad allora, termini come “area candidata” o “area oggetto di indagine tecnica” risultano più appropriati.
3.35 Conclusione comparativa nazionale
L’Italia possiede effettivamente una conformazione geografica adatta per avviare un serio processo di individuazione di un sito per un futuro reattore nucleare.
Non possiede una mappa nucleare pre-approvata.
Gli ex siti dei reattori rappresentano la memoria operativa nucleare più forte, ma ognuno di essi porta con sé un vincolo materiale tipico della modernità:
- Trino: idrologia del Po e smantellamento;
- Latina: costa, contesto tsunami/emergenza e smantellamento;
- Caorso: pianura alluvionale più esplicita opposizione regionale;
- Garigliano: rischi esterni sismici/fluviali/costieri più smantellamento.
Montalto di Castro è strutturalmente diverso e merita un’attenzione particolare in qualsiasi futuro programma tecnico, sia perché l’Italia vi ha già realizzato un progetto nucleare di grandi dimensioni, sia perché la rete elettrica attuale rimane di fondamentale importanza. Allo stesso tempo, queste stesse considerazioni impediscono qualsiasi conclusione semplicistica: il sito moderno deve essere riqualificato da zero secondo gli attuali standard di sicurezza nucleare, ambientali e climatici. Enel Corporate
Le principali alternative post-carbone — Civitavecchia e Brindisi — dimostrano la logica industriale della localizzazione di siti industriali dismessi: porti, linee di trasmissione, forza lavoro, accesso al raffreddamento e grandi lotti industriali. La loro debolezza risiede nel fatto che questi stessi contesti industriali/urbani creano rischi di origine antropica, complessità nella pianificazione delle emergenze e competizione con i programmi di reindustrializzazione avanzata già in corso. Ministero dell’Interno
Fiume Santo offre infrastrutture energetiche e portuali altrettanto potenti, ma si trova in un contesto elettrico, costituzionale e politico diverso, con la Sardegna che attualmente sta perseguendo un percorso di conversione differente.
Porto Tolle dimostra perché un’ex grande centrale elettrica può smettere di essere un modello realistico se si considerano l’ecologia delle inondazioni/delta, i paesaggi protetti e la successiva riqualificazione urbana.
Il compito immediato dello Stato in materia di localizzazione non è quindi quello di annunciare la nascita di una città.
Si tratta di creare un programma nazionale di monitoraggio dei siti nucleari che applichi criteri di esclusione e confronto identici in tutta Italia e che sottoponga poi le aree risultanti a diversi anni di raccolta dati specifici per ciascun sito.
Il principio decisivo è semplice:
Brownfield non è equivalente a idoneo al nucleare; ex sito nucleare non è equivalente a riottenibile la licenza; zona costiera non è equivalente a sicurezza idrica; disponibilità locale non è equivalente a idoneità tecnica; e idoneità tecnica non è equivalente ad autorizzazione legale.
Il primo SMR italiano può essere localizzato solo laddove convergono tutte e cinque le condizioni:
sicurezza nucleare + compatibilità ambientale + acqua/rete/logistica + legalità territoriale + resilienza climatica a lungo termine.
CAPITOLO 3 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
Ubicazione degli impianti nucleari e norme di sicurezza
S1 — IAEA, SSR-1, Valutazione del sito per impianti nucleari . Requisiti relativi all’idoneità del sito, ai rischi esterni, alle inondazioni, all’uso del suolo/dell’acqua, alla popolazione e alla pianificazione delle emergenze.
IAEA — SSR-1 Valutazione del sito per impianti nucleari
S2 — IAEA, SSG-35, Indagine e selezione del sito per installazioni nucleari . Popolazione, geologia, rischi sismici, acque sotterranee, evoluzione della linea costiera e considerazioni relative a terra e acqua.
IAEA — SSG-35 Indagine e selezione del sito
S3 — AIEA, linee guida sui rischi sismici. Valutazione del movimento del terreno e dello spostamento delle faglie specifici per il settore nucleare.
AIEA — Rischi sismici nella valutazione del sito per gli impianti nucleari
S4 — AIEA, linee guida sugli eventi esterni causati dall’uomo. Incidenti industriali, esplosioni, eventi di trasporto e rilasci di materiali pericolosi.
AIEA — Eventi esterni causati dall’uomo nella valutazione dei siti nucleari.
prove nazionali sui pericoli esterni
G1 — INGV, modello nazionale di pericolosità sismica MPS04.
INGV — Dati nazionali sulla pericolosità sismica
G2 — INGV, Modello Italiano di Pericolosità Tsunami 2025 — ITHM25. Curve probabilistiche di pericolo tsunami per la costa italiana.
INGV — Modello Italiano di Pericolosità Tsunami 2025
G3 — ISPRA, Instabilità idrogeologica in Italia: pericoli e indicatori di rischio — Edizione 2024. ISPRA
— Rapporto sui pericoli idrogeologici
G4 — Piattaforma ISPRA, IdroGEO. Mappatura nazionale del rischio di frane e alluvioni.
Piattaforma nazionale di rischio idrogeologico ISPRA — IdroGEO.
G5 — ISPRA, valutazione delle risorse idriche 2025. Circa 128 miliardi di m³ di risorse rinnovabili; calo rispetto ai livelli storici.
ISPRA — valutazione delle risorse idriche 2025
G6 — ISPRA, monitoraggio nazionale della gravità delle acque, aggiornato l’11 agosto 2026.
ISPRA — Stato nazionale della gravità delle acque
G7 — Autorità distrettuale del bacino del Po, 25 giugno 2026. Riduzione delle portate fluviali e dell’intrusione salina durante la crisi idrica del 2026.
Autorità del bacino del Po — Condizioni idriche di giugno 2026
Siti del patrimonio nucleare
G8 — Sogin, Italian nuclear sites. Trino, Caorso, Latina, Garigliano and fuel-cycle/research installations.
Sogin — Italian nuclear sites
G9 — Centrale nucleare di Sogin e Trino. Stato di smantellamento, ex torri di raffreddamento, infrastrutture idriche e smantellamento in corso del reattore.
Sito di Sogin e Trino.
G10 — Sogin, Latina monitoraggio ambientale. Contesto costiero e marino dell’ex sito del reattore.
Sogin — Latina monitoraggio ambientale
G11 — Sogin, monitoraggio ambientale del Garigliano. Monitoraggio di fiumi, acque sotterranee e della costa tirrenica.
Sogin — monitoraggio ambientale del Garigliano
G12 — Sogin, Dichiarazione Ambientale di Caorso. Prelievo di acqua dal Po e condizioni ambientali del sito esistente.
Sogin — Dichiarazione Ambientale di Caorso
Trasmissione di energia elettrica
I1 — Terna, Piano nazionale di sviluppo della rete di trasmissione 2025. Architettura di sviluppo attuale, Hypergrid e investimenti 2025-2034.
Terna — Piano nazionale di sviluppo della rete di trasmissione elettrica.
I2 — Terna, Trino–Lacchiarella 380 kV infrastructure.
Terna — Trino grid infrastructure
I3 — Terna, progetto Hypergrid Milano–Montalto. Due circuiti HVDC da 1.000 MW verso Montalto.
Materiale del progetto Terna — Milano–Montalto HVDC.
Montalto di Castro
I4 — Enel, Dichiarazione ambientale di Alessandro Volta. Progetto nucleare storico: due BWR da 1.000 MW; costruzione completata per oltre il 70% prima della cancellazione.
Enel — Montalto di Castro, documentazione ambientale e storica.
G13 — Database delle autorizzazioni ambientali MASE, impianto Alessandro Volta. Stato operativo/AIA attuale e procedure 2026.
MASE — Registro delle autorizzazioni ambientali di Alessandro Volta
Aree industriali dismesse post-carbone
I5 — Enel, Relazione Annuale Integrata 2025. Cessazione dell’utilizzo autorizzato del carbone presso Federico II e Torrevaldaliga Nord e richieste di chiusura definitiva.
Enel — Relazione Annuale Integrata 2025
G14 — MIMIT, reindustrialisation of Cerano/Brindisi and Torrevaldaliga Nord/Civitavecchia.
MIMIT — Brindisi and Civitavecchia power-station reindustrialisation
G15 — Regione Lazio, proposte di riqualificazione di Civitavecchia. 48 progetti in fase di valutazione.
Regione Lazio — Processo di riqualificazione di Torrevaldaliga Nord
G16 — Autorità di Sistema Portuale del Mar Adriatico Meridionale, operazioni portuali di Brindisi.
Porto di Brindisi — operazioni di movimentazione merci industriali.
Fiume Santo / Sardinia
G17 — Sardinia Region, 5 February 2026. Territorial strategy centred on Fiume Santo reconversion.
Sardinia Region — Fiume Santo reconversion strategy
I6 — Gestore di Fiume Santo, aggiornamento sulla sostenibilità 2026. Eliminazione graduale del carbone e percorso di trasformazione.
Fiume Santo — Aggiornamento del Rapporto di Sostenibilità 2025
G18 — Ente di controllo del sistema portuale del Mar di Sardegna. Infrastrutture industriali di Porto Torres e marittime di Fiume Santo.
Ente di controllo del sistema portuale — Porto Torres
posizione territoriale di Caorso
G19 — Bollettino Ufficiale Emilia-Romagna, dicembre 2025. L’ex centrale di Caorso è stata identificata come situata in una pianura alluvionale del Po; l’Assemblea incarica la Regione di perseguire l’esclusione di una ripresa della produzione nucleare nel sito.
Emilia-Romagna — atto ufficiale Caorso
Porto Tolle / Po Delta
G20 — UNESCO, Riserva della Biosfera del Delta del Po. Caratteristiche ecologiche e territoriali del delta.
UNESCO — Riserva della Biosfera del Delta del Po
G21 — Regione Veneto, Parco Regionale del Delta del Po.
Regione Veneto — Parco Naturale Regionale del Delta del Po
I7 — Enel, Porto Tolle / DeltaFarm redevelopment.
Enel — Porto Tolle redevelopment
FINE DEL CAPITOLO 3
CAPITOLO 4 — LA BASE INDUSTRIALE NUCLEARE ITALIANA COSÌ COM’È, NON COME LA DESCRIVONO I TITOLI DI STAMPA
4.1 Risultati dell’esecuzione
L’Italia entra nel programma nucleare con una base industriale nucleare reale, tecnicamente significativa e attiva a livello internazionale , ma non con le centinaia di fornitori nucleari già qualificati che talvolta si lasciano intendere da dichiarazioni politiche o mediatiche.
La linea di base attualmente più difendibile è molto più ristretta.
La valutazione Edison-Ansaldo Nucleare-TEHA del 2024 ha individuato circa 70 aziende italiane specializzate nel settore dell’energia nucleare . Si stima che la loro attività specificamente legata al nucleare abbia generato un valore di circa 457 milioni di euro nel 2022 e sostenuto circa 2.800 posti di lavoro . Lo stesso studio ha modellato un impatto industriale prospettico ben maggiore – fino a 50,3 miliardi di euro e 117.000 posti di lavoro diretti, indiretti e indotti entro il 2050 secondo il suo scenario di sviluppo – ma queste cifre rappresentano i risultati di uno scenario , non un censimento della forza lavoro nucleare attuale o del portafoglio ordini contrattualizzato. [I/S]
Ansaldo Nucleare ha riferito separatamente nel 2024 che più di 70 aziende italiane attive nella filiera nucleare hanno partecipato alla sua iniziativa per i fornitori Cernavodă. Tale cifra è coerente con la stima del nucleo specializzato ed è sostanzialmente diversa dalle affermazioni secondo cui l’Italia possiede già quattro o cinquecento aziende qualificate nel settore nucleare. [I]
La distinzione è fondamentale perché la produzione nucleare non è sinonimo di produzione avanzata.
Un’azienda può possedere:
- lavorazioni pesanti;
- esperienza con recipienti a pressione;
- fabbricazione offshore;
- saldatura nel settore petrolifero e del gas;
- elettronica aerospaziale;
- ampia capacità EPC;
senza essere immediatamente qualificati per fabbricare un componente di classe di sicurezza nucleare.
L’accordo stipulato nel luglio 2026 tra Ansaldo Energia e RINA è particolarmente significativo sotto questo aspetto. Il programma è esplicitamente rivolto ad aziende “non attualmente attive nel settore nucleare” ma in possesso di competenze industriali trasferibili; RINA si occuperà di effettuare analisi delle lacune e di assistere tali aziende attraverso la certificazione e la qualificazione. In altre parole, è la stessa industria italiana a riconoscere la differenza tra una capacità adiacente e una filiera qualificata per il settore nucleare. [I]
L’Italia, tuttavia, conserva posizioni insolitamente forti in diversi settori:
- Ingegneria, approvvigionamento e costruzione (EPC) nucleare e integrazione di sistemi;
- componenti ad alta pressione nucleare;
- Forgiati e grandi anelli;
- raccordi per tubi ad alta integrità;
- Saldatura e fabbricazione nucleare;
- prove termoidrauliche;
- contenitori per combustibile esaurito e materiale radioattivo;
- smantellamento e gestione dei rifiuti radioattivi;
- magneti per la fusione e strutture per recipienti a vuoto;
- Ricerca e sviluppo sui reattori veloci raffreddati al piombo;
- Formazione e ricerca in ingegneria nucleare.
La debolezza industriale è diversa.
Attualmente l’Italia non possiede una filiera completa di fornitura di reattori sovrani equivalente a quella di Francia, Stati Uniti, Russia, Cina o Corea del Sud. Non dispone di un’organizzazione nazionale consolidata di fornitori di reattori in grado di fornire un reattore LWR-SMR commerciale autorizzato, né di una filiera commerciale attiva per la fabbricazione e l’arricchimento del combustibile per reattori di potenza. Un futuro FOAK italiano richiederebbe pertanto una piattaforma tecnologica per reattori estera o multinazionale, mentre l’industria italiana potrebbe potenzialmente acquisire una quota sostanziale di ingegneria, opere civili, componenti ausiliari, componenti pesanti, collaudi, installazione, sistemi digitali, servizi e attività relative al ciclo di vita.
La strategia nazionale realistica non è quindi “L’Italia è già in grado di costruire da sola un intero reattore”.
È:
L’Italia possiede già un nucleo industriale concentrato e qualificato per il nucleare, circondato da un’economia manifatturiera molto più ampia che potrebbe essere progressivamente qualificata per un programma di produzione e di esportazione a livello nazionale.
Questa è la distinzione che il presente capitolo ricostruisce azienda per azienda, come richiesto dal mandato di appalto.
4.2 Perché la narrazione delle “500 aziende” è analiticamente insicura
Nel dibattito pubblico, si tende spesso a confondere queste tre popolazioni.
Popolazione A — organizzazioni dimostrabilmente attive nel settore nucleare
Si tratta di aziende, laboratori o enti pubblici che dispongono di prove dirette di:
- contratti nucleari;
- impianti nucleari;
- produzione nucleare;
- test nucleari;
- scorie nucleari/smantellamento;
- Ricerca e sviluppo nel settore nucleare;
- Codici e certificazioni specifici per il settore nucleare.
Questa popolazione è relativamente piccola.
Popolazione B: aziende identificate all’interno della filiera nucleare specializzata
L’analisi TEHA/Edison/Ansaldo ha individuato circa 70 aziende specializzate .
Anche l’attuale elenco dei membri collettivi di AIN comprende un gruppo concentrato di produttori, aziende di servizi pubblici, società di ingegneria, enti di certificazione, istituti di ricerca e università, piuttosto che centinaia di produttori nominalmente nucleari. [I/S]
Popolazione C — industria italiana potenzialmente convertibile
I settori italiani più ampi della meccanica, delle apparecchiature a pressione, dell’acciaio, dell’ingegneria civile, dell’elettronica, dell’automazione, della cantieristica navale, dell’energia e del petrolio e del gas comprendono centinaia di aziende che potrebbero teoricamente entrare nelle catene di fornitura del settore nucleare.
Rappresentano la potenziale capacità della catena di approvvigionamento .
Non sono automaticamente qualificati per il settore nucleare.
È in questa terza fascia di popolazione che la narrazione delle “400-500 aziende” diventa plausibile come stima di politica industriale, ma fuorviante come affermazione delle capacità attuali.
Regola di segnalazione corretta
| Dichiarazione | Valutazione |
|---|---|
| “In Italia ci sono circa 70 aziende specializzate nel settore nucleare”. | Supportato come stima industriale attuale basata su uno studio |
| “Più di 70 aziende italiane della filiera nucleare hanno partecipato all’iniziativa Cernavodă di Ansaldo”. | Supportato |
| “L’Italia conta circa 500 aziende che potrebbero potenzialmente contribuire al settore nucleare”. | Possibile inquadramento del potenziale industriale, a seconda della metodologia |
| “L’Italia ha già 500 aziende qualificate nel settore nucleare”. | Non supportato |
| “Attualmente in Italia ci sono 117.000 persone impiegate nel settore nucleare”. | Interpretazione errata di uno studio di scenario |
| “In uno scenario di implementazione a lungo termine, potrebbero essere creati 117.000 posti di lavoro.” | Affermazione di scenario; deve essere etichettata come tale |
Il programma di qualificazione Ansaldo-RINA del 2026 fornisce la prova concreta che il settore industriale nel suo complesso necessita ancora di una certificazione strutturata prima di poter accedere al mercato nucleare.
4.3 Metodologia di qualificazione utilizzata in questo capitolo
Il rapporto non utilizza l’espressione “qualificato per il nucleare” a scopo di marketing.
Ciascuna organizzazione viene inserita in una delle quattro classi di evidenza.
Classe NQ-1 — Nocciolo nucleare qualificato direttamente per la produzione nucleare
Le prove pubbliche dimostrano una o più delle seguenti circostanze:
- Certificazione nucleare ASME;
- Certificazione ISO 19443 per la catena di approvvigionamento nucleare;
- produzione nucleare di classe di sicurezza documentata;
- Contratto in essere per il componente nucleare del reattore/fusione;
- riconosciuta capacità di effettuare test nucleari;
- Lavoro diretto su impianti nucleari in esercizio o di nuova costruzione.
Classe NA-2 — Organizzazione nucleare direttamente attiva
L’organizzazione svolge attività nucleari a tutti gli effetti, ma non viene qui classificata come produttrice di componenti di classe di sicurezza.
Alcuni esempi includono:
- servizi di pubblica utilità/sviluppatori;
- operatori addetti allo smantellamento;
- sviluppatori di reattori;
- istituti di ricerca nucleare;
- organizzazioni di certificazione;
- università.
Classe NC-3 — Conversione strutturata/adiacente al nucleare
L’organizzazione ha:
- una partnership nucleare;
- uno studio di fattibilità;
- un programma di sviluppo industriale nucleare;
- capacità trasferibile identificabile;
ma non ci sono prove sufficienti per classificare le sue principali attività produttive come attualmente qualificate per l’impiego nel settore nucleare.
Classe AC-4 — Solo capacità industriale adiacente
L’organizzazione possiede capacità industriali rilevanti, ma le prove esaminate per questo capitolo non attestano l’attuale qualificazione nucleare né uno specifico riferimento attuale per la produzione nucleare.
Questa classificazione è volutamente conservativa.
Appartenere a una classe inferiore non significa che un’azienda sia incapace di operare nel settore nucleare.
Significa che il rapporto non sostituirà le deduzioni alle prove documentate.
4.4 Mappa industriale consolidata
| Organizzazione | ruolo principale | Scala/tipo | Classe di prove | Rilevanza nucleare documentata attuale |
|---|---|---|---|---|
| Nuclità | Selezione della tecnologia / piattaforma industriale | Joint venture aziendale | NA-2 | Valutazione di progetti di reattori nucleari di nuova generazione consolidati; attenzione iniziale ai reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) raffreddati ad acqua. |
| Enel | Azionista di Utility / Nuclitalia | Elenco di grandi dimensioni | NA-2 | Azionista di Nuclitalia con il 51% delle quote |
| Ansaldo Nucleare | Ingegneria EPC, NSSS/BOP, componenti, servizi | Specialista principale | NQ-1 | AP1000, Cernavoda, Krško, ITER, LFR |
| Leonardo | Piattaforma azionaria per tecnologia/elettronica/sicurezza | Grandi società quotate/legate allo stato | NC-3 | 10% Nuclitalia; contributo futuro al sistema nucleare non ancora definito |
| Edison | Programma di sviluppo/commerciale | Grande utilità | NA-2 | Iniziativa di sviluppo SMR di EDF/NUWARD |
| newcleo | Sviluppatore di reattori LFR | Sviluppatore di reattori avanzati | NA-2 | Programma LFR; cooperazione ENEA/europea |
| Westinghouse Electric Italia | NSSS industria pesante | Importante polo manifatturiero | NQ-1 | AP1000/AP300 e componenti pesanti nucleari |
| Walter Tosto | Fabbricazione pesante nucleare | Industriale specializzato | NQ-1 | Certificazione ASME N; recipiente a vuoto ITER |
| ATB Riva Calzoni | Recipienti a pressione / barili / contenitori | Industriale specializzato | NQ-1 | Apparecchiature per isole nucleari; contenitori; contratto ASME III |
| SIMIC | Fabbricazione di precisione per il settore nucleare/fusione | Industriale specializzato | NQ-1 | Bobine/piastre ITER; contratto per componenti di contenimento ASME III 2026 |
| Gruppo FOMAS | Forgiature/anelli nucleari | Industriale specializzato | NQ-1 | Cinque decenni di fucinatura nucleare; capacità di organizzazione dei materiali |
| Tectubi Raccordi | Raccordi/tubazioni nucleari | Industriale specializzato | NQ-1 | Fornitura EPR/AP1000; ISO 19443; ASME NCA |
| IBF / Tubacex | Tubi/raccordi nucleari | Industriale specializzato | NQ-1/NA-2 | Tubazioni di confine di pressione nucleare e componenti del circuito di raffreddamento |
| Arvedi AST | Forgiati pesanti / materiali nucleari | Importante produttore di acciaio | NA-2 in attesa di convalida della certificazione attuale | Componenti nucleari e recipiente del reattore storico; l’ultima documentazione pubblica ASME NCA è scaduta nel 2025. |
| Belleli Energy | Apparecchiature a pressione / fusti | Industriale specializzato | NA-2 | Capacità di produzione di prodotti da generatori di vapore nucleari/bottiglie |
| SEDITI | test nucleari termoidraulici | Laboratorio specializzato | NQ-1 | Sistema NQA-1; test per i principali fornitori di reattori; storia di riconoscimento da parte della NRC |
| Sogin | Smantellamento / rifiuti / deposito | di proprietà statale | NA-2 | Intera flotta storica e programma nazionale di gestione dei rifiuti. |
| Nucleco | trattamento dei rifiuti / smantellamento | Società sussidiaria specializzata Sogin | NA-2 | Dismissione di reattori PWR/BWR/GCR e del ciclo del combustibile. |
| RINA | Certificazione / qualificazione / ingegneria | grande gruppo di servizi | NA-2 | Qualificazione della catena di approvvigionamento nucleare; fattibilità nucleare marittima |
| ENEA | Ricerca e sviluppo / test / LFR / fusione | ricerca pubblica | NA-2 | EAGLES, ALFRED, LEANDREA, Brasimone, DTT |
| CIRTEN | Ricerca e sviluppo universitaria e formazione | Consorzio accademico | NA-2 | Rete di ingegneria nucleare composta da sette università |
| Superconduttori ASG | Magneti superconduttori per la fusione | Specialista in alta tecnologia | NQ-1 | ITER e 18 magneti toroidali DTT |
| Uno | Investitore nel settore della fusione nucleare / partner industriale nel settore energetico | Grandi società quotate/legate allo stato | NA-2 | CFS, DTT, programma sul trizio dell’UKAEA |
| Fincantieri | Integrazione navale | Grandi società quotate/legate allo stato | NC-3 | fattibilità della propulsione nucleare newcleo/RINA |
| MAIRE / NEXTCHEM | Integrazione di processo / idrogeno / calore industriale | Grandi aziende quotate in borsa nel settore EPC/tecnologia | NC-3 | Studio sulla fabbrica elettronica a energia nucleare di newcleo |
| Valvitalia | Valvole/attuazione/sistemi antincendio | Importanti industrie | AC-4 | Produzione trasferibile pertinente; qualifica nucleare attuale non dimostrata in questo contesto |
| Valvole ORION | Valvole industriali | Specialista | AC-4 | Membro AIN; qualifica specifica per il settore nucleare non stabilita dalla documentazione di certificazione esaminata. |
| Saipem | EPC / costruzione complessa | Elenco di grandi dimensioni | AC-4 | Elevata capacità EPC trasferibile; nessuna qualifica nucleare specifica attualmente stabilita nel set di prove |
| Costruiamo | Grandi opere civili | Elenco di grandi dimensioni | AC-4 | Elevata capacità civile trasferibile; nessun riferimento nucleare specifico attualmente stabilito nell’insieme delle prove |
Questa tabella deve essere letta come una mappa delle prove, non come un elenco ristretto di candidati per gli appalti.
4.5 Nuclitalia — veicolo nazionale di selezione tecnologica, non un produttore italiano di reattori.
Nuclitalia è stata formalmente costituita nel maggio 2025 con:
- Enel 51% ;
- Ansaldo Energia 39%;
- Leonardo 10% .
Il suo mandato è quello di valutare le tecnologie nucleari avanzate e le opportunità di mercato, concentrandosi inizialmente sui reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) raffreddati ad acqua , relativamente maturi , definire i requisiti per il sistema italiano e analizzare possibili collaborazioni industriali e accordi di co-progettazione. [I]
I nuclei occupano quindi una posizione importante tra:
programma statale
E
approvvigionamento di tecnologia commerciale .
Non lo è ancora:
- un fornitore NSSS;
- un’autorità di progettazione di reattori;
- un operatore nucleare italiano autorizzato;
- un produttore di reattori.
Il significato industriale risiede invece nella possibilità che Nuclitalia diventi lo strumento attraverso il quale le esigenze italiane si traducano nella selezione dei fornitori e in accordi di contenuto locale.
Ciò potrebbe conferirle un’influenza sproporzionata su quali segmenti della filiera italiana acquisiscano rilevanza strategica.
Ad esempio, la scelta di un PWR-SMR integrato favorirebbe:
- Forgiati per recipienti a pressione;
- accessori nucleari;
- Componenti del generatore di vapore e del sistema primario;
- Produzione conforme agli standard ASME/RCC-M;
- Capacità di test LWR.
La scelta di un LFR genererebbe una catena di approvvigionamento sostanzialmente diversa.
Nuclitalia dovrebbe quindi essere classificata come NA-2: piattaforma tecnologica/di investimento nel settore nucleare , e non come azienda produttrice di apparecchiature nucleari.
4.6 Enel — sponsor industriale e azionista di maggioranza di Nuclitalia
Il ruolo immediato e documentato di Enel è la sua partecipazione di controllo del 51% in Nuclitalia .
Il gruppo apporta una scala di utilizzo:
- conoscenza del sistema elettrico;
- sviluppo del progetto;
- esperienza nel mercato dell’energia;
- governance dei grandi progetti di investimento.
Ma il nuovo organismo italiano è stato creato specificamente per valutare tecnologie e collaborazioni industriali, piuttosto che per dichiarare una tecnologia di reattore preselezionata.
Pertanto, il rapporto non dovrebbe descrivere Enel come l’operatore già designato della flotta nucleare italiana.
Tale decisione non è stata ancora presa.
4.7 Edison: creatore di programmi commerciali, non produttore di NSSS
Edison occupa una posizione diversa.
Nel giugno 2026 Edison, EDF, NUWARD e le principali aziende italiane del settore nucleare hanno formalizzato la cooperazione finalizzata allo sviluppo di un programma europeo per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR), con l’obiettivo industriale di raggiungere le prime unità intorno al 2035. L’iniziativa collega Edison a:
- Esperienza operativa di EDF nel settore nucleare;
- Sviluppo tecnologico NUWARD;
- Ansaldo e la partecipazione italiana alla catena di fornitura.
L’attività è strategicamente rilevante ma appartiene ancora alla fase del programma di sviluppo/industriale , non a un progetto italiano autorizzato. [I]
Edison dovrebbe quindi essere considerato un potenziale:
- sviluppatore;
- ente promotore del programma;
- utente finale di servizi pubblici/commerciali;
piuttosto che un produttore italiano di NSSS.
4.8 Ansaldo Nucleare: il centro di gravità della filiera italiana della fissione nucleare
Nessuna azienda industriale italiana ha un ruolo nella fissione nucleare attualmente documentato più ampio di Ansaldo Nucleare .
L’azienda si presenta come appaltatore EPC e integratore di sistemi con competenze che coprono:
- ingegneria;
- approvvigionamento;
- produzione;
- installazione;
- messa in servizio;
- supporto operativo;
- smantellamento;
- sistemi di gestione dei rifiuti;
- reattori avanzati;
- fusione. [Io]
La sua documentazione di riferimento comprende diversi progetti di rilevanza tecnica.
AP1000 Sanmen
Per il reattore AP1000 di Westinghouse presso l’Unità 1 di Sanmen, Ansaldo Nucleare:
- Ho progettato e realizzato lo scambiatore di calore passivo per la rimozione del calore residuo;
- fornito come componente ASME Sezione III Divisione 1 Classe 1 ;
- Apparecchiature di contenimento progettate/prodotte/certificate secondo la norma ASME III Classe MC .
Questo è importante perché dimostra esperienza con hardware di classe di sicurezza III+ di generazione reale, piuttosto che con ingegneria energetica generica.
Ansaldo ha contribuito al completamento delle unità 1 e 2 di Cernavodă , continua a fornire servizi di ingegneria e manutenzione e si sta preparando per il programma di estensione della vita utile dell’unità 1 e per le future unità 3 e 4.
Krsko
Nel giugno 2026, la società ha annunciato il completamento di due interventi di ammodernamento presso la centrale nucleare di Krško e di un ulteriore contratto di ristrutturazione del sistema antincendio, a dimostrazione dei lavori in corso su un reattore nucleare europeo in funzione.
ITER
Ansaldo è attiva anche nel progetto ITER, in particolare nei sistemi di distribuzione elettrica di emergenza e nelle infrastrutture per la manipolazione a distanza. Nel maggio 2026 ha completato la produzione e i test integrati di un sistema di manipolazione a distanza per contenitori e tappi di ITER, nell’ambito di un contratto con Fusion for Energy.
Reattori avanzati
Ansaldo Nucleare ed ENEA sono partner del consorzio EAGLES , che sviluppa la tecnologia europea dei reattori veloci raffreddati a piombo, tra cui ALFRED, EAGLES-300 e i progetti correlati a LEANDREA.
conclusione industriale
Ansaldo Nucleare è pertanto NQ-1 e deve essere trattato come:
- Il principale nucleo italiano di ingegneria, approvvigionamento e costruzione (EPC) e di integrazione di sistema nel settore nucleare;
- un potenziale partner per la localizzazione di fornitori stranieri di reattori;
- Coordinatore della filiera specializzata italiana.
Ciò non rende Ansaldo un produttore OEM italiano indipendente e attualmente autorizzato per i reattori LWR-SMR.
Il suo ruolo più realistico e concreto è quello di integratore nucleare nazionale, affiancato dal proprietario della tecnologia del reattore.
4.9 Westinghouse Electric Italy: un vero e proprio asset di produzione pesante nel settore nucleare.
Nel marzo 2026 Mangiarotti SpA è stata rinominata Westinghouse Electric Italy SpA.
Westinghouse ha descritto esplicitamente l’impianto di Monfalcone come un centro di produzione nucleare dedicato, a supporto della sua catena di approvvigionamento globale.
L’azienda impiega circa 300 professionisti altamente qualificati ed è in grado di fornire supporto a:
- AP1000;
- AP300;
- progetti negli Stati Uniti;
- Polonia;
- Bulgaria;
- apparecchiature pesanti del sistema globale di fornitura di vapore nucleare. [I]
Si tratta di uno dei cambiamenti industriali più importanti nel panorama nucleare italiano contemporaneo.
A differenza di un potenziale fornitore invitato a qualificarsi, Westinghouse Electric Italy fa parte di un’organizzazione globale consolidata di fornitori di reattori.
La sua rilevanza industriale si estende a:
- attrezzature pesanti NSSS;
- produzione nucleare di precisione;
- saldatura;
- fabbricazione di componenti di grandi dimensioni;
- Controllo qualità dei fornitori globali.
Implicazione strategica
Westinghouse Electric Italy potrebbe fungere da:
- un polo manifatturiero per l’esportazione, indipendente dalla scelta del reattore italiano;
- un punto di riferimento per la localizzazione nazionale qualora venisse selezionata un’adeguata tecnologia Westinghouse;
- Un riferimento di formazione/qualifica per i fornitori circostanti.
La sua classificazione è inequivocabilmente NQ-1 .
4.10 Walter Tosto — fabbricazione pesante nucleare supportata da una certificazione nucleare effettiva
Walter Tosto offre un altro chiaro esempio della differenza tra capacità trasferibile e capacità nucleare diretta.
La cronologia industriale dell’azienda stessa:
- 2010 — partecipazione con Ansaldo Nucleare e Mangiarotti al contratto per il recipiente a vuoto di ITER;
- 2011 — acquisizione della certificazione ASME N Stamp per lavori nel settore nucleare;
- 2014 — apertura di un laboratorio dedicato alle operazioni nucleari e pulite. [I]
L’organizzazione ITER conferma che il contributo europeo relativo al recipiente a vuoto è stato realizzato dal consorzio AMW — Ansaldo Nucleare, Mangiarotti e Walter Tosto — e documenta i grandi settori ITER in fase di fabbricazione presso Walter Tosto.
Si tratta di fabbricazione nucleare diretta.
Walter Tosto dovrebbe pertanto essere classificato NQ-1 per:
- grandi strutture nucleari saldate;
- fabbricazione ad alta integrità;
- componenti complessi in acciaio inossidabile;
- lavorazioni meccaniche pesanti.
La sua rilevanza per i futuri SMR dipenderà dall’architettura primaria/di contenimento selezionata dal fornitore.
4.11 ATB Riva Calzoni — apparecchiature a pressione del reattore e contenitori
ATB Riva Calzoni possiede prove nucleari dirette e attuali sia sulle apparecchiature front-end dell’impianto che sui sistemi di trasporto e stoccaggio back-end.
L’azienda dichiara di essere stata qualificata da importanti società di ingegneria nucleare, tra cui Westinghouse, Framatome e GE, per la fornitura di componenti critici per isole nucleari e identifica capacità che si estendono a:
- recipienti del reattore;
- pressurizzatori;
- recipienti a pressione;
- attrezzature per la ricerca nucleare;
- contenitori per materiale radioattivo ad alto livello. [I]
ATB gestisce inoltre un’officina specificamente dedicata alla produzione di componenti nucleari e ha investito direttamente nella sua attività di confezionamento dei contenitori.
Nel luglio 2026 ATB e SIMIC hanno annunciato un nuovo contratto per la fornitura di componenti chiave di un recipiente di contenimento ASME Sezione III, destinato a un importante programma nucleare non specificato.
Ciò è particolarmente significativo perché dimostra l’attuale attività di produzione di apparecchiature per la sicurezza nucleare di classe 2026 , e non solo le qualifiche storiche.
L’ATB dovrebbe pertanto essere classificato NQ-1 .
I suoi potenziali ruoli nel programma italiano includono:
- apparecchiature a pressione del reattore;
- attrezzature di contenimento;
- componenti di pressione del sistema primario;
- contenitori per combustibile esaurito/materiale ad alta attività.
4.12 SIMIC — uno dei più importanti produttori italiani di fusione in Europa, ora in possesso anche di prove sulla fissione
SIMIC viene spesso descritto principalmente attraverso ITER, dove i risultati ottenuti sono eccellenti.
La sua produzione documentata comprende:
- dieci bobine toroidali di campo ITER;
- 70 piastre radiali;
- Lavori di montaggio della cassetta del divertore;
- altri importanti dispositivi per la fusione nucleare. [I]
Il significato non è meramente dimensionale.
La produzione di ITER richiede:
- materiali speciali;
- Controllo estremo della saldatura;
- tracciabilità;
- precisione dimensionale;
- documentazione di qualità.
Il contratto ATB-SIMIC del luglio 2026 rafforza in modo sostanziale le prove relative alla fissione nucleare, aggiungendo la produzione di componenti per recipienti di contenimento conformi alla Sezione III dell’ASME .
SIMIC è quindi correttamente classificato come NQ-1 anziché come “solo fusione”.
4.13 FOMAS — capacità di forgiatura strategica
La realizzazione di grandi pezzi forgiati ad alta resistenza è uno dei segmenti della catena di approvvigionamento più difficili da ricreare rapidamente.
FOMAS riveste pertanto un’importanza strategica.
Nella documentazione relativa alla produzione di energia del febbraio 2026, l’azienda dichiara di aver fornito forgiati a stampo aperto di alta qualità alle centrali nucleari per circa 50 anni e si identifica come un’organizzazione europea ASME di lunga data nel settore dei materiali .
L’azienda registra specificamente la consegna, all’inizio degli anni ’70, di forgiature per gli ugelli di ingresso/uscita principali per il reattore BWR di Caorso . [I]
La sua gamma di prodotti nucleari contemporanei comprende forgiati/anelli per:
- Circuiti primari e secondari di generazione I-IV;
- generatori di vapore;
- teste primarie;
- fogli di tubi;
- ugelli di alimentazione dell’acqua;
- gestione dei rifiuti nucleari;
- Applicazioni di fusione/ITER.
Pertanto, FOMAS dovrebbe essere classificato come NQ-1 .
Per un programma nazionale di SMR, la sua rilevanza potrebbe estendersi a:
- Componenti forgiati del recipiente del reattore;
- Forgiature per generatori di vapore;
- ugelli;
- anelli;
- materiale strutturale del sistema primario.
Il potenziale di localizzazione preciso dipende in larga misura dal diametro del recipiente, dall’architettura SMR integrata e dai percorsi dei materiali approvati dal fornitore.
4.14 Arvedi AST — capacità metallurgica nucleare sostanziale, ma lo stato di certificazione deve essere riconvalidato
Accai Speciali Terni vanta una delle più antiche e prestigiose tradizioni nel settore nucleare della metallurgia italiana.
Nel suo curriculum storico si annovera la produzione del recipiente del reattore Garigliano , e l’azienda afferma di essere diventata, durante il programma storico, l’unico produttore italiano di alcuni prodotti in acciaio inossidabile per centrali nucleari.
La sua attuale divisione Forgiatura identifica i prodotti per:
- reattori nucleari;
- generatori di vapore;
- pressurizzatori;
- pompe e valvole;
- Contenitori per il trasporto di scorie nucleari.
Il suo rapporto del 2024 afferma che la Divisione Forgiatura deteneva la certificazione come Organizzazione dei Materiali ASME NCA-3800 , rinnovata nel 2023 con validità fino al 2025 .
Quella data definitiva è importante.
Alla data limite di settembre 2026, le prove pubbliche esaminate per il presente capitolo non stabiliscono se tale certificato specifico sia stato successivamente rinnovato.
La classificazione corretta è quindi:
Produttore metallurgico con capacità nucleare documentata: lo stato di certificazione attuale dovrà essere riconvalidato prima dell’approvvigionamento.
Il rapporto non dovrebbe estendere implicitamente la validità di un certificato oltre la sua data di pubblicazione.
4.15 Tectubi Raccordi — uno degli specialisti di PMI/medie dimensioni più qualificati nel settore nucleare
Tectubi Raccordi rappresenta il tipo di fornitore che rende il polo nucleare italiano sostanzialmente diverso da un normale distretto di industria pesante.
Il suo record copre:
- Caorso;
- Trino;
- Montalto;
- Programmi francesi Phénix/Superphénix;
- EPR;
- AP1000;
- impianti nucleari internazionali. [I/S]
Ancora più importante, la sua attuale documentazione sulla qualità del 2026 identifica:
- Certificazione ISO 19443 per la catena di fornitura nucleare;
- Disposizioni del sistema di qualità NCA della Sezione III del BPVC ASME ;
- Requisiti culturali in materia di sicurezza nucleare;
- Qualifica EDF. [I]
Tectubi descrive inoltre le sue apparecchiature di Castel San Giovanni come gestite secondo standard di qualità nucleare e si identifica come fornitore di lunga data di tubazioni e raccordi per il settore nucleare.
Il suo ruolo industriale attuale comprende:
- gomiti;
- magliette;
- riduttori;
- tappi;
- Accessori speciali;
- curve profonde;
- componenti per tubazioni.
Tectubi appartiene quindi inequivocabilmente a NQ-1 .
4.16 IBF / Tubacex — componenti specializzati per tubazioni e circuiti di raffreddamento
IBF mantiene una capacità dedicata ai prodotti nucleari che comprende tubi e condotti ad alta specifica utilizzati per applicazioni ad alta pressione/temperatura e per i confini del refrigerante nucleare. [I]
Il suo più ampio portafoglio di componenti speciali comprende:
- gamba calda;
- gamba fredda;
- linea di sovraccarico;
- raccordi per il circuito di raffreddamento del reattore;
- Collettori;
- curve specializzate;
- Componenti rivestiti/sovrapposti.
Ciò è direttamente rilevante per i sistemi primari dei reattori ad acqua leggera (LWR).
IBF dovrebbe pertanto essere considerato parte della base documentata di tubazioni/raccordi nucleari piuttosto che della popolazione generica del settore petrolifero e del gas.
Tuttavia, i requisiti individuali per l’appalto devono comunque essere verificati rispetto a:
- codice del reattore applicabile;
- Elenco dei fornitori approvati dal fornitore;
- classificazione precisa del prodotto;
- giurisdizione sugli impianti
4.17 Belleli Energy — capacità di produzione nucleare effettiva, ma la qualificazione deve essere specifica per contratto
Belleli Energy gestisce pubblicamente un portafoglio di prodotti nucleari che comprende:
- generatori di vapore;
- riscaldatori dell’acqua di alimentazione;
- recipienti a pressione;
- contenitori metallici per combustibile esaurito. [I]
L’azienda possiede pertanto comprovate capacità nel settore nucleare.
Le prove esaminate per questo capitolo sono meno specifiche rispetto a quelle relative a Tectubi, Walter Tosto o ATB per quanto riguarda la certificazione attuale del codice nucleare e i recenti riferimenti contrattuali di classe di sicurezza.
Di conseguenza, Belleli viene classificata come NA-2 , non perché l’azienda non abbia competenze nucleari, ma perché questo rapporto applica una soglia di verifica più rigorosa prima di etichettare l’intera base produttiva come NQ-1.
Un audit sugli acquisti dei fornitori potrebbe facilmente modificare tale classificazione per specifiche famiglie di prodotti.
4.18 SIET — una rara risorsa strategica per i test nucleari
Il SIET di Piacenza è una delle centrali nucleari più sottovalutate d’Italia.
L’azienda è stata creata nel 1983 da ENEA e CISE specificamente per condurre test di sicurezza su componenti e sistemi di centrali nucleari.
Le sue strutture possono simulare circuiti termoidraulici per:
- tecnologie dei reattori esistenti;
- impianti di nuova generazione;
- scala completa o ridotta. [I]
SIET dichiara che il suo sistema di qualità opera in conformità con ISO 9001 e NQA-1 e identifica lavori o riconoscimenti connessi a:
- ENEA;
- Enel;
- Ansaldo;
- General Electric;
- Westinghouse;
- Mitsubishi;
- Toshiba;
- Doosan;
- la NRC statunitense.
Questo è di grande importanza per un programma SMR.
Una strategia di localizzazione italiana richiede più della semplice fabbricazione.
Richiede strutture indipendenti/qualificate per:
- Qualificazione dei componenti;
- validazione termoidraulica;
- test dei sistemi di sicurezza;
- verifica del codice;
- prove fornite dall’ente regolatore/fornitore.
SIET appartiene quindi a NQ-1 .
Il suo valore strategico potrebbe superare le sue dimensioni aziendali.
4.19 Sogin — L’operatore italiano del ciclo di vita nucleare
Sogin non è un produttore di reattori nucleari.
Ciononostante, è una delle organizzazioni nucleari più attive del paese.
L’azienda è interamente di proprietà del Ministero dell’Economia e delle Finanze ed è responsabile di:
- smantellamento degli impianti nucleari italiani;
- gestione dei rifiuti radioattivi;
- chiusura del ciclo storico dei combustibili;
- Ubicazione, progettazione, costruzione e futura gestione del National Repository and Technology Park. [G]
Nel 2026, il suo mandato comprenderà anche nuove responsabilità legate al reattore di ricerca RTS-1 Galileo Galilei e al programma EURACOS di rimpatrio del materiale fissile.
Ciò crea competenze in:
- gestione del progetto di smantellamento;
- protezione radiologica;
- trattamento dei rifiuti;
- interfaccia di licenza;
- gestione dei siti nucleari;
- logistica dei materiali radioattivi.
Sogin dovrebbe pertanto essere considerato come NA-2, ovvero l’operatore principale del ciclo di vita nucleare .
Non si deve dare per scontato che si diventi automaticamente proprietari/gestori della flotta di nuova generazione.
4.20 Nucleco — capacità specialistica nella gestione dei rifiuti e nello smantellamento
Nucleco, all’interno del Gruppo Sogin, è un’azienda particolarmente specializzata nello sviluppo di soluzioni back-end.
L’azienda vanta un’esperienza di oltre 30 anni nello smantellamento di centrali nucleari, che comprende:
- POTENZA;
- BWR;
- GCR;
- impianti di ritrattamento;
- ciclo del combustibile uranio-torio;
- Piante correlate a MOX. [I/G]
Le sue attività spaziano da:
- decontaminazione;
- smantellamento;
- trattamento dei rifiuti;
- caratterizzazione;
- supporto per il rilascio finale del sito.
Nucleco gestisce anche i rifiuti radioattivi provenienti da fonti esterne al settore energetico, tra cui quelle mediche, di ricerca e industriali.
Un nuovo programma per i reattori non creerebbe quindi da zero un’industria italiana dei servizi per i rifiuti radioattivi.
La sfida consiste nell’adattare e scalare le capacità di back-end esistenti a una flotta di nuova costruzione e, in futuro, a nuove scorte di combustibile esaurito.
4.21 RINA — infrastruttura di qualificazione anziché fabbricazione di componenti
Il ruolo di RINA è ancora diverso.
L’iniziativa Ansaldo-RINA del luglio 2026 è pensata per guidare le imprese manifatturiere italiane non nucleari attraverso:
- valutazione preliminare;
- analisi delle lacune;
- pianificazione della conformità;
- certificazione;
- qualificazione.
Ciò posiziona RINA come un importante moltiplicatore di qualifiche industriali .
RINA sta inoltre collaborando con Fincantieri e newcleo sulla fattibilità della propulsione nucleare marittima utilizzando la tecnologia dei reattori raffreddati a piombo.
RINA appartiene quindi al gruppo NA-2 :
- Ingegneria/certificazione nucleare;
- qualificazione della catena di fornitura;
- classificazione/interfaccia marittima.
Non si tratta di un produttore di apparecchiature nucleari.
4.22 ENEA — la spina dorsale della ricerca statale
ENEA è il centro istituzionale della ricerca italiana sui reattori avanzati.
Le prove a sostegno della sua efficacia nel 2026 sono particolarmente consistenti nel caso dei reattori veloci raffreddati a piombo .
A Brasimone e Casaccia, ENEA ha sviluppato o sostenuto infrastrutture per:
- tecnologia dei metalli liquidi pesanti;
- sicurezza del reattore;
- termoidraulica;
- materiali;
- Qualificazione dei componenti.
Nell’aprile 2026 l’ENEA ha pubblicato i risultati del programma PASCAL sulla sicurezza e l’affidabilità dei reattori raffreddati a piombo, compreso il lavoro a supporto del progetto ALFRED.
ENEA è membro, insieme ad Ansaldo Nucleare, SCK CEN e RATEN, del consorzio EAGLES e partecipa a:
- ALFREDO;
- EAGLES-300;
- LEANDREA.
Nel febbraio 2026 EAGLES e newcleo hanno concordato di collaborare al progetto LEANDREA, destinato a SCK CEN in Belgio.
La documentazione del programma ENEA 2026 afferma inoltre che l’agenzia collabora con newcleo sullo sviluppo della tecnologia LFR e mantiene la leadership nelle tecnologie dei metalli liquidi pesanti.
PRECURSORE
A Brasimone, ENEA e newcleo stanno sviluppando PRECURSOR , un simulatore elettrico non nucleare che riproduce gli aspetti tecnologici, termoidraulici, di monitoraggio e controllo di un reattore raffreddato a piombo.
importanza strategica
ENEA non è un fornitore di reattori.
Il suo ruolo è invece:
- infrastrutture sperimentali;
- ricerca sulla sicurezza;
- sviluppo tecnologico;
- supporto scientifico;
- qualificazione;
- conservazione del sapere nazionale.
Ciò rende ENEA una componente indispensabile del programma, anche se l’Italia dovesse alla fine optare per un LWR-SMR straniero anziché per un LFR di derivazione italiana.
4.23 CIRTEN — la rete accademica di competenza nucleare
CIRTEN è il Consorzio Interuniversitario per la Ricerca sulle Tecnologie Nucleari e collega sette università italiane:
- Politecnico di Milano;
- Politecnico di Torino;
- Bologna;
- Padova;
- Palermo;
- Pisa;
- Università Sapienza di Roma. [I/A]
La sua ricerca spazia su:
- sicurezza nucleare;
- smantellamento;
- sciupare;
- fissione;
- fusione;
- applicazioni delle radiazioni.
Le stesse università offrono corsi di laurea magistrale e di dottorato, e gli studenti dei programmi di ingegneria nucleare possono accedere al programma EMSNE (European Nuclear Education Network).
CIRTEN non è quindi semplicemente una risorsa educativa.
È il principale meccanismo accademico attraverso il quale l’Italia può ricostruire:
- Competenza in fisica dei reattori;
- termoidraulica;
- analisi della sicurezza;
- competenza sui materiali;
- Dottorati di ricerca in ingegneria nucleare.
Il suo limite è la scala.
La creazione di una flotta nazionale richiederebbe una forza lavoro sostanzialmente più ampia rispetto all’attuale ecosistema di ricerca e formazione.
4.24 newcleo — Proprietà intellettuale relativa a reattori con legami con l’Italia, ma non fornitore di reattori operativi.
newcleo occupa una categoria speciale.
Si tratta di un’azienda che sviluppa reattori avanzati, specializzata nella tecnologia dei reattori veloci raffreddati a piombo e che collabora intensamente con l’ecosistema italiano della ricerca e dell’industria.
Tra le sue attività legate all’Italia figurano gli impianti ENEA di Brasimone e Casaccia, dove sono state sviluppate infrastrutture a supporto della tecnologia dei reattori a piombo liquido.
newcleo ha inoltre aderito alla collaborazione 2026 con il consorzio EAGLES sul progetto LEANDREA .
Il programma è quindi concretamente applicabile a livello industriale.
Ma Newcleo non dovrebbe essere classificata come fornitore di un reattore commerciale già disponibile.
Rimane un’azienda sviluppatrice di reattori , con traguardi di sviluppo, dimostrazione, concessione di licenze e ciclo del combustibile ancora da raggiungere.
Classificazione industriale:
NA-2 — sviluppatore di reattori avanzati a tutti gli effetti; non un fornitore commerciale operativo di NSSS.
Tale distinzione diventa cruciale nel capitolo 5.
4,25 ASG Superconductors — Produttore strategico italiano di magneti per la fusione nucleare
ASG Superconductors è uno degli esempi più lampanti di tecnologia nucleare italiana ad alto valore aggiunto.
L’azienda ha fornito importanti sistemi di magneti superconduttori per ITER.
La documentazione ITER identifica la partecipazione di ASG al programma europeo sulle bobine a campo toroidale.
In Italia, ASG sta producendo il nucleo magnetico del DTT , che comprende 18 magneti toroidali superconduttori . L’ENEA ha presentato la prima unità completata presso lo stabilimento ASG di La Spezia nel maggio 2025.
Pertanto, ASG dovrebbe essere classificato NQ-1 per la tecnologia nucleare a fusione/superconduttiva .
Questa capacità non è direttamente trasferibile alla produzione del recipiente di un reattore LWR.
Ciò riveste tuttavia un’importanza strategica poiché le discipline industriali si sovrappongono in:
- ingegneria estrema;
- materiali;
- tracciabilità;
- precisione;
- criogenia;
- Produzione di componenti di grandi dimensioni.
4.26 Eni — industrializzazione della fusione, non produzione di reattori a fissione
Il ruolo di Eni nel settore nucleare è concentrato nella fusione nucleare .
È un partner strategico e investitore in Commonwealth Fusion Systems , collabora con ENEA su DTT, lavora con UKAEA sulla tecnologia del ciclo del trizio e mantiene collaborazioni di ricerca con il MIT e istituzioni italiane. [I]
Nel 2025 Eni ha rafforzato la relazione con CFS attraverso un accordo commerciale riguardante la futura fornitura di energia elettrica derivante dal programma ARC.
Eni appartiene quindi al panorama industriale nucleare.
Non deve essere considerata un’azienda italiana certificata NSS per la fissione nucleare o un produttore di componenti.
Il suo contributo è:
- capitale;
- sviluppo energetico su scala industriale;
- commercializzazione della fusione;
- Supporto all’ecosistema plasma/fusione.
Fincantieri ha intrapreso un serio percorso di sviluppo in settori affini al nucleare con newcleo e RINA.
Dal 2023, le aziende stanno studiando la possibilità di sviluppare un sistema di propulsione nucleare marittima basato su un reattore compatto raffreddato a piombo.
Nel 2025 Fincantieri e newcleo hanno presentato ulteriori lavori relativi a un concetto di LFR marittimo.
Si tratta di un’attività ingegneristica significativa.
Tuttavia:
- Non esiste alcuna nave Fincantieri a propulsione nucleare;
- Non è stata rilasciata alcuna licenza italiana per reattori marini civili;
- Non si dovrebbe affermare che i cantieri navali siano già qualificati per l’installazione di reattori nucleari solo perché le aziende dispongono di un programma di fattibilità.
Fincantieri appartiene quindi alla NC-3 .
Il suo potenziale ruolo futuro è considerevole:
- integrazione navale;
- integrazione dei moduli;
- ingegneria strutturale marittima;
- sistemi navali;
- industrializzazione.
Ma il percorso di qualificazione nucleare è ancora da affrontare.
4.28 MAIRE / NEXTCHEM — integrazione industriale attorno al calore nucleare e all’idrogeno
NEXTCHEM di MAIRE ha un accordo di collaborazione esplicito con newcleo riguardante una “fabbrica elettronica per la chimica a impatto zero sul carbonio”.
Il concetto prevede l’utilizzo della tecnologia dei reattori di newcleo per supportare la produzione di idrogeno e prodotti chimici a basse emissioni di carbonio, mentre Tecnimont contribuisce con la propria competenza ingegneristica. [I]
Questo conferisce a MAIRE un autentico punto di riferimento per lo sviluppo industriale legato al settore nucleare.
Ciò non trasforma MAIRE in un produttore di reattori né qualifica automaticamente l’intera sua catena di fornitura EPC per i lavori sulle isole nucleari.
MAIRE dovrebbe pertanto essere classificato NC-3 :
- Integratore di processi/EPC di elevata rilevanza;
- sviluppo di produzione di calore industriale e idrogeno legato al nucleare;
- Il livello di qualificazione dipenderà dai futuri pacchetti di lavoro.
4.29 Leonardo — azionista strategico con capacità di trasferimento di sistemi, non ancora un fornitore definito di reattori
Leonardo possiede il 10% di Nuclitalia .
Nel suo bilancio del 2026, Nuclitalia viene descritta come un polo tecnologico e industriale destinato a supportare:
- ricerca;
- ingegneria;
- sviluppo della catena di approvvigionamento;
- sviluppo commerciale.
Leonardo stesso possiede importanti capacità nei seguenti ambiti:
- elettronica;
- cibernetico;
- comando/controllo;
- sensori;
- sistemi di sicurezza/protezione.
Tuttavia, le prove pubbliche esaminate per questo capitolo non stabiliscono un pacchetto di lavoro definito per la fabbricazione di strumentazione e controllo nucleare o di sistemi di controllo del reattore di classe di sicurezza nell’ambito del programma italiano di costruzione di nuove centrali.
Leonardo appartiene quindi all’NC-3 .
Il rapporto dovrebbe evitare un errore comune:
La partecipazione azionaria di Nuclitalia non qualifica automaticamente l’intera gamma di prodotti di Leonardo per il settore nucleare.
Un ruolo futuro in:
- protezione informatica;
- sicurezza fisica;
- Istruzione e controllo digitali;
- rilevamento;
richiederebbe licenze e qualifiche specifiche per ciascun reattore.
4.30 Valvole e attuatori: una probabile opportunità di localizzazione, ma una sfida di qualificazione
L’Italia possiede una notevole capacità industriale nella produzione di valvole e apparecchiature per il controllo del flusso.
Attualmente, i membri di AIN includono:
- Valvole ORION;
- Valvitalia;
- altri fornitori di componenti meccanici specializzati.
Valvitalia è un importante produttore italiano di:
- valvole;
- attuatori;
- raccordi;
- sistemi antincendio;
con un’ampia infrastruttura di test.
ORION pubblica qualifiche API, PD, ATEX e SIL.
Tuttavia, le specifiche prove di qualificazione pubblica qui esaminate non dimostrano che l’intera linea di prodotti pertinenti di nessuna delle due aziende detenga attualmente la qualificazione nucleare richiesta per le applicazioni SMR di classe di sicurezza.
Perciò:
potenziale industriale: elevato.
Qualificazione nucleare automatica: non dimostrata.
Questa è precisamente la tipologia di fornitore a cui si rivolge il programma di conversione Ansaldo-RINA.
4.31 Saipem e Webuild: la capacità di gestire grandi progetti non deve essere confusa con la qualificazione nucleare.
Sia Saipem che Webuild possiedono capacità potenzialmente rilevanti per la costruzione di nuove centrali nucleari:
- gestione di megaprogetti;
- opere civili complesse;
- costruzione energetica;
- logistica complessa;
- Grande progetto EPC internazionale.
Tali capacità potrebbero rivelarsi strategicamente importanti nei seguenti ambiti:
- isola convenzionale;
- strutture civili;
- sistemi di raffreddamento ad acqua;
- opere marittime;
- preparazione del sito;
- componenti ausiliari dell’impianto.
Tuttavia, le prove esaminate per questo capitolo non dimostrano che l’azienda possieda attualmente una qualifica nucleare a livello globale paragonabile a quella di Ansaldo Nucleare o dei produttori specializzati di NQ-1.
Sono pertanto classificati come AC-4 in attesa di prove specifiche relative al progetto.
Questa non è una valutazione negativa.
Si tratta di una distinzione relativa agli appalti.
Un’azienda può essere un’impresa edile/EPC di livello mondiale e comunque richiedere:
- Controllo qualità nucleare;
- cultura della sicurezza;
- controllo dei documenti nucleari;
- Saldatore qualificato;
- gestione della configurazione;
- Controlli a cascata del fornitore;
prima di eseguire lavori nucleari relativi alla sicurezza.
4.32 L’esercitazione sulla catena di approvvigionamento del Politecnico di Milano conferma la profondità industriale
Il Gruppo Reattori Nucleari del Politecnico di Milano ha creato un’iniziativa industriale italiana sulla filiera nucleare per i piccoli reattori modulari (SMR), con l’obiettivo specifico di valutare la capacità delle aziende italiane di produrre componenti critici per gli SMR.
La valutazione pubblicata evidenzia il continuo coinvolgimento industriale dell’Italia nei progetti nucleari europei/internazionali nonostante l’assenza di produzione nazionale e sottolinea in particolare la partecipazione a:
- Cernavoda;
- Mochovce;
- ITER;
- fornitura di componenti pesanti;
- filiere di produzione di reattori-recipienti a pressione. [S/A]
Questa è un’importante prova della profondità industriale.
Ciò non deve essere interpretato come prova che tutte le aziende partecipanti possiedano le stesse qualifiche.
Il valore dell’esercizio risiede proprio nell’identificazione di un sistema di catena di fornitura , in cui diverse aziende contribuiscono:
- forgiati;
- lavorazione;
- saldatura;
- test;
- tubature;
- valvole;
- Controllo qualità;
- trasporto.
4.33 Le imprese italiane sono già coinvolte in programmi nucleari stranieri
Uno degli argomenti più validi contro la definizione di industria nucleare italiana come “perduta” è che diverse aziende sono sopravvissute grazie all’esportazione.
Le prove raccolte comprendono:
Cina — Sanmen AP1000
Ansaldo Nucleare produceva componenti principali conformi allo standard ASME III.
Ansaldo ha contribuito alla realizzazione delle unità 1 e 2 e continua a essere coinvolto nei progetti di prolungamento della vita operativa e di creazione di nuove unità.
Slovenia — Krško
Ansaldo ha completato gli interventi di ammodernamento e si è aggiudicata un nuovo contratto per lo stabilimento nel 2026.
Fornitura internazionale di EPR/AP1000
Tectubi documenta la produzione a lungo termine di componenti nucleari per centrali nucleari di nuova generazione, compresi i mercati EPR/AP1000.
ITER
Tra i partecipanti italiani documentati figurano:
- Ansaldo Nucleare;
- Walter Tosto;
- Il ruolo storico di Westinghouse Electric Italy/Mangiarotti nell’ITER;
- SIMICO;
- Superconduttori ASG.
Questa storia di esportazioni ha preservato capacità che altrimenti sarebbero scomparse dopo il 1987.
4.34 La fusione rappresenta una parte importante della capacità industriale nucleare italiana, ma non può essere conteggiata come capacità di produzione di reattori ad acqua leggera (LWR).
Le statistiche italiane sull’industria nucleare spesso combinano le competenze in materia di fissione e fusione.
Ciò è legittimo quando si misurano le scienze e l’ingegneria nucleare in senso lato.
Diventa fuorviante quando si valuta la predisposizione alla costruzione di un SMR.
Le capacità di ITER/DTT dimostrano eccellenza in:
- magneti superconduttori;
- recipienti sottovuoto;
- gestione a distanza;
- fabbricazione di precisione;
- criogenia;
- materiali specializzati.
Non stabilisce automaticamente la capacità per:
- Autorità di progettazione per reattori LWR, recipienti a pressione;
- fabbricazione di combustibili;
- strumentazione e controllo nucleare autorizzata;
- pompe del refrigerante del reattore;
- Progettazione del nocciolo del reattore.
Pertanto, il rapporto mantiene categorie separate.
leader industriali della fusione
- Superconduttori ASG;
- SIMICO;
- Ansaldo Nucleare;
- Walter Tosto;
- Westinghouse Electric Italy/Mangiarotti;
- Uno;
- ENEA.
La fusione dovrebbe essere considerata una risorsa nazionale ad alta tecnologia parallela , non la prova che ogni lacuna nella catena di approvvigionamento della fissione sia stata risolta.
4.35 La sovranità sul ciclo del combustibile rimane il più grande ostacolo industriale mancante
Il punto di forza dell’industria italiana risiede nel settore della meccanica.
È più debole nella fase iniziale del ciclo del combustibile del reattore di potenza.
Attualmente l’Italia non possiede una catena commerciale sovrana completa che copra:
- estrazione di uranio;
- conversione;
- arricchimento;
- produzione in serie di moderni elementi combustibili per reattori LWR commerciali.
Ciò crea una dipendenza strategica a prescindere dalla quantità di hardware del reattore localizzato.
Per i reattori LWR-SMR a uranio impoverito (LEU), la dipendenza ricadrebbe su risorse internazionali:
- fornitori di uranio;
- convertitori;
- società di arricchimento;
- venditori di carburante.
Per i progetti dipendenti da HALEU, il problema della dipendenza diventa più complesso.
Per i sistemi LFR/MOX o a combustibile riciclato, il problema industriale e normativo è ancora diverso e potenzialmente più complesso.
Di conseguenza, un’affermazione come “80% di contenuto italiano” sarebbe strategicamente incompleta se non distinguesse:
localizzazione della costruzione di impianti
da
sovranità del ciclo del combustibile .
Il capitolo 5 affronta questo argomento tecnologia per tecnologia.
4.36 La strumentazione e il controllo digitali rappresentano una probabile lacuna in termini di capacità, a meno che non siano collegati a una piattaforma di reattore autorizzata.
L’Italia vanta un’industria elettronica e dell’automazione di lunga tradizione.
Ma la strumentazione e il controllo digitali nucleari sono tra le componenti di un reattore più soggette a vincoli di licenza.
Il sistema di strumentazione e controllo digitale di classe di sicurezza richiede:
- architettura di sicurezza deterministica;
- verifica/validazione del software;
- indipendenza;
- Difesa contro i guasti software di causa comune;
- requisiti di sicurezza informatica;
- Standard del ciclo di vita accettati dall’ente regolatore.
Leonardo e altre società italiane potrebbero possedere capacità trasferibili.
Ciò non significa che esista già una piattaforma nazionale di controllo dei reattori di classe di sicurezza.
Per il primo FOAK, la linea di base realistica dovrebbe quindi essere:
- Strumentazione e controllo di sicurezza del fornitore del reattore;
- Partecipazione italiana ove possibile;
- Localizzazione progressiva solo dopo l’approvazione da parte dell’ente regolatore/fornitore.
Il tentativo di sostituire una piattaforma di sicurezza consolidata di un fornitore con una sviluppata internamente, al solo scopo di massimizzare il contenuto nazionale, potrebbe aumentare i rischi legati alle tempistiche e alle licenze del FOAK (First Outcomes Act).
4.37 La reale opportunità di localizzazione è molto maggiore nel settore degli impianti ausiliari che in quello della proprietà intellettuale dei reattori.
Per un reattore LWR-SMR straniero maturo, l’Italia potrebbe realisticamente competere per una quota sostanziale degli impianti non proprietari.
Le potenziali aree ad alto contenuto locale includono:
- strutture civili;
- isola convenzionale;
- tubature;
- raccordi;
- valvole;
- scambiatori di calore;
- apparecchiature a pressione;
- impianti elettrici;
- cavo;
- Riscaldamento, ventilazione e condizionamento dell’aria (HVAC);
- sistemi ausiliari;
- infrastrutture per l’acqua di raffreddamento;
- protezione antincendio;
- gestione dei progetti di costruzione;
- assemblaggio del modulo;
- messa in servizio;
- servizi di smantellamento.
Le aree di localizzazione più difficili probabilmente rimarranno:
- autorità di progettazione del reattore;
- progettazione di base;
- carburante autorizzato;
- determinati componenti proprietari di classe di sicurezza primaria;
- I&C digitali di sicurezza
- apparecchiature specializzate per il raffreddamento dei reattori;
- proprietà intellettuale specifica del fornitore.
Questa distinzione dovrebbe guidare la politica industriale.
4.38 La qualificazione non può essere creata per decreto
Il governo può:
- qualificazione al finanziamento;
- supporto alla certificazione;
- creare programmi di formazione;
- domanda aggregata;
- negoziare le disposizioni relative ai contenuti locali.
Non può, per via legislativa, dichiarare un’azienda qualificata per il settore nucleare.
La qualificazione viene generata attraverso:
- Sistema di controllo qualità;
- processi sottoposti a verifica;
- tracciabilità dei materiali;
- personale qualificato;
- Qualificazione delle procedure di saldatura;
- Qualifica NDE;
- Conformità ai codici di progettazione;
- registri di produzione;
- controllo dei fornitori;
- Accettazione da parte dell’ente regolatore/fornitore.
Per i componenti di classe di sicurezza, la qualificazione può richiedere anni.
Il programma Ansaldo-RINA riveste pertanto un’importanza strategica perché parte dal presupposto corretto: la competenza trasferibile richiede una conversione strutturata.
4.39 I codici nucleari rappresentano una barriera industriale all’ingresso
Le principali famiglie di codici rilevanti per la futura filiera produttiva italiana includeranno probabilmente una combinazione di:
- Sezione III del Codice ASME per caldaie e recipienti a pressione;
- RCC-M;
- RCC-E;
- ISO 19443;
- Controllo qualità specifico del fornitore;
- requisiti normativi nazionali.
La miscela effettiva dipende dal tipo di reattore scelto.
Un SMR derivato dagli Stati Uniti e un SMR derivato dalla Francia potrebbero imporre ecosistemi di codici di produzione sostanzialmente diversi.
Ciò ha una conseguenza importante.
La scelta della tecnologia è anche una scelta della catena di fornitura.
Se l’Italia ritarda troppo a lungo la selezione tecnologica, i fornitori potrebbero investire nella tecnologia sbagliata:
- sistema di codifica;
- qualifiche di saldatura;
- percorso del materiale;
- Controllo qualità digitale;
- processo di produzione.
Pertanto, lo Stato non può elaborare la propria politica industriale indipendentemente dall’approvvigionamento dei reattori.
4.40 Matrice di qualificazione a livello aziendale per la localizzazione di prima fase
| Azienda | Lavoro plausibile della prima ondata | Forza delle prove nucleari | Cancello aggiuntivo prima del FOAK italiano |
|---|---|---|---|
| Ansaldo Nucleare | EPC, sistemi, NSSS/BOP, integrazione | Molto alto | Autorità di progettazione specifica per fornitore/progetto |
| Westinghouse Electric Italia | Attrezzature pesanti NSSS | Molto alto | Ordine specifico del fornitore |
| Walter Tosto | Strutture pesanti saldate | Alto | Qualifica del codice/fornitore selezionato |
| ATB | Pressione nucleare/contenimento/contenitori | Molto alto | Approvazione specifica del progetto/fornitore |
| SIMIC | Strutture/componenti di precisione | Molto alto | Qualificazione specifica del prodotto |
| FOMAS | Forgiati/anelli | Molto alto | Specifiche del materiale/fornitore |
| Tectubi | Tubazioni/raccordi nucleari | Molto alto | Stato del fornitore approvato per il progetto |
| IBF | Tubazioni/raccordi del circuito di raffreddamento | Alto | Verifica del prodotto e del codice |
| Arvedi AST | Materiali/componenti forgiati | Storicamente molto alto | Rivalidazione del certificato nucleare in corso |
| Belleli | Apparecchiature/bombole a pressione | Moderato/alto | Audit attuale del codice/fornitore |
| SEDITI | Prove termoidrauliche | Molto alto | Qualifica del programma di test |
| RINA | Certificazione/ingegneria | Alto | ambito di competenza del regolatore/fornitore |
| Leonardo | Sicurezza informatica/elettronica | Trasferibile | Qualifica in materia di sicurezza nucleare/cibernetica |
| Fincantieri | Integrazione marittima | Fase di sviluppo | Quadro normativo completo per le licenze nucleari marittime. |
| SINDACO | Integrazione industriale/BOP | Fase di sviluppo | Controllo qualità nucleare per i pacchetti di lavoro pertinenti |
| Saipem | EPC/BOP/opere civili | Trasferibile | Controllo qualità/qualificazione del progetto in ambito nucleare |
| Costruiamo | Strutture civili | Trasferibile | Controllo qualità/qualificazione del progetto in ambito nucleare |
| Valvitalia | Valvole/attuatori | Trasferibile | Certificazione del prodotto nucleare/approvazione del fornitore |
| ORIONE | Valvole | Trasferibile | Qualifica specifica nucleare |
4.41 È probabile che i colli di bottiglia nella catena di approvvigionamento emergano per primi
È improbabile che il problema dell’Italia sia una totale assenza di capacità di lavorazione dell’acciaio.
I colli di bottiglia critici sono più specifici.
Personale addetto al controllo della qualità nucleare
Personale esperto in grado di gestire:
- Controllo qualità nucleare;
- controllo della configurazione;
- deviazioni;
- concessioni;
- record di carriera;
saranno scarsi.
Saldatura nucleare
Una flotta più grande richiede:
- saldatori qualificati;
- ingegneri saldatori;
- procedure;
- saldatura automatizzata;
- procedure di riparazione;
- ispezione.
NDE
La produzione di classe di sicurezza richiede un aumento sostanziale di personale qualificato:
- test a ultrasuoni;
- radiografia;
- test con liquidi penetranti;
- correnti parassite;
- metodi avanzati di array a fasi.
Disposizione nucleare
Nell’ambito degli appalti industriali ordinari, la sostituzione dei fornitori è più tollerata rispetto alla produzione nucleare.
L’approvvigionamento nucleare richiede:
- fornitori approvati;
- tracciabilità;
- misure anticontraffazione;
- certificati relativi a materiali controllati;
- Dischi di qualità per tutta la vita.
Interfaccia regolatoria
Le aziende italiane, abituate alle esigenze dei fornitori esteri, necessitano comunque di un’interfaccia nazionale con:
- ISIN/futuro ente regolatore;
- MASSE;
- autorizzazione ambientale;
- titolare della licenza di progetto.
4.42 Il problema della qualificazione è più rilevante per le PMI che per i grandi gruppi industriali.
Una grande organizzazione industriale può assorbire:
- costo della certificazione;
- personale specializzato nel controllo qualità nucleare;
- lunga fase di qualificazione del cliente;
- ritorno ritardato sull’investimento.
Una PMI specializzata può possedere eccellenti capacità produttive, ma non può giustificare la certificazione nucleare senza un piano di sviluppo credibile.
Ciò crea un classico problema di coordinamento del programma.
Nessun ordine → nessun investimento nella qualificazione.
Assenza di fornitori qualificati → basso contenuto di componenti italiani.
Lo Stato e i principali integratori devono quindi creare una visibilità tempestiva della domanda senza garantire contratti antieconomici.
Tra gli strumenti possibili figurano:
- sovvenzioni per la qualificazione dei fornitori;
- formazione;
- Sostegno al credito all’esportazione;
- giornate dedicate ai fornitori;
- accordi quadro;
- Partecipazione dell’alleanza europea.
L’iniziativa Ansaldo-RINA del luglio 2026 è un primo esempio di questo approccio.
Il programma rumeno potrebbe diventare una delle vie più importanti per rafforzare le capacità nucleari italiane prima di una FOAK italiana.
L’iniziativa Cernavodă di Ansaldo, dedicata ai fornitori, ha riunito oltre 70 aziende italiane per:
- Prolungamento della durata di vita dell’unità 1;
- Completamento delle unità 3 e 4.
Il memorandum allegato descriveva un potenziale finanziamento fino a 2 miliardi di euro che coinvolgeva SACE, Ansaldo e Nuclearelectrica.
Ciò crea un’opportunità in termini di politica industriale.
Le aziende italiane possono accumulare:
- riferimenti nucleari attuali;
- esperienza di programmazione;
- Registri di controllo qualità;
- familiarità con il fornitore;
prima dell’inizio dei lavori di costruzione residenziale.
Da una prospettiva nazionale-industriale, ciò potrebbe rivelarsi più vantaggioso che attendere il primo ordine italiano.
4.44 L’Italia dovrebbe perseguire, ove possibile, la filosofia “esportare prima di FOAK”.
La catena di approvvigionamento non deve attendere l’approvazione del reattore da parte dell’Italia.
La sequenza industriale più razionale è:
2026–2029
Valutare le aziende in base ai progetti europei e nordamericani esistenti.
2028–2032
Incrementare la partecipazione a:
- Cernavoda;
- Nucleare del Regno Unito;
- Nucleare polacco;
- Programma francese;
- Catene di approvvigionamento SMR canadesi/statunitensi;
- ITER/DTT;
- smantellamento.
Foca italiana
Utilizzate fornitori che dispongano già di referenze di esportazione recenti.
Ciò riduce il rischio che la prima unità italiana diventi contemporaneamente:
- un reattore FOAK;
- un regolatore FOAK;
- un sito FOAK;
- e un fornitore FOAK.
Il programma dovrebbe ridurre al minimo il numero di variabili uniche che si verificano simultaneamente.
4.45 La geografia industriale è già concentrata
Le aziende italiane attive nel settore nucleare formano cluster industriali ben definiti.
Liguria / Genoa–La Spezia
- Ansaldo Nucleare;
- Ansaldo Energia;
- Leonardo;
- Superconduttori ASG;
- Fincantieri ecosystem.
Punti di forza:
- ingegneria nucleare;
- sistemi energetici;
- navale;
- superconduttività;
- difesa/sicurezza informatica.
Lombardia
- ATB;
- FOMAS;
- industria meccanica pesante;
- Valvole specializzate e metallurgia.
Punti di forza:
- forgiati;
- componenti ad alta pressione;
- produzione di precisione.
Emilia–Piacenza corridor
- SEDITI;
- Tectubi;
- Produzione correlata all’IBF;
- capacità di collaudo/componenti nucleari.
Friuli-Venezia Giulia
- Westinghouse Electric Italia/Monfalcone.
Forza:
- reattore dedicato NSSS per la produzione pesante.
Abruzzo
- Walter Tosto.
Forza:
- grandi strutture nucleari e fabbricazione ad alta integrità.
Umbria
- Arvedi AST/Terni.
Forza:
- Forgiature metallurgiche pesanti.
Lazio
- ENEA Frascati;
- Casaccia;
- DTT;
- istituti di ricerca/gestione dei rifiuti.
Emilia-Romagna / Brasimone
- Infrastruttura tecnologica principale per i reattori nucleari dell’ENEA.
Questa geografia è importante perché l’industrializzazione nucleare non è semplicemente una statistica nazionale.
Competenze, trasporti e formazione sono concentrati a livello locale.
4.46 Le richieste di indennità di lavoro devono distinguere tra i lavori attuali e i lavori derivanti da scenari indotti.
Il lavoro di TEHA/Edison fornisce un utile esempio.
Lo studio ha identificato approssimativamente:
- 2.800 posti di lavoro attualmente sostenuti e associati alla filiera nucleare specializzata, secondo i dati di riferimento del 2022;
- 117.000 potenziali posti di lavoro diretti, indiretti e indotti in uno scenario di sviluppo a lungo termine.
Quei numeri non misurano la stessa cosa.
La cifra di 117.000 non può essere descritta come:
- ingegneri nucleari esistenti;
- saldatori disponibili;
- Operatori di impianto pronti per l’assunzione.
Gran parte di esso è modellato:
- occupazione nel settore edile;
- attività indotta;
- domanda indiretta della catena di approvvigionamento.
Questa distinzione è importante ai fini della pianificazione della forza lavoro.
L’Italia potrebbe generare un numero considerevole di posti di lavoro pur continuando a registrare una grave carenza di:
- fisici dei reattori;
- analisti della sicurezza nucleare;
- operatori autorizzati;
- Responsabili del controllo qualità nel settore nucleare;
- esperti di radioprotezione;
- Specialisti in saldatura ASME/RCC-M.
4.47 Il vincolo della forza lavoro è quindi qualitativo prima di essere quantitativo
Una strategia industriale nazionale dovrebbe mantenere indicatori separati per la forza lavoro.
Categoria 1 — sicurezza/regolamentazione nucleare
È il più difficile da sostituire.
Categoria 2 — ingegneria dei reattori
- fisica;
- termoidraulica;
- carburante;
- analisi della sicurezza;
- incidenti gravi.
Categoria 3 — produzione nucleare
- Controllo qualità;
- saldatura;
- NDE;
- controllo dei materiali.
Categoria 4 — edilizia generale
Popolazione molto più ampia e più facile da gestire su larga scala.
Categoria 5 — operazioni
Deve essere addestrato per diversi anni prima di poter entrare in servizio.
Categoria 6 — smantellamento/rifiuti
Le competenze italiane esistenti sono relativamente più solide.
Se queste categorie vengono aggregate in un unico dato relativo ai “posti di lavoro”, il programma perde di visibilità sui suoi veri colli di bottiglia.
L’iniziativa Fincantieri–newcleo–RINA offre all’Italia un percorso credibile verso la ricerca e sviluppo nel settore nucleare marittimo.
Ma l’impiego di armi nucleari in ambito navale comporta requisiti specifici:
- classificazione marina;
- collisione;
- affondamento;
- ingresso nel porto;
- sicurezza;
- responsabilità;
- Protezione dalle radiazioni per l’equipaggio;
- diritto marittimo internazionale;
- salvaguardie;
- pianificazione delle emergenze.
Di conseguenza, il programma navale di Fincantieri dovrebbe essere considerato un percorso di sviluppo tecnologico industriale , non come prova che la filiera italiana dei reattori terrestri sia completa.
La stessa distinzione dovrebbe valere anche al contrario: un fornitore di sistemi nucleari terrestri non è automaticamente qualificato per la propulsione navale.
4.49 La posizione strategica più forte dell’Italia potrebbe essere quella di potenza componente dell’Europa
Le evidenze industriali suggeriscono una strategia che non richiede all’Italia di diventare un produttore nazionale completo di reattori nucleari.
L’Italia possiede già punti di forza comparativi difendibili in:
- componenti di pressione;
- forgiati;
- tubazioni/raccordi;
- saldatura;
- test;
- Integrazione EPC;
- botti;
- smantellamento;
- fusione;
- Ricerca e sviluppo sui reattori principali.
Tali capacità possono partecipare a:
- Programmi francesi;
- Nuove costruzioni nel Regno Unito;
- Romania;
- Polonia;
- Canada;
- Stati Uniti;
- futuri SMR europei.
Ciò riduce la dipendenza binaria dal fatto che un FOAK italiano si verifichi nel 2035 o nel 2040.
Una strategia di qualificazione orientata all’esportazione può generare ritorni industriali prima ancora che la produzione di energia interna sia sufficiente.
4.50 La politica industriale non dovrebbe tentare l’autarchia artificiale
Una filiera produttiva sovrana non significa che ogni componente debba essere italiano.
Un requisito obbligatorio di contenuto nazionale può rivelarsi controproducente laddove sostituisca un prodotto locale non collaudato a:
- un componente fornito da un fornitore autorizzato;
- un progetto di riferimento approvato dall’ente regolatore;
- un fornitore seriale affermato.
Per il FOAK, l’obiettivo migliore è:
massimo contenuto italiano qualificato compatibile con l’integrità del progetto di riferimento.
Le unità NOAK possono aumentare progressivamente la localizzazione dopo:
- ottenimento della licenza andato a buon fine;
- Qualificazione dei fornitori;
- apprendimento della produzione.
Ciò riduce il rischio del programma.
4.51 Segmentazione raccomandata della catena di fornitura per gli acquisti
Il programma nazionale dovrebbe suddividere la base industriale in cinque gruppi di approvvigionamento.
Gruppo A: fornitori strategici già qualificati per il settore nucleare.
Esempi:
- Ansaldo Nucleare;
- Westinghouse Electric Italia;
- Walter Tosto;
- ATB;
- SIMICO;
- FOMAS;
- Tectubi;
- SEDITI.
Priorità:
conservare, espandere ed esportare.
Gruppo B — specialisti in attività nucleari che richiedono una qualifica specifica per il progetto
Esempi:
- IBF;
- Belleli;
- Arvedi AST;
- RINA;
- Fornitori AIN specializzati.
Priorità:
convalidare le certificazioni e mappare la compatibilità dei fornitori.
Gruppo C — infrastrutture nucleari statali/di ricerca
- ENEA;
- Sogin;
- Nucleo;
- CIRTEN.
Priorità:
Integrazione tra normative, ricerca e sviluppo, gestione dei rifiuti, forza lavoro e test.
Gruppo D — sviluppo nucleare avanzato/innovativo
- newcleo;
- Nuclidi;
- Partnership tra Edison e EDF;
- Aquile.
Priorità:
maturazione tecnologica e selezione verso il basso senza inflazione della prontezza.
Gruppo E — conversione industriale adiacente
- Leonardo;
- Fincantieri;
- MAIRE/NEXTCHEM;
- Valvitalia;
- ORIONE;
- Saipem;
- Costruiamo;
- PMI meccaniche/elettriche in senso più ampio.
Priorità:
qualificazione solo laddove esista un pacchetto di lavoro definito per il reattore.
4.52 Censimento minimo dei fornitori che lo Stato dovrebbe costruire
Prima della selezione del reattore, MASE/MIMIT dovrebbe mantenere un database nazionale controllato contenente, per ogni fornitore:
- identità aziendale;
- proprietà;
- dipendenti;
- fatturato attribuibile specificamente al settore nucleare;
- contratti nucleari attivi;
- ultimo contratto nucleare concluso;
- Riferimenti al reattore/fornitore;
- Certificati ASME;
- Qualifiche RCC-M;
- ISO 19443;
- Esperienza con NQA-1;
- procedure di saldatura;
- Qualifiche NDE;
- Dimensioni/peso massimi del componente;
- area di produzione pulita;
- accesso ai trasporti pesanti;
- riferimenti per l’esportazione;
- Profilo anagrafico della forza lavoro;
- investimenti necessari per la produzione di SMR;
- tempi di consegna;
- dipendenze con punto singolo di guasto.
Ciò sostituirebbe i dati di punta non supportati da prove industriali verificabili.
4.53 Lacune industriali strategiche
Le prove rivelano almeno otto lacune importanti.
1. Nessun produttore OEM di LWR-SMR commerciale maturo indigeno
In Italia sono presenti integratori e produttori di componenti, ma al momento non esiste un fornitore italiano di reattori LWR-SMR commercialmente attivo.
2. Dipendenza dal ciclo del combustibile
Non esiste una catena completa nazionale di arricchimento e fabbricazione di reattori di potenza a scopo commerciale.
3. Dipendenza da I&C per la sicurezza digitale
Probabilmente, per FOAK sarà necessaria una piattaforma collegata al fornitore.
4. Capacità dell’operatore
L’Italia deve ricostruire un’organizzazione nazionale per la gestione di centrali nucleari commerciali.
5. Costruzioni civili qualificate per il settore nucleare su scala industriale.
Esistono importanti costruttori, ma è necessario dimostrare la qualificazione della flotta specifica per il nucleare.
6. Ingegneria dal punto di vista normativo
Il settore industriale potrebbe espandersi più rapidamente rispetto al personale tecnico degli enti regolatori.
7. Produzione in serie di SMR
L’Italia possiede impianti nucleari su misura.
Non ha ancora dimostrato la produzione in serie di decine di moduli di reattore identici.
8. Progetto di riferimento nazionale
La capacità di esportazione esiste anche senza uno stabilimento operativo in Italia, ma alcuni fornitori non possono giustificare nuovi importanti investimenti in capacità produttiva senza un solido portafoglio di ordini nazionali ed europei.
4.54 Cosa potrebbe realisticamente produrre in Italia un LWR-SMR da 300 MWe
Previa approvazione del fornitore, la seguente localizzazione appare industrialmente fattibile.
Alta plausibilità
- opere civili;
- isola convenzionale;
- tubature;
- raccordi;
- acciaio strutturale;
- apparecchiature a pressione;
- forgiati;
- scambiatori di calore selezionati;
- valvole dopo la qualificazione;
- sistemi di cavi/supporti;
- sistemi antincendio;
- installazione;
- test;
- logistica.
Plausibilità media / dipendente dal progetto
- Reattore-recipiente a pressione;
- moduli generatore di vapore;
- moduli di contenimento;
- componenti primarie selezionate;
- sottosistemi digitali;
- pompe specializzate.
Bassa sovranità iniziale
- proprietà intellettuale del reattore;
- progettazione di base;
- gruppi di combustibile autorizzati;
- arricchimento;
- software di sicurezza proprietario;
- Componenti interni di reattori di fornitori specializzati.
Non è possibile stimare con precisione le percentuali prima della selezione della tecnologia.
Qualsiasi affermazione attuale secondo cui “l’X% dell’impianto sarà di produzione italiana” dovrebbe pertanto essere considerata un’aspirazione commerciale piuttosto che un dato di fatto ingegneristico, a meno che non sia accompagnata da una distinta base dettagliata dei componenti.
4.55 Cosa cambia un percorso LFR italiano
Una strategia LFR legata all’Italia produce una mappa industriale diversa.
Ciò aumenterebbe la rilevanza strategica di:
- ENEA;
- Ansaldo Nucleare;
- newcleo;
- Aquile;
- Infrastrutture di Brasilia;
- materiali avanzati;
- componenti in metallo liquido.
Ciò introdurrebbe contemporaneamente requisiti più stringenti e ancora irrisolti, riguardanti:
- carburante;
- chimica del piombo;
- pompe;
- materiali strutturali;
- controllo della corrosione;
- qualificazione;
- licenze;
- storia dimostrativa.
Pertanto, il percorso LFR potrebbe offrire una maggiore sovranità tecnologica italiana, pur comportando un maggiore rischio tecnologico FOAK.
Il percorso LWR-SMR offre il compromesso opposto:
minore sovranità indigena sulla proprietà intellettuale dei reattori, maggiore maturità delle licenze a breve termine.
Tale commercio verrà esaminato nel capitolo 5.
4.56 Conclusioni industriali
L’Italia non ha bisogno di ricostruire l’industria nucleare da zero.
Possiede un vero e proprio nucleo industriale nucleare.
Questo nucleo comprende aziende in grado di dimostrare:
- Produzione nucleare ASME;
- Referenze internazionali di nuove costruzioni;
- componenti di classe di sicurezza;
- forgiature nucleari;
- tubazioni del reattore;
- contenitori per combustibile esaurito;
- test nucleari;
- modifiche all’impianto operativo;
- smantellamento;
- produzione di componenti per la fusione.
Le prove più solide provengono da aziende come:
Ansaldo Nucleare, Westinghouse Electric Italy, Walter Tosto, ATB Riva Calzoni, SIMIC, FOMAS, Tectubi Raccordi and SIET.
Attorno a questo nucleo si trovano autentiche organizzazioni che si occupano del ciclo di vita e della ricerca nucleare:
Sogin, Nucleco, ENEA, CIRTEN, RINA, ASG Superconductors, newcleo e le piattaforme industriali Nuclitalia/Edison.
Oltre a queste, si estende una cerchia molto più ampia di aziende in possesso di competenze preziose, ma non automaticamente qualificate per il settore nucleare:
Leonardo, Fincantieri, MAIRE/NEXTCHEM, i principali produttori di valvole, Saipem, Webuild e l’industria meccanica italiana in generale.
L’errore strategico sarebbe quello di unire tutti e tre gli anelli nell’affermazione principale secondo cui l’Italia ha “500 aziende nucleari”.
No.
L’affermazione opposta, ovvero che quattro decenni senza produzione interna abbiano distrutto la capacità industriale nucleare italiana, è altrettanto errata.
Si tratta di proposte diverse.
Le prove raccolte supportano la seguente conclusione:
L’Italia possiede un nucleo industriale nucleare di dimensioni ridotte ma eccezionalmente capace, un ecosistema nucleare specializzato più ampio, composto da circa settanta organizzazioni, e una popolazione industriale ben più numerosa che potrebbe essere convertita solo attraverso investimenti, certificazioni, normative, qualificazione dei fornitori e una visibilità costante degli ordini.
Ai fini della pianificazione governativa, questo dato è più incisivo di una cifra generica perché identifica ciò che può essere effettivamente acquistato.
Il compito industriale tra il 2026 e la prima FOAK italiana non è quindi semplicemente quello di “creare una filiera”.
Si tratta di eseguire quattro diverse operazioni:
preservare il nucleo qualificato esistente;
utilizzare i programmi nucleari stranieri per approfondire i riferimenti attuali;
qualificare produttori limitrofi accuratamente selezionati;
ed evitare di imporre la localizzazione laddove ciò aumenti il rischio di violazione delle licenze FOAK.
Il vantaggio comparativo industriale dell’Italia è potenzialmente considerevole, anche senza che essa diventi un produttore di reattori a pieno titolo e senza alcun controllo statale.
Se le politiche saranno rigorose, l’Italia potrebbe emergere come uno dei principali fornitori europei di componenti nucleari, ingegneria, collaudo, servizi per l’intero ciclo di vita e tecnologie per reattori avanzati, indipendentemente dal fatto che il suo primo reattore nazionale ottenga la licenza nel 2035, nel 2038 o successivamente.
CAPITOLO 4 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
Censimento industriale e baseline della catena di approvvigionamento
S1 — Edison / Ansaldo Nucleare / Gruppo TEHA, 7 settembre 2024. Identifica 70 aziende nucleari italiane specializzate, un valore di 457 milioni di euro legato al nucleare e circa 2.800 posti di lavoro supportati nel 2022; modella separatamente un impatto economico di 50,3 miliardi di euro e 117.000 posti di lavoro diretti/indiretti/indotti in uno scenario di implementazione nucleare a lungo termine.
Edison — Il nuovo nucleare in Italia: studio industriale ed economico
S2 — Politecnico di Milano, Gruppo Reattori Nucleari, Filiera Nucleare Italiana per Reattori Modulari di Piccola Taglia . Studio di mappatura industriale e produzione di componenti per SMR.
Politecnico di Milano — Filiera Nucleare Italiana per SMR
I1 — Associazione Italiana Nucleare — membri collettivi attuali.
AIN — membri collettivi
Aziende di servizi, sviluppatori e integratori
I2 — Enel, 14 maggio 2025 — creazione di Nuclitalia. Enel 51%, Ansaldo Energia 39%, Leonardo 10%; focus iniziale sulle tecnologie SMR mature raffreddate ad acqua e sulle partnership industriali.
Enel — Costituzione di Nuclitalia
I3 — Ansaldo Nucleare — capacità nucleari aziendali. EPC, integrazione di sistemi, nuove costruzioni, smantellamento, gestione dei rifiuti, reattori avanzati e fusione.
Ansaldo Nucleare — Offerta nucleare
I4 — Ansaldo Nucleare — nuovi progetti di riferimento. Componenti AP1000 Sanmen ASME III, unità 1-2 di Cernavodă e programma rumeno in corso.
Ansaldo Nucleare — Nuove costruzioni nucleari
I5 — Ansaldo Energia — Comunicati stampa sul nucleare per il 2026. Aggiornamenti di Krško, ITER e programma italiano per la catena di fornitura.
Comunicati stampa di Ansaldo Energia per il 2026
I6 — Ansaldo Nucleare, 16 aprile 2024 — Cernavodă Supplier Day. Oltre 70 aziende italiane; quadro di finanziamento SACE/Ansaldo/Nuclearelectrica fino a 2 miliardi di euro.
Ansaldo Nucleare — Opportunità per la filiera italiana in Romania
I7 — Leonardo — Partecipazione a Nuclitalia.
Leonardo — Report aziendale 2025/2026 su Nuclitalia
produzione nucleare pesante
I8 — Westinghouse Electric Company, 3 marzo 2026. Mangiarotti rinominata Westinghouse Electric Italy; circa 300 dipendenti; centro di produzione nucleare dedicato per le apparecchiature pesanti AP1000, AP300 e NSSS.
Westinghouse — Westinghouse Electric Italy
I9 — Walter Tosto — storia industriale aziendale. Contratto per il recipiente a vuoto ITER, certificazione ASME N, officina nucleare dedicata.
Walter Tosto — Storia dell’azienda
I10 — Organizzazione ITER — Produzione europea di recipienti a vuoto. Consorzio Ansaldo Nucleare, Mangiarotti e Walter Tosto AMW.
ITER — Produzione di recipienti a vuoto in Italia
I11 — ATB Riva Calzoni — apparecchiature nucleari. Recipienti del reattore, pressurizzatori, apparecchiature a pressione per isole nucleari e contenitori per materiali radioattivi.
ATB — Apparecchiature nucleari pesanti
I12 — ATB/SIMIC, 28 luglio 2026. Contratto per componenti di recipienti di contenimento ASME Sezione III.
ATB — Contratto per componenti nucleari 2026
I13 — SIMIC — portafoglio di produzione per la fusione e il nucleare. Bobine del campo toroidale ITER, piastre radiali e strutture del divertore.
SIMIC — Fusione e Fissione Nucleare
I14 — Gruppo FOMAS, documentazione sulla produzione di energia nucleare del 2026. Cinque decenni di fucinature nucleari e storia dell’organizzazione dei materiali ASME.
FOMAS — Produzione di energia / Capacità nucleare
I15 — Arvedi AST — applicazioni nucleari. Componenti forgiati per reattori, generatori di vapore, pressurizzatori e scorie nucleari.
Arvedi AST — Applicazioni di forgiatura
I16 — Rapporto Arvedi AST 2024. La certificazione ASME NCA-3800 Material Organisation è stata registrata come valida fino al 2025; il rinnovo in corso richiede pertanto conferma.
Arvedi AST — Rapporto aziendale 2024
Tubazioni, raccordi, apparecchiature a pressione
I17 — Tectubi Raccordi — Sistema di qualità e certificazione 2026. Norme di qualità ISO 19443 e ASME Sezione III NCA, qualificazione EDF.
Tectubi Raccordi — Certificazioni di qualità e nucleari.
I18 — Allied Group / Tectubi — capacità produttiva. Raccordi di qualità nucleare e curve pesanti.
Allied Group — Tectubi Raccordi
I19 — IBF / Tubacex — capacità di prodotto nucleare. Tubazioni nucleari e applicazioni per il controllo della pressione.
IBF — Nucleare
I20 — IBF — Componenti speciali per circuiti di raffreddamento. Tubazioni calde, tubazioni fredde, linee di sovrapressione e raccordi speciali.
IBF — Gamma di prodotti
I21 — Belleli Energy — apparecchiature nucleari ed energetiche. Capacità di generazione di vapore, recipienti a pressione e contenitori metallici.
Belleli Energy — Nucleare ed Energia
Test, qualificazione e certificazione
I22 — SIET — storia istituzionale e capacità di test nucleari. Fondato da ENEA/CISE per i test di sicurezza nucleare; sistema NQA-1 e referenze di fornitori/regolatori internazionali.
SIET — Storia dei test nucleari
I23 — RINA / Ansaldo Energia, 27 luglio 2026. Programma specificamente destinato a qualificare le imprese italiane non ancora attive nel settore nucleare.
RINA — Programma italiano per la filiera nucleare Ansaldo Energia/RINA
Smantellamento e rifiuti
G1 — Sogin — attuale missione istituzionale. Operatore statale per lo smantellamento e lo smaltimento dei rifiuti radioattivi; responsabilità del Deposito Nazionale.
Sogin — Informazioni sul Gruppo
G2 — Sogin — attività attuali del ciclo nucleare. Quattro centrali nucleari, impianti del ciclo del combustibile, reattore di ricerca e programma di gestione dei rifiuti radioattivi.
Sogin — chiusura del ciclo nucleare italiano.
I24 — Nucleco — smantellamento nucleare. Oltre 30 anni di esperienza nello smantellamento di reattori PWR/BWR/GCR e del ciclo del combustibile.
Nucleco — Smantellamento nucleare
Ricerca, reattori avanzati e fusione nucleare
G3 — ENEA, febbraio 2026 — Programma LEANDREA di EAGLES/newcleo.
ENEA — EAGLES e newcleo su LEANDREA
G4 — ENEA, aprile 2026 — Qualifica PASCAL e LFR.
ENEA — Qualifica per reattori di quarta generazione.
G5 — ENEA/newcleo — Programma PRECURSOR a Brasimone.
ENEA — Simulatore del reattore principale PRECURSOR.
A1 — CIRTEN — Consorzio universitario italiano per la ricerca nucleare.
CIRTEN — Consorzio per la ricerca sulle tecnologie nucleari.
A2 — CIRTEN — programmi di formazione nucleare.
CIRTEN — Formazione nucleare
G6 — ENEA, maggio 2025 — Programma di magneti DTT di ASG Superconductors. Diciotto magneti superconduttori a campo toroidale.
ENEA — Primo magnete DTT completato da ASG
I25 — Organizzazione ITER — Partecipazione di ASG/SIMIC alle bobine TF di ITER.
ITER — Produzione europea di bobine ITER
I26 — Eni — collaborazioni nel campo della fusione. Programmi CFS, DTT, UKAEA e correlati al MIT.
Eni — Programmi di fusione a confinamento magnetico.
I27 — Fincantieri/newcleo/RINA — studio di fattibilità per la propulsione nucleare navale.
Fincantieri — Programma di fattibilità per la propulsione nucleare navale.
I28 — Fincantieri/newcleo, 2025 — concetto di sviluppo di reattori LFR marittimi.
Collaborazione Fincantieri-newcleo per un reattore marittimo.
I29 — Cooperazione MAIRE / NEXTCHEM — newcleo. Concetto di produzione di prodotti chimici/idrogeno a impatto zero in termini di emissioni di carbonio, alimentato da energia nucleare.
Programma MAIRE — NEXTCHEM/newcleo.
Industria delle valvole adiacente
I30 — Valvitalia — valvole industriali, attuatori, raccordi e capacità di collaudo.
Valvitalia — Capacità aziendali
I31 — Valvole ORION — portfolio di certificazioni pubblicate.
Valvole ORION — Qualifiche e certificati
FINE DEL CAPITOLO 4
CAPITOLO 5 — LA REALTÀ GLOBALE DI SMR/AMR E LE PROGETTI CHE L’ITALIA PUÒ CONCRETAMENTE SCEGLIERE
5.1 Risultati esecutivi
Nel settembre 2026, il mercato globale dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) non sarà più un mercato puramente concettuale, ma non sarà nemmeno ancora un mercato commerciale maturo in cui l’Italia potrà scegliere tra diverse flotte di reattori pienamente collaudate e prodotte in serie.
Solo un numero molto ristretto di progetti di reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) ha accumulato una reale esperienza operativa commerciale. L’AIEA identifica il reattore russo Akademik Lomonosov , basato su due reattori KLT-40S, come operativo commercialmente dal maggio 2020, e il reattore cinese HTR-PM come operativo commercialmente dal dicembre 2023. Il rapporto dell’AIEA del 2025 li ha comunque definiti come i principali riferimenti operativi commerciali al mondo per i reattori SMR. [I]
Un secondo gruppo ha ora compiuto progressi significativi, andando ben oltre PowerPoint.
Il reattore PWR integrato cinese ACP100/Linglong One da 125 MWe risulta ancora in fase di pre-commissioning a settembre 2026, anziché essere già entrato in funzione a livello commerciale. [I/S]
La centrale nucleare canadese BWRX-300 di Darlington è attualmente in fase di costruzione. La Commissione canadese per la sicurezza nucleare ha rilasciato la licenza di costruzione nell’aprile 2025; il primo importante blocco regolamentare della costruzione è stato rimosso nel marzo 2026; OPG ha installato la base dell’edificio del reattore nell’aprile 2026; e la domanda di licenza di esercizio è stata presentata nel marzo 2026. OPG continua a puntare all’entrata in servizio entro la fine del 2030. [I]
Gli Stati Uniti hanno superato una soglia analoga nella tecnologia avanzata non ad acqua leggera quando la NRC ha rilasciato al progetto Natrium di TerraPower il permesso di costruzione nel marzo 2026. La costruzione nucleare è iniziata nell’aprile 2026. Natrium non è quindi semplicemente un reattore al sodio concettuale; è un progetto di costruzione autorizzato, sebbene richieda ancora una licenza di esercizio e dipenda da una nascente catena del combustibile HALEU. [I]
Anche il progetto Xe-100 ha compiuto progressi significativi. Il progetto Long Mott, composto da quattro moduli e proposto da X-energy, è attualmente in fase di revisione da parte della NRC per l’ottenimento del permesso di costruzione; entro settembre 2026 la valutazione ambientale aveva raggiunto il FONSI (Final Outcomes Net Study), l’ACRS (Administrative Commission of Reactors) aveva avviato la revisione della sicurezza del reattore e l’udienza obbligatoria si è tenuta il 22 settembre. Alla scadenza, non era ancora stata emessa una decisione definitiva sul permesso di costruzione. [I]
Diversi concorrenti occidentali nel settore dei motori raffreddati ad acqua rientrano in una terza categoria: programmi normativi seri senza una prima unità commerciale operativa o in fase di costruzione.
Questi includono:
- Holtec SMR-300 ;
- Westinghouse AP300 ;
- Rolls-Royce SMR ;
- NuScale US460 ;
- il sistema EDF NUWARD riprogettato .
I loro livelli di maturità differiscono in modo significativo.
Holtec ha completato la Fase 2 del GDA (General Development Act) nel Regno Unito nel marzo 2026 e ha presentato la prima parte della domanda di permesso di costruzione negli Stati Uniti per due unità Palisades SMR-300. [I/G]
Il progetto AP300 di Westinghouse rimane in fase di pre-approvazione presso la NRC, anziché essere sottoposto a una formale procedura di certificazione del progetto. [I]
Il reattore modulare di piccole dimensioni (SMR) di Rolls-Royce si trova nella Fase 3 della GDA (General Development Agency) del Regno Unito e, aspetto fondamentale, ha superato la fase di gara di progettazione nel 2026, quando Great British Energy–Nuclear ha stipulato un contratto per tre unità a Wylfa. Non è ancora un reattore operativo né in fase di costruzione, ma dispone di un programma di implementazione sostenuto dallo Stato. [G/I]
Il sistema US460 a sei moduli di NuScale ha ottenuto l’approvazione del progetto standard della US NRC nel maggio 2025, ma nessun progetto commerciale US460 era in costruzione alla data limite. [I]
Nel 2024, il progetto NUWARD riprogettato da EDF si è allontanato dal progetto originale per adottare un’architettura PWR più convenzionale, utilizzando componenti tecnologici collaudati. Entro il 2026, EDF ha descritto una piattaforma con una potenza fino a circa 400 MWe, con la progettazione concettuale prevista per il completamento nel 2026 e la commercializzazione negli anni 2030. È quindi strategicamente rilevante per l’Italia, soprattutto in virtù dell’accordo tra Edison, EDF e l’industria italiana, ma non è ancora un progetto concesso in licenza. [I]
Le opzioni italiane per i reattori avanzati, legate a progetti nazionali, sono più indietro nella fase di implementazione, ma potenzialmente più importanti per la sovranità tecnologica.
Il reattore LFR-AS-200 di newcleo è un reattore veloce raffreddato a piombo da 200 MWe progettato per utilizzare combustibile MOX. La NRC statunitense ha avviato un’interazione preliminare con newcleo nel marzo 2026, che ha incluso una discussione separata sulla fabbricazione del combustibile MOX. [I]
EAGLES-300 , guidato da Ansaldo Nucleare, ENEA, RATEN e SCK CEN, è un programma europeo per un reattore veloce raffreddato a piombo da 300 MWe. È entrato in un’iniziativa internazionale di pre-licenza coordinata dall’AIEA, ma la roadmap dichiarata prevede i dimostratori LEANDREA e ALFRED prima della messa in funzione commerciale di EAGLES-300, attualmente prevista per il 2039. [I/G]
Queste distinzioni determinano la scelta italiana.
Se l’obiettivo nazionale è quello di avere un FOAK credibile il prima possibile entro il 2030, la famiglia di progetti più rilevante al momento è quella dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) ad acqua leggera occidentali , perché utilizzano combustibile LEU convenzionale, una consolidata regolamentazione dei reattori ad acqua, catene di approvvigionamento mature e, nel caso del BWRX-300, prove concrete della sua costruzione.
Se l’obiettivo nazionale è una maggiore proprietà tecnologica italiana e una maggiore capacità nel ciclo del combustibile avanzato, i reattori veloci raffreddati a piombo offrono una partecipazione intellettuale e industriale nazionale molto più consistente, ma l’Italia deve accettare una tempistica più lunga e un rischio materialmente maggiore in termini di combustibile, materiali, licenze e FOAK (First Ordnance Akation, primo incendio).
Queste non sono opzioni tecnologiche equivalenti.
Il mandato di messa in servizio richiede esplicitamente che questo capitolo distingua le apparecchiature effettivamente in grado di produrre energia elettrica dalle licenze, dalla costruzione e dai progetti teorici, e che analizzi sia la fascia 50-200 MWe sia la classe di circa 300 MWe , sempre più oggetto di discussione nelle politiche italiane.
5.2 Classificazione della prontezza utilizzata in questo capitolo
Per evitare un’inflazione dei livelli di maturità, il rapporto utilizza sette classi distinte di stato tecnologico.
| Classe | Senso |
|---|---|
| R6 — Attività commerciale | Il reattore produce elettricità a livello commerciale. |
| R5 — Messa in servizio / funzionamento pre-commerciale | La costruzione è praticamente completata; sono in corso le fasi di collaudo. |
| R4 — Costruzione nucleare | Autorizzata la costruzione della centrale nucleare, che è già in corso. |
| R3 — Licenza di costruzione / progetto di implementazione consolidato | Esiste l’autorizzazione alla costruzione oppure il progetto ha superato la soglia di attuazione vincolante equivalente |
| R2 — Approvazione del progetto / revisione normativa avanzata | Progetto approvato o in fase di valutazione sostanziale per l’ottenimento della licenza; nessuna costruzione di reattori commerciali |
| R1 — Pre-licenza / sviluppo del progetto | Coinvolgimento formale dell’ente regolatore, ma nessuna licenza di costruzione/progettazione. |
| R0 — Concetto / sviluppo iniziale | Programma di ingegneria/ricerca e sviluppo privo di una solida base normativa. |
La differenza tra R2 e R4 è più importante delle descrizioni di marketing del fornitore, come ad esempio “pronto per la distribuzione”.
Un reattore che ha ricevuto un’approvazione generica del progetto ha dimostrato qualcosa di importante riguardo al progetto stesso .
Non è stato dimostrato:
- costo di costruzione;
- durata della costruzione;
- prestazioni di messa in servizio;
- affidabilità operativa;
- produzione modulare su scala di flotta.
5.3 La realtà globale al momento del taglio
Operativo a livello commerciale
Akademik Lomonosov — Russia
Due moduli reattore KLT-40S raffreddati ad acqua su una piattaforma galleggiante; operatività commerciale da maggio 2020. R6.
HTR-PM —
Sistema di reattore a letto di sfere raffreddato a gas ad alta temperatura, prodotto in Cina; operativo commercialmente dal dicembre 2023. R6.
Pre-commissioning / costruzione in fase avanzata
ACP100 / Linglong One — Cina,
reattore PWR integrale da 125 MWe; la costruzione è iniziata nel 2021; la pre-messa in servizio è ancora in corso al termine della fase operativa. R5.
Costruzione nucleare vera e propria
BWRX-300 —
Costruzione dell’unità 1 di Darlington, Canada, su licenza canadese; lavori di costruzione civile dell’edificio del reattore in corso. R4.
Natrium —
Reattore veloce al sodio da 345 MWe degli Stati Uniti; permesso di costruzione rilasciato dalla NRC nel marzo 2026; inizio della costruzione nucleare nell’aprile 2026. R4.
Revisione del permesso di costruzione / implementazione anticipata
Xe-100 —
Progetto Long Mott a quattro moduli degli Stati Uniti, attualmente in fase di revisione del permesso di costruzione da parte della NRC. Confine R2/R3; non ancora autorizzato alla costruzione.
Holtec SMR-300 — Stati Uniti.
Richiesta di autorizzazione per le unità 1-2 di Palisades Pioneer accettata in forma graduale; i lavori preliminari limitati stanno procedendo, ma il permesso completo per la costruzione nucleare non è ancora stato rilasciato. R2/R3.
Maturità progettuale/normativa in assenza di costruzioni commerciali in corso
NuScale US460 — Approvazione di progettazione standard statunitense
rilasciata a maggio 2025. R2.
Rolls-Royce SMR — Regno Unito
UK GDA Fase 3; contratto di sviluppo per tre unità Wylfa. R2/R3.
AP300 —
Coinvolgimento preliminare della NRC degli Stati Uniti. R1.
NUWARD — La Francia
ha riprogettato il programma concettuale/di sviluppo del progetto per un reattore PWR; nessuna licenza di costruzione. R1.
Sviluppo di reattori avanzati
newcleo LFR-AS-200 —
Pre-domanda di approvazione NRC per il programma europeo/statunitense; discussioni sull’impianto di combustibile MOX; nessuna licenza di costruzione del reattore. R1.
EAGLES-300 — Programma europeo:
tabella di marcia internazionale per la pre-autorizzazione e la dimostrazione; obiettivo di implementazione commerciale 2039. R1.
Ecco il punto cruciale per una verifica della realtà:
Il mercato occidentale dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) è passato dalla fase di progettazione concettuale a quella di concessione di licenze e costruzione effettiva, ma al momento della scadenza del periodo di transizione, solo un progetto commerciale di SMR occidentale, il BWRX-300, era fisicamente in fase di costruzione nucleare autorizzata.
Anche Natrium è in costruzione, ma appartiene alla classe dei reattori avanzati, che richiedono competenze tecniche e cicli del combustibile più complessi.
5.4 Matrice di progettazione consolidata
| Progetto | Paese/fornitore | Produzione | Liquido refrigerante / spettro | Carburante/arricchimento | Stato al 26 settembre 2026 | prove della prima unità | Link italiano | Protagonista principale dello spettacolo italiano |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| BWRX-300 | USA/Giappone — GE Vernova Hitachi | ~300–327 MWe | Acqua bollente leggera / termica | GNF2 LEU, ≤5% | Costruzione R4 | Darlington, obiettivo di servizio entro la fine del 2030 | Catena di fornitura italiana potenzialmente localizzabile; non è stato individuato alcun accordo specifico con fornitori italiani. | L’Italia sarebbe comunque il primo paese a rilasciare licenze nazionali; tecnologia BWR/dipendenza dal combustibile locale |
| Holtec SMR-300 | USA — Holtec | ~300–320 MWe | PWR / termico | UO₂, ≤5% | R2/R3 | Progetto Palisades Pioneer, obiettivo: inizio anni 2030 | l’industria pesante italiana potenzialmente compatibile | Il progetto è ancora in fase di sviluppo; non è ancora stata rilasciata la prima licenza per la costruzione di una centrale nucleare. |
| AP300 | Stati Uniti — Westinghouse | ~300–330 MWe | PWR / termico | Carburante LEU derivato dall’AP1000 | R1 | Nessuna prima pianta | Westinghouse Electric Italy, importante stabilimento produttivo. | Nessun progetto approvato/nessun progetto di costruzione ancora |
| NUWARD | Francia — EDF/NUWARD | fino a ~400 MWe | PWR / termico | Architettura LEU convenzionale della flotta EDF; discussa la compatibilità con MOX. | R1 | Unità capofila prevista in Europa/Francia negli anni 2030. | Molto forti: Edison, Ansaldo, MAIRE, fornitori italiani | Riprogettazione importante prevista per il 2024; nessun riferimento a licenze completate. |
| Rolls-Royce SMR | Regno Unito | 470 MWe | PWR/termico a 3 circuiti | UO₂, ≤4,95% | R2/R3 | Tre unità contrattuali a Wylfa | È possibile la localizzazione in italiano, ma non è stato individuato alcun principale partner tecnologico italiano. | Sopra il riferimento politico italiano da 300 MWe; progetto non ancora approvato/operativo |
| NuScale US460 | NOI | 77 MWe/modulo; impianto da 462 MWe | PWR/termico integrato | LEU convenzionale | R2 | Approvazione del progetto standard NRC; nessuna costruzione | Coinvolgimento tecnico storico di Ansaldo nell’analisi NuScale SG | Prima missione statunitense persa; nessun FOAK attualmente in costruzione. |
| Xe-100 | USA — Energia X | 80 MWe/modulo; 320 MWe per confezione da quattro | Elio / HTGR termico | TRISO HALEU ~15,5% | R2/R3 | Recensione di Long Mott CP | Non è stato individuato alcun legame industriale significativo con l’Italia. | Catena di approvvigionamento HALEU/TRISO; nuove licenze/operazioni HTGR |
| Sodio | USA — TerraPower/GEH | 345 MWe, aumento dello stoccaggio a ~500 | Sodio / rapido | combustibile metallico HALEU | Costruzione R4 | Kemmerer Construction | Nessun forte collegamento con i reattori italiani | HALEU e la tecnologia dei reattori veloci al sodio: un balzo in avanti per l’Italia nel processo di autorizzazione. |
| newcleo LFR-AS-200 | Guidato dall’Italia / Europeo | 200 MWe | Mostra / veloce | PRESTO | R1 | Nessuna costruzione di reattore di potenza | Elevatissimo livello di ricerca e sviluppo e di legami industriali in Italia. | Impianto MOX, qualificazione della tecnologia principale, nessuna referenza commerciale |
| EAGLES-300 | UE — Italia/Belgio/Romania | 300 MWe | Mostra / veloce | Combustibile per reattori veloci in fase di qualificazione/percorso a ciclo chiuso | R1 | LEANDREA poi ALFRED; obiettivo commerciale 2039 | Massima partecipazione istituzionale italiana | Richiede due fasi dimostrative e la qualificazione del carburante/materiale |
| ACP100 | Cina — CNNC | 125 MWe | PWR/termico integrato | LEU convenzionale | R5 | Pre-commissioning di Linglong One | Nessun materiale | Fornitore cinese/geopolitica, trasferimento della certificazione, dipendenza dall’approvvigionamento |
| HTR-PM | Cina | Potenza di progetto di circa 200 MWe | Elio/termico | Carburante TRISO | R6 | Commerciale dal dicembre 2023 | Nessuno | Tecnologia/proprietà intellettuale/carburanti/geopolitica cinese; basso livello di maturità operativa |
| SMART100 | Corea – KAERI | 110 MWe | PWR/termico integrato | Combustibile convenzionale per reattori ad acqua leggera (LWR). | Linea di discendenza approvata da R2/design | Nessun impianto commerciale | Non è stato individuato alcun collegamento industriale significativo con l’Italia. | Nessun riferimento operativo; il programma nazionale coreano è ancora in fase di sviluppo. |
| KLT-40S | Russia — Rosatom/OKBM | 35 MWe/modulo | PWR / termico | LEU di derivazione navale russa | R6 | Accademico Lomonosov | Nessuno | Dipendenza strategica/da fornitore; architettura galleggiante/derivata dal settore navale. |
| Famiglia RITM-200 | Russia | Classe ~50–60 MWe | PWR / termico | ciclo del carburante russo | implementazione/in fase di costruzione | Yakutia/programmi galleggianti | Nessuno | Dipendenza geostrategica e da fornitori di carburante |
La tabella include volutamente tecnologie che esulano dalla definizione sintetica della politica italiana sui 300 MWe, in quanto forniscono prove di riferimento essenziali.
5.5 BWRX-300 — attualmente il riferimento di costruzione più forte del West
Il BWRX-300 è un reattore ad acqua bollente a circolazione naturale sviluppato da GE Vernova Hitachi.
GE Vernova descrive il progetto come approssimativamente:
- 300 MWe netti ;
- 870 MWh ;
- circolazione naturale;
- Isolamento passivo – sicurezza del condensatore;
- Durata di progetto di 60 anni;
- Intervallo di rifornimento di 12-24 mesi. [I]
Il documento di licenza canadese descrive l’unità proposta da Darlington a circa 327 MWe a fini regolamentari. [I]
La differenza non è una contraddizione: la denominazione “classe 300 MWe” del fornitore e i valori lordi/netti/regolamentari specifici del progetto non sono sempre identici.
Carburante
Il BWRX-300 utilizza il combustibile per reattori ad acqua bollente GNF2, già ampiamente collaudato a livello commerciale .
GE Vernova afferma che il carburante è già ampiamente utilizzato nelle flotte e non richiede HALEU . I documenti della NRC relativi al progetto identificano il LEU convenzionale con un arricchimento fino a circa il 5%. [I]
Questo è strategicamente importante.
L’Italia non avrebbe bisogno di creare un nuovo programma di qualificazione delle tecnologie dei combustibili per il FOAK.
Rimarrebbe comunque dipendente dall’estero:
- approvvigionamento di uranio;
- conversione;
- arricchimento;
- Fabbricazione/licenza di combustibile GNF.
Stato dei lavori
Darlington rappresenta la più importante testimonianza di riferimento occidentale a disposizione dell’Italia.
La CNSC ha rilasciato la licenza di costruzione nell’aprile del 2025.
Entro l’estate del 2026:
- Lo scavo per la costruzione del reattore era sufficientemente completo per consentire la posa della base;
- I lavori di costruzione civile procedevano;
- era già stata presentata una domanda di licenza di esercizio. [I]
OPG punta ad avere la prima unità in servizio entro la fine del 2030 .
Perché è importante per l’Italia
Fornisce:
- un regolatore di riferimento occidentale;
- Apprendimento effettivo dei costi/tempi di FOAK;
- carburante LEU convenzionale;
- sponsorizzazione di servizi pubblici su scala industriale;
- un piano di flotta composto da quattro unità;
- Collaborazione nella progettazione tra Canada, Stati Uniti e Polonia.
gancio industriale italiano
Il legame diretto con l’Italia è più debole rispetto a quello con NUWARD o EAGLES.
Tuttavia, l’architettura BWR convenzionale del progetto è compatibile con alcune parti della filiera produttiva italiana:
- FOMAS;
- Tectubi;
- ATB;
- Walter Tosto;
- SIMICO;
- Westinghouse Electric Italy solo laddove gli accordi con i fornitori lo consentano;
- Ansaldo Nucleare come potenziale partner locale per l’ingegneria e l’integrazione.
Nessuna delle prove primarie esaminate per questo capitolo stabilisce un accordo formale di localizzazione del BWRX-300 in Italia.
Tale distinzione non dovrebbe essere inventata.
Spettacolari
- Il sistema di licenze italiano è ancora relativamente nuovo;
- La localizzazione della catena di approvvigionamento di GEH richiederebbe l’approvazione negoziata del fornitore;
- In Italia oggi non esiste un’organizzazione operativa che gestisca reattori ad acqua pesante (BWR);
- Gli aspetti economici, unici nel loro genere, rimarranno non dimostrati fino al completamento di Darlington;
- I risparmi derivanti da acquisti seriali rimangono una proposta del fornitore, piuttosto che una prova su larga scala fornita dall’OCSE.
Affidabilità della pianificazione
La prima centrale nucleare di Darlington entro il 2030: MEDIO-ALTA rispetto ad altri piccoli reattori modulari di piccole dimensioni, non garantita.
Per l’Italia, un programma BWRX-300 che inizi solo dopo i decreti del 2026 sarebbe necessariamente in ritardo rispetto al riferimento canadese.
5.6 Holtec SMR-300: un serio contendente per i reattori PWR, ma ancora prima della piena realizzazione del nucleo.
L’SMR-300 di Holtec è un reattore ad acqua pressurizzata che si è evoluto dal precedente modello SMR-160.
La documentazione normativa del Regno Unito descrive:
- circa 300–320 MWe di potenza elettrica;
- circa 1.050 MW termici;
- circolazione primaria del reattore PWR pompata durante il normale funzionamento;
- sicurezza passiva mediante un grande serbatoio d’acqua anulare. [G]
Carburante
Il registro GDA del Regno Unito indica che il combustibile a biossido di uranio è arricchito fino al 5% di U-235 .
Ciò mantiene il progetto all’interno del consolidato ciclo del combustibile LEU convenzionale. [G]
Maturità normativa
Holtec ha completato la seconda fase del processo di certificazione GDA nel Regno Unito nel marzo 2026.
Le autorità di regolamentazione del Regno Unito hanno concluso che a quel livello di valutazione non erano state individuate carenze fondamentali in materia di sicurezza/protezione/ambiente, ma il progetto è ancora in evoluzione e una valutazione dettagliata di Fase 3 non è stata completata. [G]
Negli Stati Uniti, Holtec ha presentato una richiesta di permesso di costruzione a fasi per le unità 1 e 2 del progetto Pioneer a Palisades.
La NRC ha accettato la Parte 1 nel febbraio 2026. [I]
Holtec punta a mettere in funzione l’impianto nei primi anni del 2030. [I]
Punti di forza dell’Italia
- tecnologia PWR convenzionale;
- LEO convenzionale;
- un progetto di dispiegamento negli Stati Uniti;
- Revisione da parte dell’autorità di regolamentazione del Regno Unito;
- Capacità di raffreddamento a secco dichiarata dal fornitore;
- potenzialmente ideale per l’industria manifatturiera pesante italiana.
Punti deboli
- nessun riferimento operativo;
- nessuna prima unità nucleare completata;
- Il progetto e la configurazione sono cambiati sostanzialmente dal modello SMR-160 al modello SMR-300;
- La valutazione nel Regno Unito si è interrotta dopo la Fase 2;
- L’autorizzazione completa per la costruzione di Palisades non è ancora stata ottenuta.
collegamento italiano
Nessuna delle fonti primarie esaminate individua un consorzio industriale italo-holteco equivalente all’iniziativa NUWARD di EDF/Edison/Ansaldo.
Ciò riduce la certezza dell’integrazione locale immediata.
Affidabilità della pianificazione
Prima unità Holtec, inizio anni 2030: MEDIO-BASSA.
Il progetto è concreto, ma permangono i rischi legati al permesso di costruzione e alla sua natura di “prima opera di questo tipo”.
5.7 Westinghouse AP300: un pedigree di tutto rispetto, ma finora scarse evidenze di impiego sul campo.
Il modello AP300 di Westinghouse si basa in gran parte sulla tecnologia dell’AP1000.
La NRC lo descrive come un reattore PWR a singolo circuito di classe 300 MWe, di generazione III+, basato su componenti, tecnologia e metodologia di licenza dell’AP1000. [I]
Il materiale informativo attuale di Westinghouse descrive una potenza approssimativa di 330 MWe / 990 MWth , a testimonianza della continua evoluzione del prodotto. [I]
Carburante
Il fornitore dichiara che l’AP300 utilizza la sua consolidata architettura per il carburante e la catena di approvvigionamento, derivata dall’AP1000.
Non è stato identificato alcun requisito HALEU. [I]
Stato della licenza
Alla data di scadenza, AP300 rimane in fase di pre-approvazione presso la NRC per una futura richiesta di certificazione del progetto.
Ciò è sostanzialmente precedente al BWRX-300 e precedente al progetto approvato da NuScale. [I]
collegamento industriale italiano
Westinghouse ora possiede Westinghouse Electric Italy , l’ex stabilimento Mangiarotti di Monfalcone.
Ciò conferisce al progetto un potenziale e importante percorso industriale italiano attraverso:
- Produzione di componenti pesanti NSSS;
- saldatura;
- apparecchiature del reattore;
- Istituì il sistema di controllo qualità di Westinghouse.
Ansaldo Nucleare vanta inoltre una storica esperienza nell’ingegneria dei reattori, maturata grazie al legame con Westinghouse.
vantaggio strategico
A differenza di un reattore avanzato completamente nuovo, l’AP300 tenta di riutilizzare:
- Metodologia di sicurezza AP1000;
- Componenti AP1000;
- combustibile esistente;
- catena di fornitura del fornitore.
Ciò può ridurre la novità tecnica.
Spettacolo mozzafiato
Il punto debole principale è semplice:
Non esiste ancora alcun riferimento costruttivo per l’AP300.
Un progetto derivato da un grande reattore in funzione non è la stessa cosa di un SMR (Small Modular Reactor) in funzione.
Una scelta dell’Italia di adottare l’AP300 in anticipo significherebbe quindi basarsi in larga misura sull’eredità progettuale , piuttosto che sull’esperienza maturata nella costruzione di reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Affidabilità della pianificazione
Prima implementazione di AP300 all’inizio/metà degli anni 2030: BASSO-MEDIO.
5.8 NUWARD — il percorso industriale bilaterale italiano più solido, ma non ancora un progetto con licenza matura
Il programma NUWARD ha subito modifiche significative nel 2024.
EDF ha abbandonato l’architettura precedente e si è orientata verso un reattore PWR riprogettato utilizzando componenti tecnologici più convenzionali e consolidati.
Il rapporto di EDF per il 2025/2026 descrive:
- potenza in uscita fino a 400 MWe ;
- una configurazione di cogenerazione opzionale;
- tecnologia PWR convenzionale;
- Sviluppo del progetto concettuale entro la metà del 2026;
- commercializzazione negli anni 2030. [I]
Carburante
EDF dichiara che NUWARD è progettato per sfruttare le architetture di combustibile già utilizzate nella flotta EDF e ha discusso esplicitamente di una possibile futura compatibilità con MOX .
La baseline evita quindi la dipendenza da HALEU. [I]
Link italiano
Questo è l’argomento più forte di NUWARD nel contesto italiano.
Il 25 giugno 2026 , Edison, EDF e NUWARD hanno firmato una dichiarazione d’intenti con un importante gruppo industriale italiano che comprende:
- Ansaldo Energia;
- Ansaldo Nucleare;
- SINDACO;
- Framatoma;
- Tractebel;
- Arabelle Solutions;
- AIN;
- RECENTE;
- ATB Riva Calzoni;
- Saipem;
- SIMICO;
- Tectubi Raccordi;
- Walter Tosto;
- Noi costruiamo.
L’obiettivo industriale dichiarato è lo sviluppo di un programma europeo di SMR di terza generazione con le prime unità previste intorno al 2035. [ I]
Questo è il quadro industriale specifico per l’Italia più completo e documentato tra i candidati stranieri per i reattori LWR-SMR qui esaminati.
Punti di forza
- Organizzazione operativa del FED;
- Framatome catena di approvvigionamento nucleare;
- PWR convenzionale;
- ciclo del combustibile europeo consolidato;
- un solido gruppo di partner italiani;
- logica industriale bilaterale Francia-Italia.
Punti deboli
Il progetto è stato sostanzialmente rivisto nel 2024.
Dati aggiornati al 2026:
- Non esiste alcun reattore NUWARD;
- Non esiste alcuna licenza di costruzione NUWARD;
- non esiste alcun riferimento operativo;
- La nuova architettura era solo in fase di completamento della progettazione concettuale.
L’obiettivo del 2035 è quindi un obiettivo industriale , non una prova di progetto di riferimento.
Affidabilità della pianificazione
2035 prima unità: BASSO-MEDIO.
conclusione italiana
NUWARD può essere una delle piattaforme industrialmente più attraenti d’Italia, pur non essendo attualmente il reattore tecnicamente più maturo.
Si tratta di fatti distinti.
5.9 Rolls-Royce SMR: non più solo un’offerta, ma qualcosa di più grande della semplice abbreviazione politica italiana.
Il Rolls-Royce SMR è un reattore PWR a tre circuiti da 470 MWe .
Le autorità di regolamentazione del Regno Unito lo descrivono come ancora in fase di sviluppo progettuale, ma in fase di avanzamento attraverso la Fase 3 del GDA . [G]
Carburante
Il materiale ufficiale del Regno Unito identifica:
- UO₂ standard;
- arricchimento massimo del 4,95% ;
- 17×17 combustibile PWR;
- Cicli di carburante di 18-24 mesi. [G]
Questo rappresenta un importante vantaggio strategico perché evita l’HALEU.
Prove di dispiegamento
Il programma del Regno Unito ha compiuto progressi significativi nel 2026.
Ad aprile, Rolls-Royce SMR e Great British Energy–Nuclear hanno firmato il contratto che consentirà l’avvio dei lavori su tre unità a Wylfa .
Successivamente, l’azienda ha stipulato accordi di pre-produzione per i principali componenti delle isole nucleari, tra cui lavori sui recipienti a pressione dei reattori. [I/G]
Non è ancora in corso la costruzione del reattore nucleare.
Ma si è passati dalla competizione a un programma di implementazione ben definito e sostenuto dallo Stato.
domanda specifica sull’Italia
Con una potenza di 470 MWe, il reattore si colloca al di fuori della soglia di circa 300 MWe, valore spesso utilizzato a fini politici in Italia.
Ciò non lo esclude legalmente dopo la constatazione di neutralità tecnologica del Capitolo 1.
Cambia:
- dimensioni del sito;
- conseguenza della griglia;
- SPESE IN CONTO CAPITALE FOAK;
- fabbisogno di raffreddamento;
- logica modulare della flotta.
gancio industriale italiano
Nessuna delle prove primarie esaminate identifica la stessa coalizione industriale italiana formale attorno a Rolls-Royce che esiste attorno a NUWARD.
I produttori italiani di componenti potrebbero comunque competere nella catena di fornitura europea.
Affidabilità della pianificazione
Prima unità Wylfa negli anni 2030: MEDIA.
Il progetto deve ancora ottenere l’approvazione normativa nel Regno Unito e procedere alla fase di costruzione vera e propria.
5.10 NuScale US460 — la più forte approvazione di design generico negli Stati Uniti, le prove FOAK attuali più deboli
NuScale offre un utile esempio della differenza tra maturità normativa e implementazione commerciale .
L’impianto US460 è costituito da:
- sei moduli;
- 77 MWe per modulo ;
- 462 MWe totali .
La NRC ha rilasciato l’approvazione del progetto standard nel maggio 2025 dopo aver completato la sua revisione della sicurezza. [I]
Si tratta di un risultato normativo di notevole rilievo.
Perché si adatta all’analisi richiesta di 50-200 MWe
Ciascun modulo da 77 MWe si trova esattamente all’interno della fascia di potenza inferiore richiesta dalla commissione.
L’impianto stesso, tuttavia, supera i 400 MWe quando sono in funzione sei moduli.
Ciò illustra una distinzione importante:
La potenza del modulo non è uguale alla potenza del sito.
Debolezza commerciale
Il precedente progetto Carbon Free Power di NuScale è stato interrotto nel 2023.
Nessun progetto equivalente alla US460 aveva iniziato la costruzione entro settembre 2026. [I]
La NRC ha comunque ripreso le interazioni preliminari relative alle future richieste di licenza combinata US460.
Link italiano
Ansaldo Nucleare documenta pubblicamente la partecipazione tecnica storica allo sviluppo di NuScale attraverso l’analisi del suo concetto di generatore di vapore a serpentina elicoidale. [I]
Ciò è tecnicamente rilevante, ma non equivalente a un accordo di dispacciamento italiano attualmente in vigore.
Spettacolo mozzafiato
La sfida è di natura commerciale piuttosto che principalmente normativa:
- nessuna costruzione di riferimento attiva;
- Configurazione del sito a sei moduli;
- La fattibilità economica non è ancora stata dimostrata attraverso un progetto completato.
Affidabilità della pianificazione
Prima unità della flotta commerciale US460: BASSO-MEDIO fino a quando un progetto non supera la soglia di costruzione.
5.11 Xe-100: modulo da 80 MWe altamente rilevante, ma il combustibile rappresenta il vincolo strategico.
Il reattore Xe-100 di X-energy è uno dei più importanti candidati per la realizzazione di reattori avanzati da 50-200 MWe .
Ciascun modulo produce circa 80 MWe , e una centrale a quattro moduli produce circa 320 MWe .
Si tratta di un reattore ad alta temperatura raffreddato a gas che utilizza elio e combustibile particellare TRISO.
Carburante
Il carburante di X-energy utilizza HALEU arricchito a circa il 15,5% di U-235 . [I]
Questo distingue immediatamente lo Xe-100 dai reattori modulari di piccole dimensioni ad acqua leggera (LWR-SMR).
Non può semplicemente ordinare combustibile convenzionale europeo <5% LEU per PWR/BWR.
Il suo impiego richiede:
- Arricchimento HALEU;
- Produzione di particelle TRISO;
- Fabbricazione di combustibile a ciottoli.
X-energy ha firmato un accordo con Centrus per il 2026 per i servizi di arricchimento HALEU e sta sviluppando la propria filiera di fabbricazione del combustibile TRISO-X.
Licenze
Nel marzo 2025, Long Mott Energy ha presentato una richiesta di permesso di costruzione per quattro moduli Xe-100.
Entro settembre 2026:
- La valutazione ambientale è stata completata con FONSI;
- La revisione tecnica è stata avanzata;
- Si erano già svolte le riunioni dell’ACRS;
- L’udienza obbligatoria si è svolta il 22 settembre;
- Al momento della stesura del rapporto non era ancora stato rilasciato alcun permesso di costruzione definitivo. [I]
Perché l’Italia potrebbe essere interessata
La classe di temperatura di uscita del reattore, pari a circa 750 °C, può supportare:
- elettricità;
- vapore industriale;
- calore di processo;
- idrogeno.
Ciò si allinea bene con l’italiano:
- sostanze chimiche;
- raffinazione;
- acciaio;
- distretti industriali.
Perché l’Italia non dovrebbe trattarlo come un PWR-SMR
Introduce simultaneamente:
- nuova tecnologia dei reattori;
- nuova forma di carburante;
- maggiore arricchimento;
- nuovo modello operativo;
- nuovo caso di licenza.
gancio industriale italiano
La panoramica tecnologica dell’ENEA non rileva alcun coinvolgimento industriale italiano attuale nel progetto Xe-100. [G]
Spettacolo mozzafiato
Dipendenza da HALEU/TRISO.
Affidabilità della pianificazione
Implementazione di Long Mott: MEDIA una volta rilasciato il permesso di costruzione; replica italiana sostanzialmente successiva.
5.12 Natrium: il programma occidentale più avanzato per la costruzione di reattori veloci.
Natrium è un reattore veloce raffreddato a sodio da 345 MWe, accoppiato a un sistema di accumulo termico a sali fusi che può temporaneamente aumentare la produzione di energia elettrica fino a circa 500 MWe . [I/G]
Carburante
La NRC identifica il reattore come un reattore che utilizza combustibile metallico HALEU . [I]
Questa non è una catena di alimentazione del combustibile convenzionale per reattori ad acqua leggera (LWR).
Stato della licenza
La NRC ha rilasciato il permesso di costruzione il 9 marzo 2026 .
TerraPower ha avviato la costruzione della centrale nucleare ad aprile.
La società prevede di presentare la domanda di licenza operativa nel 2028. [I]
Anche le autorità di regolamentazione del Regno Unito hanno avviato la Fase 1 della GDA per Natrium nel giugno 2026. [G]
Questo rende Natrium uno dei programmi di reattori avanzati più importanti del mondo occidentale.
Punti di forza
- costruzione individuale;
- ampia copertura assicurativa DOE;
- accumulo termico che consente una produzione di energia elettrica flessibile;
- Architettura sostitutiva per i siti di estrazione del carbone;
- autentico programma di dispiegamento di reattori veloci.
debolezza specifica dell’Italia
L’Italia dovrebbe sviluppare contemporaneamente competenze in materia di rilascio di licenze nei seguenti ambiti:
- reattori veloci al sodio;
- Rischi di incendio/sostanze chimiche derivanti dal sodio;
- combustibile metallico HALEU;
- interfaccia di accumulo di energia termica.
Non esiste in Italia un solido legame di co-sviluppo tra fornitori e industria paragonabile a quello tra EAGLES e newcleo.
Spettacolo mozzafiato
Il principale ostacolo per l’Italia non è che Natrium sia “non comprovato sulla carta”.
Si tratta di una dipendenza dal sistema di combustibili e tecnologie, in particolare dall’ecosistema statunitense dei reattori avanzati .
Affidabilità della pianificazione
Programma Kemmerer: MEDIO.
Per l’Italia, la realizzazione di un impianto FOAK al sodio prima della fine degli anni 2030 sarebbe estremamente ambiziosa.
5.13 newcleo LFR-AS-200: il più forte candidato italiano per un reattore commerciale avanzato.
Il modello LFR-AS-200 di newcleo è un:
- 480 MWh ;
- 200 MWe ;
- tipo piscina;
- raffreddato a piombo liquido;
- reattore a spettro veloce.
La NRC statunitense descrive il progetto come operante a pressione atmosferica del sistema primario e utilizzando combustibile MOX . [I]
Si trova quindi direttamente all’interno della banda 50-200 MWe richiesta dall’utente, al suo limite superiore.
Architettura del carburante
MOX non è un dettaglio di poco conto.
Il modello di business/tecnologico di Newcleo è strettamente legato al riciclo del plutonio e dell’uranio provenienti dal combustibile esaurito esistente per la produzione di nuovo combustibile per reattori.
La NRC statunitense ha avviato un’interazione preliminare separata nel marzo 2026 riguardante un nuovo impianto di fabbricazione di combustibile MOX . [I]
Ciò significa che la messa in opera dei reattori e lo sviluppo della fabbricazione del combustibile sono interdipendenti.
Maturità normativa
La NRC statunitense ha avviato le interazioni preliminari relative alla norma LFR-AS-200 nel marzo 2026.
In Francia, l’autorità di regolamentazione ha ricevuto il materiale relativo alle opzioni di sicurezza per il programma LFR-AS-30 di Newcleo, di dimensioni più ridotte, nel dicembre 2025. [G]
Non è in costruzione alcun reattore commerciale a base di newcleo.
collegamento tecnologico italiano
Il collegamento è molto più profondo rispetto a qualsiasi progetto di reattore ad acqua leggera di provenienza straniera.
newcleo gestisce/sviluppa infrastrutture di ricerca e sviluppo con ENEA presso:
- Brasilia;
- Casaccia.
L’azienda ha costruito infrastrutture di prova per reattori principali e partecipa con EAGLES al programma LEANDREA. [G]
Vantaggi per l’Italia
- Un’importante identità ingegneristica italiana;
- Ricerca e sviluppo italiana;
- potenziale del ciclo del combustibile a spettro rapido;
- applicazioni industriali ad alta temperatura;
- 200 MWe di potenza in uscita;
- sistema primario a bassa pressione.
Rischi
- nessun reattore commerciale;
- Dipendenza dalla fabbricazione del MOX;
- nessun riferimento operativo europeo per reattori commerciali al piombo;
- Corrosione del piombo/qualificazione dei materiali;
- autorizzazione per reattori veloci;
- dispositivi di sicurezza del ciclo del combustibile;
- maggiore complessità del programma.
Affidabilità della pianificazione
L’obiettivo di un fornitore di avviare la commercializzazione all’inizio degli anni 2030 dovrebbe essere considerato con BASSA affidabilità fino a quando un dimostratore nucleare non supererà le soglie di autorizzazione/costruzione.
5.14 EAGLES-300 — Sovranità tecnologica italiana con un esplicito orologio più lungo
EAGLES-300 è una proposta diversa da newcleo, sebbene entrambi siano reattori veloci raffreddati al piombo.
Il consorzio è composto da:
- Ansaldo Nucleare;
- ENEA;
- INDOVINARE ;
- SCK CEN .
Il reattore commerciale ha una potenza di 300 MWe . [I/G]
Struttura di sviluppo
Il programma è esplicitamente strutturato in scene:
- LEANDREA — Dimostratore tecnologico/di materiali/di carburante belga;
- ALFRED — Dimostratore di arti performative rumeno;
- EAGLES-300 — reattore commerciale.
Il consorzio punta attualmente al completamento di LEANDREA intorno al 2034 e all’avvio della fase di commercializzazione di EAGLES-300 intorno al 2039. [ I/G]
Significato normativo
Nel settembre 2025, EAGLES è diventato il primo progetto pilota nell’ambito dell’iniziativa internazionale di armonizzazione e standardizzazione nucleare dell’AIEA, che prevede attività di pre-autorizzazione a livello internazionale e coinvolge enti regolatori tra cui l’ISIN italiana. [I/G]
Ciò consente all’Italia un coinvolgimento normativo precoce.
Non costituisce una licenza per un reattore.
Tecnologia
EAGLES-300 è:
- raffreddato a piombo liquido;
- spettro veloce;
- bassa pressione;
- orientato alla rimozione passiva del calore;
- progettato per la cogenerazione ad alta temperatura;
- compatibile con gli obiettivi di un ciclo del combustibile chiuso.
Il vantaggio italiano
Questo è il progetto con il più forte interesse istituzionale italiano in ambito tecnologico:
- Ansaldo Nucleare;
- ENEA;
- Coinvolgimento nella fase di pre-licenza ISIN;
- Filiera italiana dei reattori avanzati.
Spettacolo mozzafiato
Il suo programma è intrinsecamente incoerente con l’idea che rappresenti la via più semplice per rendere l’Italia la prima potenza mondiale entro il 2033-35.
La tabella di marcia del progetto prevede l’implementazione commerciale nel 2039, dopo due progetti dimostrativi .
Affidabilità della pianificazione
Obiettivo commerciale per il 2039: MEDIO-BASSO , poiché dipende dal successo dei dimostratori sequenziali.
interpretazione strategica italiana
EAGLES è potenzialmente un programma nazionale di sovranità tecnologica.
Non può sostituire un reattore LWR-SMR occidentale autorizzato per i primi anni 2030 se l’obiettivo principale è la produzione di energia in tempi brevi.
5.15 ACP100 / Linglong One — Il reattore SMR raffreddato ad acqua di riferimento più importante della Cina
L’ACP100 è un reattore PWR integrale di classe 125 MWe sviluppato da CNNC.
I lavori di costruzione sono iniziati nel luglio 2021.
Secondo le previsioni dell’AIEA, la produzione di energia elettrica sarebbe iniziata nel 2026, ma i rapporti di settembre 2026 descrivevano ancora l’unità come in fase di test di pre-messa in servizio . [I/S]
Questa distinzione è importante.
L’impianto non dovrebbe ancora essere considerato un SMR (Small Modular Reactor) a regime maturo.
Perché l’Italia dovrebbe comunque studiarlo
ACP100 fornisce preziose evidenze ingegneristiche su:
- Costruzione integrale di un reattore PWR;
- installazione del modulo;
- messa in servizio;
- Esecuzione della catena di approvvigionamento SMR in Cina.
Perché non è un candidato italiano semplice
Un dispiegamento italiano solleverebbe importanti interrogativi riguardo a:
- Accettabilità da parte delle autorità di regolamentazione europee;
- dipendenza dalla catena di approvvigionamento;
- Fiducia digitale/infrastrutturale;
- salvaguardie;
- dipendenza strategica;
- termini relativi al trasferimento tecnologico.
La questione non dovrebbe essere ridotta alla semplicistica affermazione che la tecnologia nucleare cinese sia legalmente vietata in Italia.
Il problema riguarda la compatibilità strategica e la dipendenza sovrana a lungo termine .
Considerata la disponibilità di alternative occidentali ai reattori ad acqua leggera, un sistema nucleare di sicurezza cinese (NSSS) si troverebbe probabilmente ad affrontare oneri politici, normativi e di sicurezza sostanzialmente maggiori.
5.16 HTR-PM — dati operativi, ma non un modello di approvvigionamento occidentale diretto
Il velivolo cinese HTR-PM è entrato in servizio commerciale nel dicembre 2023 .
Il sistema utilizza:
- due moduli reattore raffreddati a gas ad alta temperatura;
- elio come refrigerante;
- Carburante Pebble/TRISO;
- una turbina;
- potenza di progetto circa 200 MWe. [I/S]
Ciò lo rende enormemente importante come prova tecnologica.
Ciò dimostra che i reattori a gas modulari ad alta temperatura possono andare oltre la scala sperimentale.
Ma l’Italia non può semplicemente considerare l’esperienza operativa del sistema HTR-PM come una specifica di gara commerciale trasferibile.
Il disegno è incorporato in un cinese:
- struttura dei fornitori;
- fornitura di carburante;
- sistema di licenze;
- ecosistema industriale.
Il suo valore per l’Italia risiede quindi principalmente nella sua classificazione di riferimento e nella sua validità tecnica , non nella sua attrattiva in termini di appalti a breve termine.
5.17 Reattori modulari di piccole dimensioni russi: dati operativi che l’Italia dovrebbe studiare, ma da non confondere con un acquisto realistico.
L’Akademik Lomonosov russo è il primo impianto commerciale di classe SMR al mondo riconosciuto dall’AIEA.
Utilizza due reattori KLT-40S ed è entrato in funzione commerciale nel 2020. [I]
Anche la Russia sta sviluppando impianti terrestri/galleggianti basati sulla famiglia più moderna RITM-200 , incluso il programma Yakutia. I documenti dell’AIEA hanno fatto riferimento a un orizzonte di messa in servizio del progetto terrestre entro il 2028. [I]
Questi progetti sono importanti perché forniscono:
- prove di funzionamento del PWR modulare;
- Esperienza nell’Artico/in navigazione;
- Dati operativi del reattore compatto.
Per l’Italia, nell’attuale contesto geopolitico europeo, non rappresentano candidati realistici per gli appalti di base.
Questa conclusione deve tuttavia essere formulata in modo accurato:
- Il commercio nucleare tra l’UE e la Russia non equivale, in modo completo, a un divieto legale universale assoluto;
- Ma la dipendenza dai fornitori di reattori creerebbe notevoli rischi in termini di sanzioni, finanziamenti, sicurezza, carburante, politica e autonomia strategica.
Pertanto, la Russia dovrebbe rimanere nel gruppo delle tecnologie di riferimento , e non nella lista ristretta dei potenziali fornitori italiani.
5.18 Corea — SMART100 come comparatore tecnicamente credibile da 110 MWe
La linea SMART coreana merita attenzione perché si colloca proprio all’interno della classe di consumo energetico inferiore richiesta.
KAERI afferma che il modello SMART originale ha ottenuto l’approvazione secondo gli standard di progettazione coreani nel 2012 .
Lo SMART100 aggiornato ha dimensioni approssimative:
- 365 MWh;
- 110 MWe ;
- PWR integrale;
- sicurezza passiva;
- ciclo di rifornimento triennale. [I]
Rappresenta un esempio di autentica maturità nella progettazione normativa.
Il punto debole è la distribuzione.
Nessun reattore SMART100 commerciale aveva creato il tipo di riferimento operativo/costruttivo disponibile per BWRX-300 o ACP100.
rilevanza italiana
L’industria coreana offre:
- capacità consolidata nella costruzione di centrali nucleari;
- Esperienza con i grandi reattori ad acqua calda;
- produzione solida.
Tuttavia, all’Italia attualmente manca il quadro industriale e bilaterale per la cooperazione tecnico-commerciale (SMR) visibile nel percorso franco-italiano NUWARD.
SMART rientra pertanto nel portafoglio secondario del monitoraggio tecnologico , e non rappresenta, in questa fase, il principale percorso industriale italiano.
5.19 CAREM25 — importante termine di paragone storico, ma al di sotto della fascia di potenza richiesta
Il programma CAREM25 dell’Argentina ha una potenza di circa 27-32 MWe , a seconda delle descrizioni della configurazione del progetto, e pertanto si colloca al di sotto della fascia richiesta di 50-200 MWe.
È tuttavia storicamente importante perché è stato uno dei primi programmi al mondo di costruzione di reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) con sistema PWR integrato.
L’autorità nucleare argentina continua a descrivere CAREM25 come un reattore in costruzione , mentre i documenti ufficiali del progetto confermano il suo stato di prototipo e l’architettura PWR integrata. [G]
La costruzione è iniziata nel 2014.
Questa lunga tempistica è di per sé un monito.
CAREM dimostra che:
Le dimensioni ridotte del reattore non si traducono automaticamente in tempi di realizzazione brevi.
Per l’Italia, CAREM rappresenta soprattutto un esempio emblematico della durata del FOAK e dello sviluppo tecnologico nazionale.
5.20 La banda 50–200 MWe è tecnologicamente diversificata
La gamma di potenza richiesta dalla commissione, compresa tra 50 e 200 MWe, non dovrebbe essere considerata come un unico segmento di mercato.
Contiene design fondamentalmente diversi.
| Progetto | Uscita del modulo | Tecnologia | Problema di carburante |
|---|---|---|---|
| Modulo NuScale | 77 MWe | PWR integrale | LEU convenzionale |
| Xe-100 | 80 MWe | HTGR | HALLEU TRISUS |
| SMART100 | 110 MWe | PWR integrale | Combustibile convenzionale per reattori ad acqua leggera (LWR). |
| ACP100 | 125 MWe | PWR integrale | LEU convenzionale |
| newcleo LFR-AS-200 | 200 MWe | reattore veloce al piombo | PRESTO |
| Sistema HTR-PM | ~200 MWe | HTGR | TRISO |
| Famiglia RITM | ~50–60 MWe | PWR compatto | catena di approvvigionamento russa |
Un SMR da 100 MWe può quindi avere un ciclo del combustibile più complesso di un PWR da 300 MWe.
La potenza erogata è un indicatore inadeguato del rischio tecnologico.
5.21 La classe 300–400 MWe è quella in cui il dibattito italiano sugli appalti a breve termine diventa più concreto.
La classe di reattori da circa 300-400 MWe occupa una posizione particolare nel dibattito italiano sul nuovo nucleare, poiché si colloca tra due modelli tecnologici e di investimento molto diversi.
A un estremo si trovano i microrreattori e i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) da circa 5-200 MWe, i cui principali vantaggi risiedono nei piccoli incrementi di capacità, nelle applicazioni industriali specializzate e nella potenziale semplificazione del finanziamento del progetto, ma che richiederebbero un numero relativamente elevato di moduli individuali per dare un contributo sostanziale al bilancio elettrico nazionale italiano.
All’altro estremo si trovano i reattori convenzionali di classe gigawatt, che possono fornire grandi quantità di elettricità affidabile a basse emissioni di carbonio, ma richiedono impegni di capitale per singolo progetto proporzionalmente maggiori, nodi di rete più robusti e una maggiore concentrazione di rischi di progetto e di costruzione.
La classe 300-400 MWe è pertanto strategicamente rilevante perché è sufficientemente grande da consentire a un singolo reattore di costituire un importante asset industriale e di sistema elettrico, pur rimanendo abbastanza piccola da permettere la costruzione graduale di un parco di reattori anziché un unico impegno multigigawatt .
Le principali tecnologie appartenenti o affini a questa classe che meritano il monitoraggio da parte del governo italiano sono:
- GE Vernova Hitachi BWRX-300 ;
- Holtec SMR-300 ;
- Westinghouse AP300 ;
- EAGLES-300 ;
- TerraPower Natrium — Isola nucleare da 345 MWe ;
- EDF/NUWARD — fino a circa 400 MWe .
Non si tratta, tuttavia, di sei opzioni di appalto tecnicamente equivalenti.
Essi occupano posizioni radicalmente diverse in:
- maturità delle licenze;
- stato di maturità della costruzione;
- Requisiti del ciclo del carburante;
- tipo di tecnologia;
- prontezza della catena di approvvigionamento;
- partecipazione industriale italiana;
- prove di implementazione commerciale.
Tale differenza è più importante della somiglianza delle loro potenze elettriche nominali.
5.21.1 Perché questo intervallo di capacità è importante per l’Italia
Un reattore nella gamma 300-400 MWe presenta diverse caratteristiche che ne spiegano l’importanza nel dibattito industriale italiano.
Innanzitutto, rappresenta un incremento generazionale significativo, ma non dominante per il sistema .
Tre o quattro reattori da 300 MWe corrispondono approssimativamente a una capacità di 0,9-1,2 GW. Ciò crea un potenziale percorso per la progressiva sostituzione o il riutilizzo delle ex aree di generazione termica, senza che lo Stato debba impegnarsi immediatamente nella costruzione di un’unica unità nucleare da 1,5-1,7 GW.
In secondo luogo, questa scala crea una granularità negli investimenti .
Un reattore da 300 MWe non dovrebbe essere definito economico solo perché è piccolo. Le attuali evidenze del programma canadese di Darlington dimostrano che un primo BWRX-300 rimane un progetto infrastrutturale multimiliardario. Il budget approvato da OPG per la prima unità è di circa 6,1 miliardi di dollari canadesi , insieme a circa 1,6 miliardi di dollari canadesi di infrastrutture e sistemi comuni al sito previsto con quattro unità . Il programma dei quattro reattori è attualmente stimato in circa 20,9 miliardi di dollari canadesi , inclusi interessi, adeguamento dei prezzi e imprevisti. [I]
Il vantaggio rilevante consiste quindi in una minore esposizione indivisibile del progetto , non necessariamente in un costo inferiore per kilowatt installato.
In terzo luogo, i moduli da 300-400 MWe consentono un’architettura di flotta a fasi .
Uno Stato o un operatore può potenzialmente:
- sviluppare un FOAK;
- osservare le procedure di rilascio delle licenze e lo stato di avanzamento dei lavori di costruzione;
- procedere con i moduli aggiuntivi;
- condividere parte dell’infrastruttura tra le unità.
Darlington illustra proprio questa logica. Il sito canadese prevede la costruzione di un massimo di quattro unità BWRX-300, mentre solo il primo reattore ha ricevuto la licenza di costruzione. [I]
In quarto luogo, questa classe è potenzialmente compatibile con diversi nodi industriali ad alta tensione e di precedente generazione identificati nel Capitolo 3 .
Tuttavia, l’esistenza di un nodo a 380 kV non dimostra che un particolare reattore possa essere collegato senza rinforzi. Una macchina da 300-400 MWe richiede comunque una connessione Terna formale, una valutazione di stabilità, di cortocircuito e N-1.
La conclusione corretta è quindi:
La classe di potenza 300-400 MWe offre interessanti opportunità in termini di rete elettrica e granularità di progetto per l’Italia, ma nessun impianto esistente o connessione a 380 kV dovrebbe essere considerato prequalificato per uno di questi reattori.
5.21.2 I sei progetti rilevanti si trovano in fasi molto diverse
| Progetto | Potenza elettrica nominale | Tecnologia dei reattori | Base di carburante | Stato verificato il 26 settembre 2026 | Prove concrete di FOAK |
|---|---|---|---|---|---|
| BWRX-300 | 300 MWe netti; progetto regolamentare di Darlington ~327 MWe | BWR a circolazione naturale | Combustibile commerciale GNF2 per reattori BWR; nessun requisito HALEU | In Canada è in corso la costruzione di centrali nucleari autorizzate. | L’unità 1 di Darlington è attualmente in fase di costruzione; è stata presentata la domanda di licenza di esercizio. |
| Holtec SMR-300 | ~320 MWe/unità | POTENZA | UO₂ fino al 5% U-235 | Completata la seconda fase del GDA nel Regno Unito; in fase di sviluppo il programma di implementazione negli Stati Uniti. | Nessuna unità operativa; nessun FOAK completato; il progetto è ancora in fase di sviluppo |
| AP300 | ~330 MWe | PWR a singolo anello derivato da AP1000 | Architettura convenzionale del combustibile dei reattori ad acqua leggera (LWR). | Coinvolgimento preliminare della NRC | Nessun progetto di costruzione AP300 ancora in corso |
| EAGLES-300 | Descrizione attuale del consorzio: 300 MWe | reattore veloce raffreddato al piombo | Strategia avanzata per il combustibile compatibile con reattori veloci e cicli chiusi. | Pre-licenza/sviluppo internazionale | Richiede i dimostratori LEANDREA e ALFRED prima del lancio commerciale previsto per il 2039. |
| Sodio | Isola nucleare da 345 MWe; il sistema di accumulo consente una gamma più ampia di produzione di energia elettrica. | Reattore veloce raffreddato a sodio + accumulo di energia a sali fusi | combustibile metallico HALEU | È stato rilasciato il permesso di costruzione negli Stati Uniti; la costruzione della centrale nucleare è iniziata nell’aprile 2026. | Unità Kemmerer 1 in costruzione |
| NUWARD | Fino a ~400 MWe; la configurazione della cogenerazione può variare | POTENZA | Architettura del combustibile derivata dalla flotta EDF; base del ciclo del combustibile convenzionale | Sviluppo concettuale/progettuale; collaborazioni industriali | Nessun reattore NUWARD autorizzato o in costruzione |
La tabella illustra la questione centrale relativa agli appalti.
La sola classe di output dice ben poco sulla maturità dell’implementazione.
Due reattori con una potenza prossima ai 300 MWe possono avere implicazioni completamente diverse per i programmi nazionali.
La scelta del BWRX-300 sfrutterebbe un progetto già in fase di costruzione su licenza nella regione occidentale degli Stati Uniti, utilizzando combustibile BWR commerciale.
La selezione per il programma EAGLES-300 impegnerebbe l’Italia a intraprendere un percorso verso i reattori veloci raffreddati a piombo di quarta generazione, la cui tabella di marcia industriale prevede la realizzazione di impianti dimostrativi prima della commercializzazione.
Entrambi potrebbero in definitiva produrre circa 300 MWe.
Non sono soggetti agli stessi orari, allo stesso tipo di carburante, allo stesso sistema di regolamentazione o agli stessi rischi industriali.
5.21.3 BWRX-300 — il principale riferimento costruttivo occidentale attualmente in uso in questa classe
Il BWRX-300 è un reattore ad acqua bollente a ciclo diretto sviluppato da GE Vernova Hitachi.
Le specifiche attuali del fornitore sono le seguenti:
- Potenza elettrica netta di 300 MWe ;
- 870 MWh ;
- circolazione naturale;
- 240 fasci di combustibile GNF2;
- Durata di progetto di 60 anni;
- intervalli nominali di rifornimento di circa 12-24 mesi. [I]
Il progetto Darlington è regolamentato a circa 327 MWe nella documentazione di licenza canadese. La differenza non deve essere considerata una contraddizione: la terminologia relativa alla produzione netta del fornitore e le definizioni di capacità regolamentare specifiche del progetto non sempre utilizzano esattamente la stessa base. [I]
La scelta del carburante è strategicamente importante.
GE Vernova Hitachi afferma che il BWRX-300 utilizza il combustibile GNF2 già impiegato nei reattori BWR in funzione e non richiede HALEU . [I]
Il suo attuale stato di implementazione è più avanzato rispetto a quello degli altri reattori raffreddati ad acqua inclusi in questo confronto tra sei progetti.
A Darlington:
- Nel dicembre 2021 OPG ha scelto il modello BWRX-300;
- ha richiesto la licenza di costruzione nell’ottobre 2022;
- ha ottenuto la licenza di costruzione nell’aprile 2025;
- La CNSC ha rimosso il primo blocco dei lavori il 30 marzo 2026;
- OPG ha presentato la domanda di licenza operativa nel marzo 2026;
- il reattore è fisicamente in costruzione. [I]
La prima unità dovrebbe entrare in servizio intorno al 2030 .
Per l’Italia, ciò crea una classe di riferimento insolitamente importante perché le autorità di regolamentazione canadesi, OPG e la filiera produttiva genereranno dati concreti su:
- programma dei lavori;
- base e esecuzione civile;
- installazione del recipiente del reattore;
- produzione modulare;
- messa in servizio;
- costo finale FOAK.
Il principale limite dell’Italia è di natura industriale, non tecnologica.
Nessuna delle fonti primarie esaminate conferma l’esistenza di un consorzio industriale italiano per il progetto BWRX-300 paragonabile all’accordo EDF/NUWARD.
Le aziende italiane potrebbero tecnicamente partecipare a molti pacchetti di lavoro, ma la localizzazione approvata dal fornitore dovrebbe essere negoziata anziché data per scontata.
5.21.4 Holtec SMR-300 — basato su un reattore PWR convenzionale, ma ancora in fase di sviluppo nell’ambito del programma FOAK.
L’attuale SMR-300 di Holtec ha approssimativamente le seguenti caratteristiche:
- 320 MWe ;
- 1.050 MWth ;
- reattore ad acqua pressurizzata;
- Combustibile a base di UO₂ arricchito fino al 5% di U-235 ;
- ciclo di alimentazione nominale di 18 mesi;
- Nella documentazione di valutazione del Regno Unito si affermava una durata di progetto di 80 anni. [G]
La sua evoluzione è rilevante per qualsiasi valutazione degli appalti pubblici in Italia.
Il progetto è entrato nel processo di valutazione generica del progetto del Regno Unito come SMR-160 . Durante lo sviluppo, Holtec ha aumentato sostanzialmente la potenza e introdotto pompe per il refrigerante del reattore per il normale funzionamento. È stato rinominato SMR-300 nel gennaio 2024. [G]
Ciò dimostra un autentico sviluppo del design, piuttosto che un semplice cambio di marchio.
Le autorità di regolamentazione del Regno Unito hanno completato la Fase 2 del GDA nel marzo 2026 e hanno dichiarato di non aver individuato alcuna carenza fondamentale in materia di sicurezza, protezione, salvaguardie o tutela ambientale che potesse impedire l’eventuale implementazione a quel livello di valutazione. [G]
Ma la qualificazione è importante.
La valutazione del Regno Unito si è deliberatamente interrotta dopo la Fase 2, anziché completare l’intera e dettagliata Fase 3. L’Agenzia per l’ambiente dichiara esplicitamente che ulteriori problematiche potrebbero emergere durante future valutazioni dettagliate o specifiche del sito. [G]
Pertanto Holtec dovrebbe essere descritto come:
un progetto PWR-SMR serio, sottoposto a un’approfondita revisione normativa, ma non un reattore con prove operative FOAK complete.
5.21.5 AP300 — una solida eredità tecnologica e un legame insolitamente diretto con la produzione italiana.
Il Westinghouse AP300 è un reattore PWR di classe 330 MWe derivato dalla tecnologia dell’AP1000.
La NRC lo descrive come un reattore PWR a singolo circuito di generazione III+ basato sull’AP1000:
- componenti;
- tecnologia;
- base di licenza. [I]
Il punto fondamentale è che l’AP300 non è concepito come un reattore completamente nuovo.
La sua proposta commerciale si basa in gran parte sull’eredità dell’AP1000, un modello già operativo a livello internazionale.
Ciò riduce alcune categorie di novità tecnologica.
Non costituisce prova AP300 FOAK.
Alla data limite di settembre 2026, il progetto rimane in fase di pre-applicazione presso la NRC, associata a una futura domanda di certificazione del progetto . [I]
Non è in fase di costruzione alcuna unità AP300.
L’Italia possiede tuttavia un polo industriale Westinghouse di importanza strategica.
Nel marzo 2026, Mangiarotti è diventata Westinghouse Electric Italy SpA. Westinghouse descrive esplicitamente lo stabilimento di Monfalcone come un centro di produzione nucleare dedicato a supporto dei programmi globali AP1000 e AP300 . Impiega circa 300 professionisti qualificati ed è specializzato in apparecchiature pesanti per sistemi di alimentazione del vapore nucleare. [I]
Ciò significa che l’AP300 ha un collegamento industriale italiano diverso dal BWRX-300.
Il collegamento non è un accordo di implementazione nazionale.
Si tratta di una base di produzione nucleare italiana già esistente, di proprietà di un fornitore, direttamente collegata a quella famiglia di reattori .
5.21.6 EAGLES-300 — stessa classe di potenza, programma fondamentalmente diverso
EAGLES-300 dimostra perché l’etichetta 300 MWe non deve diventare la categoria di approvvigionamento a sé stante.
La documentazione Ansaldo del 2026 descrive EAGLES-300 come segue:
- 300 MWe ;
- raffreddato al piombo;
- spettro veloce;
- bassa pressione;
- in grado di dissipare il calore passivamente;
- compatibile con una strategia a ciclo del combustibile chiuso;
- Uscita ad alta temperatura adatta per applicazioni elettriche e industriali. [I]
Un comunicato dell’ENEA del 2025 utilizzava una cifra di 350 MWe per una precedente/attuale descrizione del programma in evoluzione. Il materiale del consorzio del 2026 identifica costantemente il modello commerciale come 300 MWe . Questo rapporto utilizza pertanto 300 MWe come valore di riferimento, pur registrando la precedente discrepanza come prova che il progetto è ancora in fase di sviluppo. [G/I]
La sequenza del programma è esplicita:
LEANDREA → ALFRED → EAGLES-300.
LEANDREA, il cui progetto è previsto in Belgio, è concepito come dimostratore tecnologico, di materiali e di combustibili.
ALFRED in Romania è concepito come una fase dimostrativa delle prestazioni.
Il dispiegamento commerciale di EAGLES-300 è previsto per il 2039 circa , a condizione che si verifichino progressi positivi in tutte le fasi. [I]
Per l’Italia, tuttavia, il legame industriale è eccezionalmente profondo.
Il consorzio comprende:
- Ansaldo Nucleare;
- ENEA;
- INDOVINARE;
- SCK CEN.
È stato inoltre selezionato dall’Alleanza Industriale Europea sui reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) ed è il primo progetto pilota dell’iniziativa internazionale di pre-autorizzazione NHSI dell’IAEA per i reattori modulari di piccole dimensioni raffreddati a piombo. [I/G]
Le implicazioni in materia di appalti sono quindi chiare, ma dovrebbero rimanere neutrali:
Il programma EAGLES-300 offre una partecipazione tecnologica italiana significativamente maggiore rispetto alla maggior parte dei reattori modulari di piccolo calibro ad acqua (LWR-SMR) importati, ma appartiene a una fase di sviluppo tecnologico e di concessione di licenze decisamente successiva.
Non può essere considerato un sostituto equivalente, in termini di specifiche, per un BWRX-300 solo perché entrambi riportano il numero “300” nel nome del prodotto.
5.21.7 Natrium: il reattore avanzato più maturo del confronto, ma non un normale SMR da 345 MWe
L’impianto Natrium di TerraPower combina:
- un reattore veloce raffreddato a sodio da 840 MWth ;
- circa 345 MWe di produzione elettrica dell’isola nucleare;
- un sistema separato di accumulo di energia termica a sali fusi.
TerraPower afferma che la configurazione di accumulo/conversione di potenza può fornire circa 100-500+ MWe per 5,5 ore o più , con una significativa capacità di variazione. [I]
Pertanto, valutare Natrium esclusivamente come “un reattore da 345 MWe” risulta fuorviante.
Dal punto di vista del sistema elettrico si tratta di:
Reattore veloce da 345 MWe + accumulo di energia termica + turbina flessibile di maggiori dimensioni/sistema di conversione di potenza.
Tale architettura potrebbe rivestire particolare rilevanza in un futuro sistema elettrico italiano caratterizzato da ampi impianti solari, poiché permette di immagazzinare calore spostando la produzione di energia elettrica verso le ore di maggiore consumo.
La tecnologia ha inoltre superato un’importante soglia di diffusione.
La NRC statunitense ha approvato il permesso di costruzione nel marzo 2026 e TerraPower ha annunciato l’inizio della costruzione della centrale nucleare di Kemmerer il 23 aprile 2026. [ I]
Questo conferisce a Natrium una base di implementazione fisica più solida rispetto ad AP300, NUWARD o EAGLES.
Ma la sua installazione in Italia richiederebbe al Paese di accettare un salto tecnologico ben più grande rispetto a quello previsto per un reattore PWR/BWR convenzionale.
Il sodio ha usi:
- refrigerante al sodio;
- spettro dei neutroni veloci;
- Carburante metallico HALEU.
La NRC conferma la base di combustibile metallico HALEU. [I]
Per l’Italia ciò richiederebbe competenze regolamentari in:
- tecnologia al sodio;
- Incendio di sodio/fenomeni chimici;
- fisica dei reattori veloci;
- combustibile metallico HALEU;
- scorie di reattori avanzati.
Inoltre, non esiste in Italia alcun consorzio industriale specifico per Natrium paragonabile a NUWARD o EAGLES.
La sua importanza per gli appalti italiani è quindi duplice:
prove costruttive solide
Ma
elevata discontinuità tecnologica e del sistema di alimentazione rispetto all’esperienza storica italiana con i reattori ad acqua leggera (LWR).
5.21.8 NUWARD — l’architettura industriale franco-italiana più forte in assoluto, ma attualmente un programma di progettazione e sviluppo
Il reattore NUWARD rivisto di EDF è una piattaforma PWR con una potenza nominale fino a circa 400 MWe .
La pubblicazione di EDF dell’aprile 2026, contenente dati e cifre, descrive quanto segue:
- tecnologia dell’acqua pressurizzata;
- capacità fino a 400 MWe;
- applicazioni elettriche e termiche;
- una configurazione di cogenerazione di circa 290 MWe più 320 MWth alla condizione di cogenerazione dichiarata del 50%;
- utilizzo di tecnologie collaudate e di un ciclo del combustibile nucleare consolidato;
- Il completamento della progettazione concettuale è previsto per la metà del 2026 circa;
- ambizione di commercializzazione negli anni 2030. [I]
La direzione di EDF ha inoltre affermato che NUWARD è progettato per utilizzare le stesse ampie architetture di combustibile della flotta EDF esistente e potrebbe potenzialmente ospitare MOX. [I]
Per l’Italia lo sviluppo più significativo si è verificato il 25 giugno 2026 .
Edison, EDF e NUWARD hanno firmato una dichiarazione d’intenti con un gruppo industriale italiano insolitamente ampio che comprende:
- Ansaldo Energia;
- Ansaldo Nucleare;
- SINDACO;
- AIN;
- RECENTE;
- ATB Riva Calzoni;
- Saipem;
- SIMICO;
- Tectubi Raccordi;
- Walter Tosto;
- Noi costruiamo,
al fianco dei principali attori francesi/europei nel settore nucleare.
La dichiarazione mira a sviluppare un programma europeo di SMR di terza generazione con un obiettivo industriale di avere i primi impianti operativi intorno al 2035. [ I]
Tra i sei sistemi qui considerati, questa rappresenta la coalizione industriale esplicitamente italiana più chiara.
Ma il requisito della maturità rimane decisivo.
Nel 2024, il progetto NUWARD è stato oggetto di un’importante riprogettazione, orientata verso componenti costitutivi più convenzionali per i reattori PWR.
Alla scadenza del 2026:
- non esiste un sistema operativo NUWARD;
- Non c’è nessun NUWARD in costruzione;
- non è stata rilasciata alcuna licenza edilizia;
- EDF è ancora impegnata nella fase di progettazione, sviluppo e preparazione per l’ottenimento delle licenze.
Le attività di reclutamento di EDF per NUWARD, previste per settembre 2026, includono ruoli specifici per:
- Preparazione delle licenze e del rapporto preliminare di analisi della sicurezza;
- Integrazione tra isola nucleare e sistema nucleare;
- codici e standard;
- stima dei costi.
Questa è una prova diretta di un programma industriale attivo, ma anche del fatto che il lavoro di progettazione e concessione di licenze è ancora in corso. [I]
5.21.9 Confronto di maturità: la distinzione fondamentale
I sei reattori possono quindi essere suddivisi in modo descrittivo in base a ciò che è effettivamente accaduto, piuttosto che in base a ciò che i fornitori prevedono che accada.
| Tecnologia | Attività di progettazione | Revisione regolatoria dei farmaci generici/di riferimento | Autorizzazione alla costruzione | Costruzione nucleare | operazione commerciale |
|---|---|---|---|---|---|
| BWRX-300 | SÌ | SÌ | SÌ | SÌ | NO |
| Sodio | SÌ | SÌ | SÌ | SÌ | NO |
| Holtec SMR-300 | SÌ | Sostanziale — Livello 2 del Regno Unito | Non ancora per la prima unità commerciale completa | NO | NO |
| AP300 | SÌ | Pre-applicazione | NO | NO | NO |
| NUWARD | SÌ | Preparazione/coinvolgimento per l’ottenimento della licenza | NO | NO | NO |
| EAGLES-300 | SÌ | Pre-licenza internazionale | NO | NO | NO |
Pertanto:
Nessuno dei sei progetti ha completato un ciclo operativo Western FOAK al 26 settembre 2026.
Le prove, tuttavia, non sono più omogenee.
BWRX-300 e Natrium sono passati alla fase di costruzione vera e propria di centrali nucleari.
Ciò è qualitativamente diverso da:
- approvazione del progetto;
- valutazione generica;
- revisione preliminare della domanda;
- pre-licenza internazionale.
5.21.10 Confronto tra catene di alimentazione
La questione del carburante crea una divisione altrettanto netta.
| Progetto | Categoria del sistema di alimentazione | Maturità dell’offerta commerciale esistente | implicazioni strategiche specifiche per l’Italia |
|---|---|---|---|
| BWRX-300 | Combustibile BWR GNF2 esistente | Alto — carburante commerciale già in funzione | Non è necessaria alcuna infrastruttura HALEU; la dipendenza dal fornitore/produttore rimane invariata. |
| Holtec SMR-300 | Combustibile PWR convenzionale UO₂ ≤5% LEU | Elevata categoria di carburante | Adatto alle infrastrutture di arricchimento/fabbricazione occidentali consolidate |
| AP300 | Architettura LWR convenzionale derivata dall’AP1000 | Alto come famiglia di carburante | Catena del combustibile convenzionale per reattori ad acqua leggera occidentali; l’Italia importa ancora conversione/arricchimento/fabbricazione |
| NUWARD | Architettura PWR convenzionale derivata dalla flotta EDF; possibile compatibilità con MOX. | Livello di maturità industriale di base elevato | Forte integrazione del ciclo del combustibile a livello francese ed europeo. |
| Sodio | combustibile metallico HALEU | In fase di sviluppo | Nuova dipendenza dal ciclo del combustibile; rischio di implementazione notevolmente maggiore |
| EAGLES-300 | Combustibile avanzato compatibile con reattori veloci e cicli chiusi | Percorso di sviluppo | La qualificazione del combustibile e l’eventuale architettura del ciclo del combustibile entrano a far parte del programma del reattore. |
BWRX fornisce l’esempio più chiaro del perché questo sia importante.
GE Vernova Hitachi ha scelto GNF2 specificamente per evitare di creare un nuovo programma di qualificazione del combustibile per SMR; l’azienda dichiara esplicitamente che BWRX-300 non richiede HALEU . [I]
Il sodio si colloca all’estremità opposta dello spettro dei combustibili a breve termine.
Un permesso di costruzione non elimina il fatto che la sua catena di approvvigionamento HALEU è sostanzialmente meno matura rispetto all’arricchimento e alla fabbricazione convenzionali dei reattori ad acqua leggera (LWR).
5.21.11 Collegamento industriale italiano
| Progetto | Collegamento italiano identificabile al punto di taglio | Caratteristica del collegamento |
|---|---|---|
| BWRX-300 | I produttori italiani di armi nucleari pesanti potrebbero potenzialmente partecipare; non è stato individuato alcun consorzio specifico per l’Italia. | Possibile localizzazione, è ancora necessario un accordo con il fornitore |
| Holtec SMR-300 | Le capacità italiane nel settore delle apparecchiature a pressione, della componente civile e nucleare sono tecnicamente rilevanti; non è stato individuato alcun consorzio nazionale equivalente. | Possibile localizzazione |
| AP300 | Westinghouse Electric Italy, Monfalcone , in posizione strategica per supportare i progetti globali AP300 | Collegamento diretto con la produzione italiana di proprietà del fornitore |
| EAGLES-300 | Ansaldo Nucleare + ENEA are core design consortium members | Partecipazione diretta italiana allo sviluppo di reattori/alla proprietà intellettuale |
| Sodio | Non è stato individuato alcun consorzio italiano per lo sviluppo di reattori comparabile. | Possibile partecipazione dei componenti, collegamento strategico diretto limitato |
| NUWARD | Edison + Ansaldo + MAIRE + ATB + SIMIC + Tectubi + Walter Tosto + Webuild e altri nella dichiarazione di giugno 2026 | Ampio e esplicito programma industriale franco-italiano |
La questione industriale non può quindi essere ridotta alla domanda “quale reattore possono produrre le aziende italiane?”.
Le aziende italiane possiedono una competenza ingegneristica sufficiente per partecipare a diverse filiere di fornitura di reattori.
La distinzione più importante è:
L’Italia partecipa solo come fornitore qualificato, come base produttiva integrata o come co-sviluppatore della tecnologia del reattore stesso?
Questi corrispondono a diversi gradi di sovranità industriale.
5.21.12 Granularità del capitale: cosa significa realmente “progetto di dimensioni ridotte”
La scala da 300-400 MWe può limitare la quantità di generazione che ogni singola unità è in grado di impiegare.
Non dimostra una minore intensità di capitale FOAK.
Darlington rappresenta il primo test utile sul mercato occidentale.
La sua prima unità, da circa 300 MWe, è dotata di:
- Costo diretto del programma per la prima unità pari a 6,1 miliardi di dollari canadesi;
- Sistemi/infrastrutture condivise per un valore di 1,6 miliardi di dollari canadesi, suddivisi in quattro unità;
- Approvato il budget di 7,7 miliardi di dollari canadesi per la prima unità/infrastrutture condivise;
- Stima attuale del programma, suddiviso in quattro unità, pari a 20,9 miliardi di dollari canadesi.
Queste cifre includono categorie come interessi, adeguamento e imprevisti che spesso mancano nelle richieste di rimborso CAPEX generiche dei fornitori. [I]
Il quadro normativo italiano in materia di appalti pubblici dovrebbe pertanto distinguere:
| Concetto di costo | È richiesta la certificazione italiana |
|---|---|
| Prezzo del reattore del fornitore | solo il costo dell’attrezzatura/pacchetto |
| Costo notturno EPC | Costruzione esclusa la necessità di finanziamenti/aumento dei costi |
| Costo per il proprietario | sistemi di sviluppo del progetto e di gestione dei proprietari |
| Costo della rete | Trasmissione/interconnessione |
| Infrastruttura del sito | Acqua, strade, porto/logistica, lavori di sterro |
| Interesse durante la costruzione | Costo di finanziamento prima del ricavo |
| Escalation | Gonfiore durante il parto |
| Contingenza | Incertezze di costruzione |
| Infrastruttura comune multi-unità | Condiviso anche nei moduli successivi |
| Primo combustibile/nucleo | Approvvigionamento iniziale di carburante |
| Fondo per il ciclo di vita | Obblighi di smantellamento/smaltimento dei rifiuti |
Nessun reattore dovrebbe essere confrontato utilizzando il costo di un singolo intervento del fornitore rispetto al costo totale di un progetto per un altro reattore.
5.21.13 Conseguenza della rete: 300–400 MWe offre granularità ma non rende banale l’integrazione nella rete
Dal punto di vista del sistema nazionale, la disattivazione di un’unità da 300-400 MWe è sostanzialmente inferiore alla perdita di un reattore di classe 1,6 GW.
Ciò può ridurre l’entità del fondo di emergenza costituito da un singolo generatore.
Tuttavia, occorre fare tre precisazioni.
Innanzitutto, più moduli sullo stesso sito possono condividere:
- sottostazione elettrica;
- raffreddamento;
- rischio di alluvioni;
- sistemi di sicurezza.
Pertanto, la perdita di modo comune a livello di sito può superare la potenza di uscita del singolo modulo.
In secondo luogo, diversi ex siti termici/nucleari dispongono di infrastrutture ad alta tensione esistenti, ma il loro collegamento storico era stato progettato per una diversa configurazione di generazione.
In terzo luogo, la rete elettrica italiana del futuro sarà sostanzialmente cambiata entro il 2030.
Di conseguenza, ogni progetto richiede uno studio di sistema Terna specifico per il progetto stesso .
Un collegamento a 380 kV è indice di un’infrastruttura favorevole.
Non si tratta di un permesso per un collegamento nucleare.
5.21.14 Logica di sostituzione dei siti contaminati
La classe di potenza da 300-400 MWe è concettualmente particolarmente compatibile con la riqualificazione graduale di aree dismesse.
Un grande ex sito termale può potenzialmente ospitare:
- primo modulo;
- sistemi comuni;
- moduli successivi.
Ciò può preservare la flessibilità.
Ad esempio, un impianto da 300 MWe composto da quattro moduli fornisce in definitiva circa 1,2 GW , ma il capitale può essere investito in fasi anziché essere impiegato per l’intera capacità in una sola volta.
Il programma di Darlington utilizza questo principio: prima un BWRX-300 autorizzato, con infrastrutture comuni destinate a supportare un possibile sito con quattro reattori. [I]
Per l’Italia, tuttavia, il riutilizzo degli ex siti termali rimane subordinato alle seguenti disposizioni del Capitolo 3:
- sismico;
- acqua;
- costiero/inondazioni;
- ambientale;
- popolazione;
- territoriale
schermi.
5.21.15 La cogenerazione e i carichi industriali distinguono alcuni progetti
La classe di potenza compresa tra 300 e 400 MWe è rilevante anche perché è sufficientemente grande da poter fungere da punto di riferimento per un polo industriale, senza necessariamente dover ricorrere a un singolo impianto su scala nazionale.
I modelli differiscono notevolmente.
NUWARD è esplicitamente in fase di sviluppo come piattaforma multi-energetica per:
- elettricità;
- Calore;
- applicazioni industriali;
- idrogeno;
- desalinizzazione;
- cattura del carbonio
L’esempio pubblicato da EDF include una configurazione che produce circa 290 MWe più 320 MWth di calore. [I]
Il BWRX-300 è commercializzato anche per:
- acqua calda;
- vapore;
- idrogeno;
- teleriscaldamento;
- applicazioni di cattura diretta dell’aria. [I]
EAGLES-300 è progettato per sfruttare un sistema di raffreddamento al piombo ad alta temperatura per:
- calore industriale;
- idrogeno;
- sintesi molecolare. [I]
Il sodio offre una diversa flessibilità: il suo stoccaggio in sali fusi può separare la produzione di calore nucleare dalla produzione istantanea di elettricità e aumentare la produzione di energia elettrica durante determinati periodi. [I]
Pertanto, “300 MWe” non implica una funzionalità di sistema equivalente.
5.21.16 Trasferibilità normativa in Italia
Per l’Italia, la maturità in materia di licenze si compone di due elementi:
- quanto sia progredito il progetto altrove;
- quanto sia riutilizzabile tale lavoro normativo straniero nell’ambito di un processo di licenza italiano.
Un progetto convenzionale di raffreddamento ad acqua, esaminato da un ente regolatore affiliato e consolidato, crea la base più semplice per l’affidamento normativo perché:
- Le istituzioni italiane possiedono una conoscenza storica della guerra dei lunghi tempi;
- Gli enti regolatori europei/occidentali vantano una vasta esperienza nel settore dei reattori ad acqua pesante (LWR);
- I sistemi di gestione dei combustibili e dei rifiuti sono ben noti.
I reattori veloci comportano requisiti diversi per lo sviluppo degli enti regolatori.
Il progetto EAGLES affronta in parte questo problema attraverso l’iniziativa multinazionale di pre-autorizzazione dell’AIEA, in cui sono direttamente coinvolte le istituzioni italiane. [I/G]
Natrium gode di un importante vantaggio normativo grazie a un’effettiva autorizzazione di costruzione rilasciata dalla US NRC, ma il suo sistema sodio/HALEU richiederebbe comunque all’Italia di sviluppare una notevole competenza specialistica.
5.21.17 Categorie di predisposizione agli appalti
Ai fini della pianificazione governativa, i sei progetti non dovrebbero essere inseriti in un’unica “lista ristretta di SMR” indistinta.
Dovrebbero essere raggruppati in base allo stato del programma verificato , senza convertire tali gruppi in una classifica politica generale.
categoria di riferimento per la costruzione
BWRX-300
Natrium
Entrambe sono passate alla fase di costruzione nucleare autorizzata.
Il loro rischio tecnologico è tuttavia molto diverso.
Categoria di revisione normativa sostanziale
Holtec SMR-300
È stato sottoposto a una significativa valutazione normativa di tipo generico occidentale, ma non ha ancora generato le stesse prove di realizzazione fisica.
Categoria di pre-applicazione/sviluppo del progetto
AP300
NUWARD
Entrambi si basano in larga misura sulla consolidata tecnologia PWR, ma i loro specifici progetti SMR rimangono in una fase iniziale della catena di concessione di licenze/implementazione.
Categoria di pre-commercializzazione dei reattori avanzati
EAGLES-300
Il programma si avvale di una solida partecipazione tecnologica italiana ed europea e di accordi di pre-licenza internazionali, ma prevede esplicitamente fasi dimostrative prima dell’implementazione commerciale.
5.21.18 Matrice di fasi decisionali specifica per l’Italia
| Condizioni italiane richieste | BWRX-300 | Holtec SMR-300 | AP300 | NUWARD | Sodio | EAGLES-300 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Prove di costruzioni estere ora disponibili | SÌ | NO | NO | NO | SÌ | NO |
| Catena del combustibile LWR convenzionale | SÌ | SÌ | SÌ | SÌ | NO | NO |
| Dipendenza da HALEU | NO | NO | NO | Nessuna linea di base | SÌ | Nessuna ipotesi di base su HLEU; è ancora necessario un programma avanzato sui combustibili. |
| Partecipazione diretta in Italia allo sviluppo di reattori nucleari. | Limitato | Limitato | Stabilimento produttivo italiano di proprietà del fornitore | Ampia cooperazione industriale | Limitato | Partecipazione italiana di primo piano |
| L’autorità di regolamentazione italiana esaminerebbe la classe LWR già nota | Sì, BWR | Sì, PWR | Sì, PWR | Sì, PWR | NO | NO |
| Documentazione completa sull’operatività commerciale di FOAK | NO | NO | NO | NO | NO | NO |
| Tipo di carburante commerciale esistente già dimostrato | SÌ | Famiglia di combustibili sì | Famiglia di combustibili sì | Famiglia di combustibili sì | Non esiste una catena metallica HALEU matura equivalente | È richiesta una qualifica avanzata per il carburante. |
| Il programma attuale è intrinsecamente compatibile con lo scenario limite italiano della metà degli anni 2030. | Fisicamente possibile solo con un programma italiano serrato | Dipende dai progressi di FOAK/licenze negli Stati Uniti | Dipende dalla certificazione rapida della progettazione e dal riferimento di implementazione | Dipende dal completamento con successo dello sviluppo del progetto/della licenza | Il livello di maturità costruttiva è elevato, ma il salto normativo e in materia di carburanti in Italia è sostanziale. | Il programma stesso punta alla commercializzazione intorno al 2039. |
L’ultima riga non prevede le date di completamento in Italia.
Il documento individua se l’ attuale programma di sviluppo tecnologico esterno sia strutturalmente compatibile con un calendario di riferimento italiano per il periodo 2034-2036.
5.21.19 L’errore più importante in materia di appalti sarebbe quello di trattare la scadenza come un singolo numero
La maturità tecnologica si compone di diversi elementi:
- maturità del progetto;
- maturità dell’ente regolatore;
- maturità del combustibile;
- stato di maturità della costruzione;
- maturità della catena di approvvigionamento;
- maturità operativa.
Un reattore può ottenere punteggi molto diversi a seconda del test effettuato.
Per esempio:
AP300
Elevata eredità tecnologica derivante dall’AP1000.
Prove di costruzione AP300 specifiche di basso livello.
Sodio
Elevato stato di avanzamento dei lavori di costruzione specifici del progetto.
Livello di maturità inferiore della catena del carburante.
NUWARD
Elevata consolidata tradizione istituzionale/del ciclo del combustibile nel settore PWR.
Minore livello di maturità in materia di licenze e costruzione specifiche per il progetto.
Aquile
Elevata partecipazione italiana alla ricerca.
Scarse evidenze di operatività commerciale.
Pertanto un’unica etichetta come:
“avanzato”
O
“Generazione III+”
è inadeguato per gli appalti.
5.21.20 Un appalto governativo dovrebbe richiedere prove a livello di sottosistema
Prima di passare dalla sorveglianza tecnologica agli appalti, lo Stato dovrebbe richiedere prove comparabili almeno per quanto riguarda i seguenti aspetti:
| Categoria | Documentazione richiesta |
|---|---|
| Progetto | Maturità del progetto congelato/di riferimento |
| Licenze | Decisioni di riferimento dell’autorità regolatrice e questioni aperte |
| Costruzione | Progressi fisici e traguardi raggiunti da FOAK |
| Costo | Costo effettivo impegnato e costo previsto, non solo l’obiettivo del fornitore. |
| Carburante | Contratto di arricchimento/fabbricazione e alternative |
| Sciupare | Scorte di combustibile esaurito e rifiuti per unità di produzione |
| Posizione | Raffreddamento, sismico, ingombro e involucro di emergenza |
| Griglia | Contingenza dell’unità e configurazione multi-modulo |
| Catena di fornitura | Pacchetti di lavoro italiani identificati |
| Digitale | Accordi di supporto I&C/IP/software |
| Operatore | Accordi di formazione e di utilizzo di impianti di riferimento. |
| Programma | Data di costruzione di riferimento anziché di commercializzazione |
Ciò consentirebbe all’Italia di confrontare sei diversi sistemi nucleari su una base probatoria comune.
5.21.21 La fascia 300–400 MWe non elimina la sfida su scala di flotta
Questa soluzione è interessante proprio perché le unità possono essere implementate gradualmente.
Ma gli scenari del PNIEC 2050 chiariscono che l’Italia avrebbe bisogno, prima o poi, di una flotta di grandi dimensioni se si intende che il nucleare rappresenti una quota significativa dell’energia nazionale.
Con una potenza di circa 300 MWe per modulo :
- 8 GW corrispondono a circa 27 moduli ;
- 16 GW corrispondono a circa 53-54 moduli .
Lo scenario nucleare da 8 GW del PNIEC copre circa l’11% della domanda di elettricità del 2050 , mentre il potenziale tecnico totale stimato raggiunge circa 16 GW / 22% . Si tratta di stime di scenario, non di impegni di approvvigionamento. [G]
Pertanto, l’attrattiva strategica di questa classe di potere dipende in ultima analisi dalla replicazione .
Un singolo FOAK di successo non è sufficiente.
La tecnologia deve diventare:
- producibile in serie;
- con possibilità di licenza ripetuta;
- finanziabile;
- operabile su scala di flotta.
5.21.22 La questione relativa agli appalti per l’Italia non è quindi “quale reattore da 300 MWe?”
La decisione governativa di fondo è più precisa.
L’Italia deve stabilire quale tipo di impianto da 300-400 MWe è disposta ad acquisire.
Sistema LWR convenzionale importato/di riferimento
Esempi:
- BWRX-300;
- Holtec;
- AP300;
- NUWARD.
Caratteristiche principali:
- combustibile LWR consolidato;
- fisica regolatrice familiare;
- minore novità tecnologica;
- diversi gradi di dipendenza dalla proprietà intellettuale estera.
Sistema avanzato di reattori veloci
Esempi:
- Sodio;
- Aquile.
Caratteristiche principali:
- potenzialmente maggiore utilizzo del carburante e capacità del sistema di funzionare a temperature più elevate;
- carburante più specializzato;
- competenza regolatrice sostanzialmente diversa;
- maggiore novità tecnologica.
Tale suddivisione è più significativa della comune classificazione elettrica.
5.21.23 Valutazione finale
La classe di potenza 300-400 MWe rappresenta la scala più concreta per l’analisi iniziale degli appalti in Italia, in quanto concilia diverse esigenze nazionali contrastanti:
- una generazione abbastanza numerosa da fare la differenza;
- la dimensione di ciascun progetto è inferiore a quella di un reattore convenzionale di classe gigawatt;
- ampliamento graduale della capacità produttiva;
- potenziale utilizzo di aree industriali/di servizio esistenti già esistenti;
- compatibilità con una parte sostanziale della base produttiva italiana nel settore nucleare pesante.
Ma questi benefici non vanno sopravvalutati.
Un SMR da 300 MWe rimane un importante progetto infrastrutturale nel settore nucleare .
Il riferimento canadese dimostra già un’esposizione al capitale FOAK di diversi miliardi di dollari.
La classe di potenza non garantisce:
- basso costo €/kW;
- costruzione breve;
- finanziabilità;
- facile accesso;
- basso consumo idrico;
- elevata percentuale di contenuto italiano.
La cosa più importante è che i sei sistemi candidati in questa fascia non dovrebbero essere rappresentati come se fossero reperibili su un comune scaffale commerciale.
Dati aggiornati al 26 settembre 2026:
BWRX-300 e Natrium sono impianti nucleari in fase di costruzione e per i quali è stata ottenuta la licenza.
Holtec SMR-300 è stato sottoposto a un’approfondita revisione normativa per i farmaci generici, ma non ha ancora completato la fase di sperimentazione clinica iniziale (FOAK).
Il progetto AP300 è ancora in fase di progettazione e certificazione preliminare all’applicazione.
NUWARD è un programma europeo attivo di progettazione, sviluppo e industria, con una partecipazione italiana insolitamente elevata, ma senza riferimenti al settore delle costruzioni.
EAGLES-300 è un programma europeo a guida italiana per lo sviluppo di reattori avanzati, la cui tabella di marcia prevede il passaggio attraverso i progetti LEANDREA e ALFRED prima della messa in funzione commerciale, prevista intorno al 2039.
Nessuno ha ancora completato un ciclo operativo del Western FOAK.
Il corretto principio italiano in materia di appalti pubblici è quindi il seguente:
Non scegliete un reattore solo perché 300-400 MWe sembrano essere la dimensione giusta. Scegliete solo dopo aver individuato quale combinazione di maturità progettuale, sicurezza del combustibile, riferimento normativo, partecipazione industriale italiana, compatibilità del sito, finanziamento e dipendenza dal ciclo di vita l’Italia è disposta ad accettare.
La potenza elettrica erogata definisce la dimensione dell’impianto .
Non definisce il rischio del programma .
5.21 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
I1 — Commissione canadese per la sicurezza nucleare — Nuovo progetto nucleare di Darlington. BWRX-300 selezionato nel 2021; domanda di costruzione 2022; licenza di costruzione aprile 2025; costruzione fisica in corso; domanda di licenza di esercizio marzo 2026.
CNSC — Nuovo progetto nucleare di Darlington
I2 — GE Vernova Hitachi — Dati tecnici del BWRX-300. 300 MWe netti, 870 MWth, circolazione naturale, combustibile GNF2, durata di progetto 60 anni.
Tecnologia GE Vernova Hitachi — BWRX-300.
I3 — GE Vernova Hitachi — Strategia per il combustibile BWRX-300. Combustibile commerciale GNF2 e nessun requisito HALEU.
GE Vernova Hitachi — Combustibile BWRX-300 e tecnologia di riferimento.
I4 — Ontario Power Generation — Economia del progetto Darlington. Primo SMR da 6,1 miliardi di CAD, sistemi/servizi comuni da 1,6 miliardi di CAD, programma di quattro unità da 20,9 miliardi di CAD, inclusi interessi, adeguamento e imprevisti.
OPG — Costi e programma di implementazione dell’SMR di Darlington
G1 — Autorità di regolamentazione nucleare/ambientale del Regno Unito — Valutazione GDA di Fase 2 per Holtec SMR-300. ~320 MWe, PWR da 1.050 MWth, combustibile UO₂ con arricchimento ≤5%, sviluppo del progetto in corso.
Governo del Regno Unito — Valutazione di Fase 2 per Holtec SMR-300.
G2 — Autorità di regolamentazione del Regno Unito, 31 marzo 2026. Completamento della Fase 2 della GDA di Holtec; nessuna carenza fondamentale identificata a questo livello di valutazione.
Governo del Regno Unito — Completamento della GDA di Holtec SMR-300.
I5 — Commissione di regolamentazione nucleare statunitense (US NRC) — AP300. Reattore PWR a singolo circuito di generazione III+ da 300 MWe basato su componenti, tecnologia e licenze dell’AP1000; attualmente in fase di pre-richiesta.
US NRC — Stato normativo del Westinghouse AP300
I6 — Westinghouse — Produzione e lignaggio tecnologico dell’AP300.
Westinghouse — AP300 SMR
I7 — Westinghouse, 3 marzo 2026 — Westinghouse Electric Italy. Centro di produzione nucleare di Monfalcone a supporto dei progetti AP1000 e AP300; circa 300 dipendenti specializzati.
Westinghouse — Centro di produzione di Westinghouse Electric Italy
I8 — Ansaldo Energia — EAGLES-300. Specifiche attuali 2026: reattore veloce commerciale raffreddato a piombo da 300 MWe; obiettivo di implementazione commerciale 2039 dopo i dimostratori.
Programma Ansaldo — EAGLES-300
I9 — Ansaldo Energia, febbraio 2026 — LEANDREA. LEANDREA è prevista entro il 2034, seguita da ALFRED e dal percorso commerciale EAGLES-300.
Ansaldo — EAGLES/newcleo, roadmap LEANDREA
I10 — US NRC — Natrium. Reattore veloce al sodio a piscina da 345 MWe con combustibile metallico HALEU.
US NRC — Tecnologia dei reattori al sodio
I11 — US NRC, 4 marzo 2026 — Autorizzazione alla costruzione di un impianto di estrazione di sodio.
US NRC — Permesso di costruzione dell’impianto di estrazione di sodio di Kemmerer.
I12 — TerraPower, 23 aprile 2026 — inizio della costruzione nucleare.
TerraPower — Inizio della costruzione di Kemmerer
I13 — TerraPower — Dati tecnici sul Natrium. Isola nucleare da 840 MWth, flessibilità di produzione elettrica con accumulo termico e 345 MWe.
Dati tecnologici di TerraPower — Natrium.
I14 — EDF, Dati e cifre 2026 — NUWARD. Reattore PWR, fino a 400 MWe; configurazione di cogenerazione; progettazione concettuale e programma di commercializzazione per gli anni 2030.
Dati tecnici e di programma di EDF — NUWARD
I15 — Edison, 25 giugno 2026 — Dichiarazione industriale franco-italiana NUWARD. Edison, EDF, NUWARD e i principali fornitori italiani; obiettivo industriale dei primi impianti intorno al 2035.
Accordo industriale Edison — EDF/NUWARD/Italia
G3 — MASE — PNIEC 2024. Scenario nucleare 2050 di circa 8 GW / 11% della domanda di elettricità e potenziale totale stimato intorno a 16 GW / 22%.
5.22 La “costruzione in fabbrica” rimane un’ipotesi che deve essere dimostrata su scala di flotta.
Il principio industriale alla base di molti modelli di business SMR è semplice.
I grandi progetti nucleari convenzionali sono caratterizzati da complesse fasi di costruzione in loco. Ogni progetto mobilita ingenti forze lavoro temporanee, vaste strutture provvisorie, elevati volumi di saldatura e calcestruzzo in cantiere e una catena di approvvigionamento che deve coordinare ripetutamente migliaia di attività nel rispetto dei requisiti di qualità nucleare.
La proposta SMR è di spostare una quota significativamente maggiore di tale lavoro in ambienti di produzione industriale controllati , dove i componenti o i moduli completi possono essere prodotti ripetutamente, testati prima della spedizione e assemblati presso il sito del reattore utilizzando un processo standardizzato.
In linea di principio, ciò può offrire importanti vantaggi:
- maggiore produttività del lavoro;
- migliore controllo della qualità;
- maggiore automazione;
- saldatura e ispezione ripetibili;
- ridotta esposizione agli agenti atmosferici;
- Lavoro parallelo in fabbrica e in cantiere;
- minore necessità di rilavorazioni;
- tempi di costruzione in loco più brevi;
- accumulo più rapido di esperienza nella produzione;
- ammortamento dei costi di ingegneria e di licenza non ricorrenti su più unità.
Questi meccanismi sono tecnicamente credibili.
Sono inoltre fondamentali per la convenienza economica dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) perché i reattori di piccole dimensioni sacrificano parte delle tradizionali economie di scala del nucleare . Un impianto da 300 MWe non può semplicemente dividere per quattro tutti i costi di un reattore da 1.200 MWe. Alcuni costi rimangono fissi o solo parzialmente scalabili.
Di conseguenza, l’Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE descrive la costruzione in serie come un imperativo per il modello economico degli SMR: la standardizzazione, la semplificazione, la modularizzazione e la fabbricazione in fabbrica devono generare sufficiente apprendimento e ripetibilità per compensare le diseconomie associate alle dimensioni ridotte delle unità. Fondamentalmente, l’NEA afferma anche che, sebbene questi benefici siano stati dimostrati in settori come la cantieristica navale e la produzione aeronautica, devono ancora essere dimostrati per gli stessi SMR . [S]
Tale distinzione dovrebbe essere fondamentale per la politica italiana in materia di appalti pubblici.
L’ingegneria modulare è già una realtà. La produzione in fabbrica di componenti nucleari è già una realtà. La redditività della produzione in serie di SMR (Small Modular Reactor) non è ancora stata dimostrata nel settore energetico commerciale occidentale.
Lo Stato dovrebbe pertanto distinguere cinque concetti che vengono spesso confusi nella comunicazione politica o commerciale:
- progettazione modulare;
- fabbricazione in fabbrica;
- costruzione modulare;
- produzione in serie;
- ha dimostrato una diminuzione dei costi unitari grazie alla produzione in serie.
Solo la quinta formula la proposta economica rilevante per una flotta nazionale.
5.22.1 “Modulare” non significa “l’intero reattore esce dalla fabbrica completo”
Il termine modulo può descrivere cose molto diverse.
Per un determinato progetto, un modulo può essere:
- un assemblaggio in acciaio strutturale;
- un porta-tubi;
- un basamento per servizi meccanici;
- una sezione di contenimento;
- una sala elettrica.
Per un altro, potrebbe significare:
- un recipiente del reattore integrale contenente il sistema primario.
Nel caso di una centrale elettrica multi-modulo come NuScale, il termine viene utilizzato anche per indicare il singolo modulo di potenza del reattore.
L’AIEA avverte quindi che un “modulo” varia da progetto a progetto. I moduli costruiti in fabbrica possono contenere sistemi meccanici, elettrici e di strumentazione e possono essere assemblati in condizioni industriali controllate, ma l’entità della fabbricazione fuori sede può differire sostanzialmente. [I]
Questa distinzione impedisce una formulazione fuorviante:
SMR ≠ centrale elettrica completa, fabbricata come un’autovettura e consegnata pronta per l’uso.
Anche i reattori altamente modulari continuano a richiedere importanti lavori in loco, che possono includere:
- scavo;
- fondazioni;
- strutture sismiche;
- infrastrutture di raffreddamento;
- isola delle turbine;
- sottostazione elettrica;
- sicurezza;
- sistemi di gestione dei rifiuti;
- infrastrutture di emergenza;
- connessione alla rete;
- messa in servizio.
La produzione in fabbrica modifica l’equilibrio tra lavoro in fabbrica e lavoro in cantiere.
Non elimina il sito.
5.22.2 La costruzione modulare in sé non è una novità per l’energia nucleare
Un’altra correzione importante è che la costruzione modulare non è nata con i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
L’OCSE-NEA individua recenti esempi di grandi reattori, quali:
- AP1000;
- APR-1400;
- ABWR
come progetti che già utilizzano approcci di costruzione modulare. [S]
La tesi SMR è più ambiziosa.
Poiché i singoli componenti e le strutture sono più piccoli, gli sviluppatori prevedono che una parte maggiore dell’impianto possa essere successivamente trasferita dal cantiere ad ambienti di fabbrica o di produzione controllati.
L’NEA ha stimato che la modularizzazione/fabbricazione in fabbrica è già applicabile a circa il 30% delle costruzioni nucleari e che strategie significativamente più ambiziose potrebbero teoricamente aumentare questa percentuale fino al 60-80% circa , a seconda del modello di progettazione e di realizzazione. Si tratta di un intervallo industriale prospettico, non di una prova che una flotta occidentale di SMR (Super Reactor Modular) operativa lo abbia già raggiunto. [S]
Rolls-Royce SMR attualmente avanza un’affermazione ancora più ambiziosa: circa il 90% del suo impianto è destinato ad essere fabbricato in fabbrica, testato e trasportato in loco come moduli. Ma alla data limite di settembre 2026, l’azienda sta ancora industrializzando questo sistema; il suo stabilimento di sviluppo moduli di Sheffield sta producendo e testando moduli prototipo , mentre si sta creando la prima catena di fornitura per la distribuzione nel Regno Unito/Repubblica Ceca. [I]
Questa è precisamente la differenza tra:
progettazione orientata alla fabbrica
E
dimostrazione della produzione in serie in fabbrica.
5.22.3 La logica economica inizia con la perdita delle economie di scala
I grandi reattori sfruttano storicamente un importante effetto economico: molti costi fissi non aumentano in proporzione alla produzione di energia elettrica.
Un’unità di grandi dimensioni potrebbe richiedere:
- una sala di controllo;
- un’organizzazione di sicurezza;
- un unico processo di licenza;
- un sistema di contenimento;
- Un’organizzazione operativa,
producendo al contempo una quantità di elettricità diverse volte superiore a quella di una piccola unità.
I SMR partono quindi da una sfida strutturale.
Il reattore più piccolo deve compensare in parte questa diseconomia di scala attraverso altri meccanismi.
La logica economica della NEA può essere riassunta come segue:
penalità di scala per unità più piccole
compensato da
Semplificazione della progettazione + standardizzazione + modularizzazione + produzione in serie + apprendimento + potenziale riduzione del rischio di finanziamento.
Se il secondo gruppo di effetti non si concretizza, l’SMR potrebbe mantenere lo svantaggio in termini di costi derivante dalla scala ridotta senza ottenere benefici produttivi sufficienti a compensarlo. [S]
Ecco perché la produzione in serie non è un vantaggio marginale.
È un elemento centrale della proposta economica del motore nucleare di piccole dimensioni (SMR).
5.22.4 L’“effetto serie”
L’OCSE-NEA suddivide l’ effetto della serie SMR in due meccanismi principali.
Primo:
La produzione in serie delle apparecchiature riduce il costo unitario all’aumentare del volume cumulativo di produzione.
Secondo:
L’apprendimento pratico migliora l’efficienza, poiché l’esperienza acquisita viene riutilizzata nelle unità successive.
[S]
Ciò può verificarsi simultaneamente a diversi livelli.
| Livello | Meccanismo di apprendimento |
|---|---|
| Ingegneria progettuale | Meno modifiche di progettazione e ore di ingegneria nelle unità successive |
| Regolamentazione | Riutilizzo di un progetto standard già esaminato |
| Fabbrica | Saldatura, lavorazione, assemblaggio e ispezione ripetuti |
| Catena di fornitura | Gli ordini stabili a lungo termine consentono l’ottimizzazione del processo |
| Costruzione del sito | Le squadre ripetono la stessa sequenza di installazione |
| Messa in servizio | Le procedure vengono riutilizzate e migliorate |
| Operatore | Formazione e manutenzione standardizzate |
| Finanziamento | Una minore incertezza può ridurre il premio di rischio. |
Ecco perché una vera flotta di reattori SMR può risultare economicamente diversa da una sequenza di reattori singoli e non correlati tra loro.
La NEA rileva prove provenienti da altri settori della produzione in serie, come quello aeronautico e navale, che mostrano tassi di apprendimento nell’ampio intervallo del 10-20% nella letteratura citata. [S]
Ma questo dato richiede un’attenta interpretazione.
Un tasso di apprendimento del 10% significherebbe, in termini semplificati di curva di apprendimento, che ogni raddoppio della produzione cumulativa riduce il relativo costo unitario di circa il 10%.
Non significa :
- Ogni reattore successivo costa il 10% in meno;
- I progetti nucleari raggiungeranno automaticamente i tassi di apprendimento del settore aerospaziale;
- Il CAPEX totale dell’impianto diminuisce allo stesso ritmo di un componente prodotto in fabbrica.
I reattori nucleari contengono categorie di costi con un potenziale di apprendimento molto diverso.
Elevato potenziale di ripetibilità
- produzione industriale;
- moduli standard;
- saldatura;
- assemblaggio dei componenti;
- approvvigionamento ripetuto.
Potenziale inferiore
- scavo;
- geologia;
- acqua di raffreddamento;
- connessione alla rete;
- sicurezza del sito;
- infrastrutture locali;
- mitigazione territoriale.
Potenzialmente non ripetitivo
- Licenza FOAK;
- costi di ingresso nel paese;
- nuova valutazione di impatto ambientale del sito;
- importanti modifiche sismiche specifiche del sito.
Pertanto, la curva di apprendimento dell’industria aeronautica non può essere semplicemente applicata al CAPEX totale del nucleare.
5.22.6 Le prime unità potrebbero effettivamente essere più costose perché il modello di fabbrica stesso deve essere creato
La produzione in fabbrica richiede un proprio investimento iniziale.
Prima che possa iniziare la produzione in serie, il programma potrebbe richiedere:
- acquisizione o costruzione di stabilimenti;
- attrezzature specializzate;
- maschere e dispositivi di fissaggio;
- saldatura automatizzata;
- attrezzature di sollevamento;
- sistemi di qualità certificati per il settore nucleare;
- formazione della forza lavoro;
- qualificazione del prototipo;
- accordi di ispezione dell’autorità di regolamentazione.
Si tratta di costi non ricorrenti .
Se il programma alla fine si sviluppa solo:
- un reattore;
- due reattori;
- tre reattori,
L’investimento industriale fisso potrebbe essere distribuito su un numero insufficiente di unità per produrre i risparmi unitari dichiarati.
L’AIEA lo afferma esplicitamente: è improbabile che esista un ambiente completo per la produzione di moduli finché non si raggiungerà un portafoglio ordini sufficiente, poiché tali fabbriche richiedono ingenti investimenti di capitale che dovranno essere recuperati nell’arco dell’intera flotta. Le pratiche di produzione devono inoltre essere collaudate sul campo, la configurazione dei moduli stabilizzata e l’esperienza operativa accumulata. [I]
Di conseguenza, l’AIEA prevede che i primi SMR mantengano una costruzione sostanziale in loco, con la produzione di prototipi o moduli a basso volume utilizzati inizialmente per accumulare esperienza industriale. [I]
Si tratta di una precisazione fondamentale per le narrazioni relative alle fabbriche dei fornitori.
5.22.7 Il problema dell’economia circolare
I SMR si trovano quindi ad affrontare un problema di coordinamento industriale:
Una fabbrica ha bisogno di un ordine di flotta per diventare economicamente vantaggiosa.
Ma:
Le aziende di servizi pubblici potrebbero voler dimostrare la redditività degli impianti di produzione prima di impegnarsi in una flotta.
Ciò genera il seguente ciclo:
ampio portafoglio ordini → investimento in fabbrica → produzione ripetuta → apprendimento → costi unitari inferiori
mentre gli investitori potrebbero inizialmente richiedere:
costo unitario dimostrato inferiore → prima di un portafoglio ordini consistente.
Interrompere questo ciclo può richiedere:
- Impegno del governo a sostegno della flotta;
- dispiegamento multinazionale;
- decreti quadro;
- stabilimenti condivisi al servizio di diversi paesi;
- contratti di fornitura a lungo termine.
La strategia della Commissione europea per il 2026 è esplicitamente concepita per affrontare questo problema. Essa prevede una diffusione basata su flotte , la concentrazione su un numero limitato di progetti promettenti, catene di approvvigionamento europee più solide e standard industriali a supporto della produzione modulare. [G]
5.22.8 La strategia della Commissione europea dimostra che il sistema di produzione di flotte non è ancora maturo.
La strategia della Commissione sui reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) del marzo 2026 non deve essere interpretata semplicemente come un sostegno politico a tali reattori.
Si tratta inoltre di un’importante diagnosi di ciò che ancora manca al settore europeo.
La Commissione chiede:
- implementazione industriale basata su flotte;
- un numero limitato di progetti di reattori;
- catene di approvvigionamento europee più solide;
- collaborazione tra i fornitori;
- standard industriali a supporto dell’impiego della flotta;
- sviluppo della produzione modulare;
- Valli SMR e distretti manifatturieri;
- maggiore coordinamento normativo.
[G]
Se in Europa esistessero già sistemi di produzione in serie consolidati ed economie di flotta, molte di queste misure politiche sarebbero superflue.
La strategia riconosce quindi implicitamente che l’industrializzazione dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) è ancora nella fase di creazione del mercato .
5.22.9 L’OCSE-NEA sta ancora studiando come dovrebbe funzionare l’economia delle fabbriche su larga scala.
L’OCSE-NEA ha creato un gruppo di lavoro dedicato all’economia dei piccoli reattori modulari (Small Modular Reactor Economics – SMR-ECON) .
Il suo mandato fino alla fine del 2026 comprende:
- consolidando le prove provenienti da altri settori che hanno ottenuto economie di scala attraverso la costruzione in serie;
- individuare quali insegnamenti possono essere applicati ai SMR;
- esaminare la riduzione dei costi, passando dalle prime unità commerciali alla successiva implementazione su larga scala in ambito industriale;
- Informare i responsabili politici sui costi economici dei sistemi modulari di piccole dimensioni (SMR).
[S]
Si tratta di un fatto probatorio importante.
La principale istituzione intergovernativa mondiale per l’economia nucleare continua a basarsi esplicitamente su settori di confronto perché non esiste ancora un set di dati sufficientemente maturo sui costi di produzione degli impianti SMR (Small Modular Reactors).
5.22.10 Nessuna serie commerciale occidentale di reattori SMR ha ancora prodotto la curva dei costi richiesta
Al 26 settembre 2026 , le prove ufficiali e primarie esaminate per la presente relazione non individuano alcun programma di un Paese OCSE che soddisfi contemporaneamente tutti i seguenti requisiti:
- almeno dieci unità SMR commerciali identiche;
- costruzione sequenziale;
- configurazione di progettazione stabile;
- produzione industriale ripetuta;
- condizioni regolamentari comparabili;
- Dati trasparenti sui costi unitari;
- ha dimostrato un calo dei costi unitari reali.
Questa formulazione è volutamente più restrittiva e più difendibile rispetto all’affermazione che non sia mai esistito alcun reattore modulare.
A livello internazionale sono in funzione reattori modulari/di piccole dimensioni.
Attualmente sono in costruzione alcuni SMR occidentali.
Ci sono fornitori che stanno costruendo sistemi di produzione.
Ciò che ancora non esiste è il set di dati sulla flotta commerciale occidentale necessario per convalidare empiricamente la proposta completa sull’economia di fabbrica.
5.22.11 Dati attuali per programma
| Programma | Ciò che è stato effettivamente dimostrato | Ciò che resta da dimostrare |
|---|---|---|
| BWRX-300 / Darlington | Costruzione di reattori SMR occidentali su licenza; strategia di costruzione modulare/a cielo aperto; flotta prevista di quattro unità. | Completamento FOAK, messa in servizio, unità ripetute, apprendimento in fabbrica, costo unitario decrescente |
| Rolls-Royce SMR | Strategia di modularizzazione dettagliata; selezione dei fornitori; impianto per la prototipazione di moduli; molteplici accordi di implementazione a livello nazionale. | Costruzione del primo reattore, produttività industriale, curva dei costi di fabbrica |
| Holtec SMR-300 | Significativa capacità di sviluppo progettuale/regolamentare e di produzione su larga scala. | Primo reattore commerciale e redditività delle unità ripetibili |
| AP300 | Eredità tecnologica dell’AP1000 e consolidata base produttiva di Westinghouse | Costruzione AP300 FOAK e produzione in serie AP300 |
| NuScale | Progettazione standard approvata dalla NRC | Dati di riferimento attuali relativi all’edilizia commerciale e alla produzione di flotte |
| NUWARD | Consorzio industriale europeo e riprogettazione dell’architettura PWR | FOAK con licenza, sistema di fabbrica e unità replicate |
| EAGLES/newcleo | Infrastrutture di prova e sviluppo di reattori avanzati | Produzione in serie e sequenza di dimostrativi commerciali |
| Sodio | Costruzione effettiva di un reattore avanzato | Impianti replicati e documentazione sui costi di serie |
Il settore è quindi passato dalla fase concettuale a quella di realizzazione industriale , ma non ancora a quella di consolidamento economico della flotta.
5.22.12 Darlington è il test empirico più importante a breve termine
Il progetto BWRX-300 a Darlington è particolarmente importante perché OPG intende installare quattro unità identiche in un unico sito nucleare già esistente.
Ciò crea le condizioni favorevoli all’osservazione dell’effetto serie:
- stesso proprietario;
- stesso sito;
- stessa tecnologia del reattore;
- stesso regolatore;
- stessa catena di approvvigionamento nazionale;
- infrastrutture comuni.
OPG dichiara di voler massimizzare la partecipazione della catena di fornitura canadese, mentre GE Vernova Hitachi descrive la costruzione modulare/a cielo aperto come un metodo di consegna fondamentale. [I]
Ma alla data di pubblicazione del rapporto, solo il primo reattore era in fase di costruzione.
Pertanto Darlington è attualmente:
il principale esperimento occidentale in materia di economia delle flotte SMR
piuttosto che:
prova che gli obiettivi economici sono già stati raggiunti.
L’Italia dovrebbe monitorare con attenzione i dati relativi a ciascuna singola unità.
5.22.13 I dati che l’Italia dovrebbe richiedere a Darlington e ad altre flotte di riferimento
Per ogni reattore successivo, l’Italia dovrebbe cercare prove su:
| metrico | Perché è importante |
|---|---|
| Ore/unità di ingegneria | Test sui benefici del riutilizzo della progettazione |
| Ore di lavoro in cantiere/MWe | Test di efficienza dell’installazione modulare |
| Ore di lavoro in fabbrica/modulo | Test di produzione e apprendimento |
| Ore di saldatura principali | Ripetibilità dei test |
| Tasso di rilavorazione | Vantaggi della qualità dei test |
| Durata della costruzione | Programma dei test di apprendimento |
| Tempi di approvvigionamento | Verifica la maturità della catena di approvvigionamento |
| Costo per pernottamento/MWe | Test di riduzione dei costi fisici |
| Interesse durante la costruzione | Calendario dei test/benefici finanziari |
| Contingenza consumata | test prevedibilità |
| Durata della messa in servizio | Test di apprendimento operativo |
| Disponibilità dell’unità dopo l’avvio | Test per verificare se la produzione rapida compromette la qualità |
Senza questi dati, le affermazioni sull’apprendimento della flotta rimangono di natura qualitativa.
5.22.14 Rolls-Royce fornisce la strategia di fabbrica europea più chiara, ma rimane in fase di pre-serie
Rolls-Royce SMR dichiara esplicitamente che circa il 90% dell’impianto è destinato ad essere prodotto o fabbricato fuori sede e consegnato come moduli. [I]
Nell’aprile 2026 ha selezionato Aker Solutions come partner principale per i moduli, descrivendo la modularizzazione come elemento centrale della strategia di fornitura. [I]
Nel maggio 2026 ha selezionato Škoda JS e Doosan Enerbility per i lavori di pre-produzione sui componenti chiave dell’isola nucleare, compresa la preparazione del recipiente a pressione del reattore. [I]
Nel settembre 2026 è stato annunciato che lo stabilimento di Newcastle di Siemens Energy avrebbe prodotto componenti chiave per le turbine a vapore destinate alle prime tre unità nel Regno Unito. [I]
A Sheffield, tuttavia, la struttura dedicata allo sviluppo di moduli è ancora descritta come un impianto che produce prototipi funzionanti di moduli per ridurre i rischi del programma. [I]
Questa non è una debolezza.
È la prova dell’effettiva sequenza di industrializzazione:
prototipo → qualificazione → prontezza del fornitore → produzione FOAK → produzione ripetuta → apprendimento della flotta.
L’Italia dovrebbe aspettarsi la stessa sequenza se intende avviare la produzione nazionale di moduli.
5.22.15 La standardizzazione è il prerequisito nascosto
I vantaggi economici derivanti dalla produzione in serie scompaiono se ogni reattore viene sostanzialmente riprogettato.
La standardizzazione richiede stabilità in:
- isola del reattore;
- sistema di alimentazione del vapore nucleare;
- sistemi di sicurezza;
- componenti;
- codici;
- processi di produzione;
- specifiche dell’interfaccia.
La NEA osserva specificamente che la standardizzazione non richiede che ogni impianto sia fisicamente identico in ogni aspetto, ma l’architettura globale dei reattori e i sistemi nucleari chiave necessitano di sufficienti elementi comuni per una replicazione significativa. [S]
Ciò crea una tensione con la localizzazione nazionale.
Ogni paese può richiedere modifiche per:
- codici locali;
- condizioni sismiche;
- regole della griglia;
- sicurezza;
- pratiche lavorative.
Un’eccessiva localizzazione può distruggere la standardizzazione su cui si basa l’economia di fabbrica.
5.22.16 L’ingegneria specifica per il sito rimane un limite inferiore per la standardizzazione
Nemmeno un reattore standard può essere standardizzato completamente:
- geologia;
- condizioni di base;
- Livello di piena;
- fonte di acqua di raffreddamento;
- opere marittime;
- percorso di trasporto pesante;
- connessione alla rete;
- popolazione circostante.
Pertanto una flotta italiana distribuita su:
- Trino;
- Montalto;
- Brindisi;
- Civitavecchia
potrebbe utilizzare un progetto di reattore comune pur avendo costi di gestione del sito sostanzialmente diversi.
Questo è uno dei motivi per cui i risparmi di fabbrica dovrebbero essere applicati solo alle categorie di costo che effettivamente influenzano.
5.22.17 La standardizzazione normativa è importante quanto la standardizzazione meccanica.
Un reattore fabbricato in modo identico ma con una licenza diversa in ogni paese non raggiunge l’effetto serie completo.
Le ripetute modifiche normative possono richiedere:
- modifiche di progettazione;
- modifiche alla documentazione;
- qualificazione di apparecchiature diverse;
- diverso appalto.
L’OCSE-NEA identifica esplicitamente l’armonizzazione normativa come una condizione critica per il mercato globale necessaria a sostenere la fabbricazione in fabbrica. [S]
La strategia della Commissione per il 2026 promuove analogamente:
- lavoro normativo comune;
- dispiegamento della flotta;
- standard industriali.
[G]
Per l’Italia, ciò rafforza il valore strategico della scelta di un reattore già in funzione in diverse giurisdizioni alleate.
5.22.18 La supervisione normativa sulle fabbriche crea nuovi problemi anziché eliminare la regolamentazione
Il trasferimento della costruzione di centrali nucleari in uno stabilimento industriale modifica il lavoro dell’ente regolatore.
Ciò non la riduce a una semplice ispezione industriale.
L’ente regolatore potrebbe dover supervisionare la produzione di dispositivi di classe di sicurezza:
- al di fuori del sito del reattore;
- possibilmente al di fuori dell’Italia;
- forse in diversi paesi.
Ciò solleva interrogativi riguardanti:
- accesso dell’ente regolatore;
- registri di qualità;
- non conformità;
- sorveglianza della produzione;
- catena di custodia;
- dipendenza dalle normative estere.
Il Forum dei regolatori dei SMR dell’AIEA ha pertanto avviato un lavoro specifico su:
- producibilità;
- catene di approvvigionamento;
- costruzione;
- messa in servizio;
- implementazione su tutta la flotta;
- produzione standardizzata.
[IO]
Il modello di produzione crea un diverso problema normativo.
Ciò non elimina la supervisione normativa.
5.22.19 La produzione su misura crea una questione legale particolarmente importante
L’approvvigionamento nucleare tradizionale di solito inizia dopo:
- proprietario;
- sito;
- quadro delle licenze
sono identificabili.
Un vero modello di produzione di massa potrebbe eventualmente prevedere la produzione di moduli prima che venga assegnato un sito finale specifico o un licenziatario .
Il Forum dei regolatori dei reattori modulari di piccole dimensioni dell’AIEA ha esaminato esplicitamente questo concetto di produzione “standard” perché solleva interrogativi su:
- responsabilità per la qualità della produzione;
- giurisdizione regolamentare;
- configurazione del progetto;
- successiva accettazione da parte dell’ente regolatore del sito. [I]
L’Italia non dovrebbe quindi presumere che i moduli nucleari possano essere eventualmente stoccati come le turbine convenzionali senza conseguenze normative.
5.22.20 L’economia di fabbrica richiede una dimensione di mercato sufficiente per un modello
Una fabbrica non trae alcun vantaggio dall’esistenza di cinquanta diversi concetti SMR.
Trae vantaggio dalla possibilità di ottenere numerosi ordini grazie a un design sufficientemente standardizzato .
L’OCSE-NEA afferma che è necessario un mercato sufficientemente ampio per un singolo progetto al fine di supportare la produzione in serie in fabbrica e suggerisce che solo un sottoinsieme dei numerosi progetti in fase di sviluppo è in grado di raggiungere tale scala. [S]
Si tratta di un’importante correzione a una statistica di mercato apparentemente positiva.
Un mercato contenente:
- 60 modelli;
- due ordini ciascuno
può essere meno utile a livello industriale rispetto a:
- tre modelli;
- quaranta ordini ciascuno.
La frammentazione è quindi nemica del modello di fabbrica SMR.
5.22.21 La decisione della Commissione di concentrare il sostegno su un numero minore di progetti è economicamente razionale
La norma COM(2026)117 esorta esplicitamente l’Alleanza industriale europea e gli Stati membri a concentrare le risorse su un numero limitato di progetti più promettenti .
Inoltre, incoraggia gli sviluppatori che lavorano su tecnologie simili a:
- collaborare;
- strutture della piscina;
- Condividere, ove possibile, le soluzioni di produzione.
[G]
Non si tratta semplicemente di politica industriale.
Affronta il problema del volume minimo di mercato.
L’Europa non può creare in modo efficiente:
- decine di tipi di carburante;
- decine di stabilimenti specializzati;
- decine di strategie di gestione dei rifiuti incompatibili
per un numero ridotto di ciascun reattore.
5.22.22 L’involucro italiano da 8 a 16 GW è teoricamente abbastanza grande da essere rilevante, ma solo se standardizzato
Lo scenario PNIEC discusso altrove in questo rapporto utilizza:
- circa 8 GW nel suo percorso nucleare vincolato;
- Il potenziale tecnico stimato è di circa 16 GW.
Con un valore nominale di 300 MWe per unità , questi corrispondono approssimativamente a:
- 27 moduli per 8 GW ;
- 53–54 moduli per 16 GW .
In teoria, si tratta di un volume sufficiente a creare una forte domanda interna di prodotti manifatturieri.
Ma solo se l’Italia non suddividerà tale programma tra numerose famiglie di reattori incompatibili.
A scopo illustrativo:
| Configurazione del programma da 8 GW | unità/design approssimativi | implicazioni di fabbrica |
|---|---|---|
| Un progetto da 300 MWe | ~27 | Forte potenziale per la serie |
| Due modelli ugualmente | ~13–14 ciascuno | Serie ancora potenzialmente promettenti |
| Quattro modelli uguali | ~6–7 ciascuno | Economia di fabbrica molto più debole |
| Sei modelli ugualmente | ~4–5 ciascuno | Effetto limitato delle serie nazionali |
Questa tabella non rappresenta una composizione proposta per la flotta.
Ciò illustra perché la frammentazione tecnologica riduce direttamente il potenziale di apprendimento.
5.22.23 Una flotta europea potrebbe essere più importante di una flotta italiana
L’Italia non ha necessariamente bisogno di ordinare 30 reattori identici affinché si sviluppi un’economia di fabbrica.
Un modello più credibile potrebbe essere:
Francia + Italia + Polonia + Repubblica Ceca + Svezia + Paesi Bassi + altri clienti europei
acquistando la stessa famiglia di reattori.
Una fabbrica può quindi servire un portafoglio ordini continentale .
Questa è la logica economica alla base dell’enfasi posta dalla Commissione europea sulla diffusione della flotta e sugli standard comuni. [G]
Per l’Italia, la questione degli appalti dovrebbe quindi includere:
Quante unità di questo modello, o sostanzialmente identico, si prevede realisticamente vengano prodotte in tutta Europa prima che vengano ordinate le unità 2-5 all’Italia?
Questo dato è più rilevante dal punto di vista economico rispetto al numero di protocolli d’intesa globali del fornitore.
5.22.24 I protocolli d’intesa non devono essere considerati ordini di fabbrica
Investire in un impianto industriale richiede fiducia in:
- contratti vincolanti;
- finanziamento;
- siti;
- licenze.
Un venditore può annunciare:
- Protocolli d’intesa;
- accordi quadro;
- studi sul sito;
- partnership strategiche.
Ciò dimostra l’interesse del mercato.
Non offrono la stessa certezza di entrate di:
- ordini di reattori fissi;
- contratti di costruzione;
- progetti finanziati.
La valutazione industriale italiana dovrebbe pertanto mantenere una gerarchia ordine-qualità .
| Stato commerciale | Peso per la valutazione economica di fabbrica |
|---|---|
| Manifestazione generale di interesse | Molto basso |
| Protocollo d’intesa / accordo di fattibilità | Basso |
| Selezione tecnologica | Mezzo |
| Contratto di sviluppo finanziato dal governo | Medio-alto |
| FID / contratto EPC vincolante o contratto per il reattore | Alto |
| Licenza edilizia + costruzione finanziata | Molto alto |
| Unità ripetute effettivamente ordinate | prove critiche |
Ciò impedisce che “portafogli ordini” gonfiati vengano utilizzati per giustificare prematuramente le ipotesi sui costi di produzione.
5.22.25 L’utilizzo della fabbrica è la variabile commerciale critica
Una fabbrica di moduli nucleari con un basso tasso di utilizzo può risultare economicamente meno conveniente di una costruzione convenzionale.
La fabbrica produce ancora:
- lavoro fisso;
- manutenzione;
- deprezzamento del capitale;
- organizzazione di garanzia della qualità;
- Attrezzatura specialistica.
Se gli ordini arrivano in modo irregolare, i costi fissi vengono ripartiti su un numero troppo esiguo di unità.
Pertanto la variabile rilevante non è semplicemente:
La fabbrica esiste.
È:
Produzione e utilizzo della fabbrica.
Un modello di appalto pubblico dovrebbe richiedere ai fornitori di identificare:
- capacità modulare annua prevista;
- ordini confermati;
- capacità già riservata;
- flusso economico minimo;
- capacità di espansione.
5.22.26 Le lacune nella produzione possono compromettere la curva di apprendimento
I vantaggi della produzione in serie dipendono dalla continuità.
Se l’Unità 1 della Fabbrica viene costruita nel 2031 e l’Unità 2 solo nel 2037:
- Il personale qualificato può andarsene;
- Gli utensili possono essere messi in naftalina;
- I fornitori potrebbero interrompere le linee di produzione;
- Le lezioni potrebbero andare perdute.
Lo stesso fenomeno è stato osservato storicamente nei programmi nucleari convenzionali quando lunghi intervalli separano i progetti.
L’economia dei sistemi modulari di piccole dimensioni dipende quindi non solo dal numero di unità , ma anche dalla frequenza di funzionamento .
L’Italia dovrebbe chiedersi:
Quante unità identiche all’anno deve produrre il sistema industriale per preservare la curva di apprendimento dichiarata?
5.22.27 Una modifica del progetto può azzerare la curva di apprendimento
La serie economica presuppone la stabilità della configurazione.
Se dopo l’Unità 2 il fornitore cambia:
- recipiente del reattore;
- sistemi di sicurezza;
- CIRCUITO INTEGRATO;
- carburante;
- contenimento;
Le unità prodotte successivamente potrebbero non beneficiare appieno delle conoscenze acquisite nelle fasi di produzione precedenti.
Alcuni miglioramenti al design sono normali.
Ma importanti cambiamenti normativi o tecnologici possono effettivamente creare una nuova FOAK.
L’AIEA identifica la stabilità della configurazione come prerequisito prima che la produzione in massa completa dei moduli diventi razionale. [I]
5.22.28 Il “divario FOAK-NOAK” deve essere misurato, non ipotizzato.
I fornitori distinguono comunemente:
FOAK — Il primo del suo genere
da
NOAK — N-esimo di un genere.
L’analisi economica spesso presuppone che NOAK sarà molto più economico.
L’Italia non dovrebbe accettare un costo NOAK solo perché un fornitore lo etichetta come tale.
La gara d’appalto dovrebbe richiedere una riconciliazione che mostri:
| Fonte di riduzione dei costi | È richiesta la prova |
|---|---|
| Riutilizzo ingegneristico | Ore rimosse |
| Apprendimento in fabbrica | Produttività osservata |
| Apprendimento dei fornitori | Dati sui prezzi contrattuali |
| Contingenza ridotta | Prove derivanti dal progetto di riferimento |
| Programma più breve | Programmazione reale dell’unità precedente |
| Costi finanziari inferiori | Impegni di finanziamento |
| Infrastruttura condivisa | beni fisici identificati |
| Licenza di riutilizzo | Ambito di riutilizzo approvato dall’autorità di regolamentazione |
Se la riduzione non può essere ricondotta a un meccanismo fisico o finanziario, dovrebbe rimanere un obiettivo di costo auspicabile .
5.22.29 Le prime unità di fabbrica possono avere un sovrapprezzo
La produzione in fabbrica non è automaticamente più economica a bassi volumi di produzione.
Le unità iniziali possono contenere:
- Prototipo degli utensili;
- basso utilizzo;
- elevata ispezione;
- supporto tecnico;
- comunicazione regolamentare;
- rielaborazione.
Solo in un secondo momento la produzione ripetuta può potenzialmente compensare questi costi.
Pertanto, il primo reattore italiano non dovrebbe essere giustificato finanziariamente utilizzando le ipotesi di costo di un impianto a regime, a meno che un altro paese non abbia già prodotto la serie corrispondente.
È proprio in questo contesto che l’ingresso tardivo dell’Italia potrebbe rivelarsi vantaggioso.
5.22.30 L’Italia può importare la curva di apprendimento
L’Italia non deve necessariamente essere il primo cliente di un determinato progetto di reattore.
Se il Canada costruisce:
- Unità BWRX 1;
- Unità 2;
- Unità 3;
- Unità 4
prima che l’Italia ordini unità successive, alcune:
- ingegneria;
- catena di fornitura;
- produzione;
- regolamentare
L’apprendimento viene integrato nel progetto italiano.
Analogamente, una flotta europea potrebbe consentire all’Italia di diventare la quinta o la decima unità di un progetto standard, anche se si trattasse della prima unità fisicamente costruita sul suolo italiano.
Questo è uno degli argomenti più validi a favore dell’allineamento degli appalti italiani a una flotta realmente multinazionale, piuttosto che a un progetto nazionale isolato.
5.22.31 Ma i costi FOAK specifici per paese rimangono
Anche se l’Italia dovesse diventare la decima unità mondiale, il primo stabilimento italiano potrebbe comunque essere un impianto FOAK nazionale .
Comporterà costi introdotti per la prima volta in Italia, tra cui:
- interfaccia del regolatore;
- licenze del sito;
- qualificazione dell’operatore;
- pianificazione delle emergenze;
- regole della griglia;
- Diritto delle costruzioni italiano;
- qualificazione della catena di fornitura locale.
Perciò:
NOAK globale ≠ automaticamente NOAK italiano.
Il modello di approvvigionamento dovrebbe distinguere:
- progettare FOAK;
- fabbrica FOAK;
- paese FOAK;
- sito FOAK.
5.22.32 Pertanto, è necessario monitorare quattro curve di apprendimento distinte.
| Curva di apprendimento | Cosa viene ripetuto? | L’Italia può importarlo? |
|---|---|---|
| Apprendimento della progettazione | Ingegneria dei reattori | Sì, sostanzialmente |
| Apprendimento in fabbrica | Produzione di moduli/componenti | Sì, se si utilizzano le stesse fabbriche/fornitori |
| Apprendimento normativo | Revisione della progettazione standard | In parte, attraverso la fiducia/cooperazione |
| Apprendimento in cantiere | Lavori civili/di installazione | Solo in parte; la posizione rimane specifica |
Questo quadro di riferimento è più utile di una singola ipotesi generica sul tasso di apprendimento.
5.22.33 La trasportabilità crea un limite fisico alla modularizzazione della fabbrica
I moduli di dimensioni maggiori richiedono il trasporto dalla fabbrica al cantiere.
La NEA identifica specificamente la trasportabilità come un vincolo alla modularizzazione. [S]
I limiti rilevanti includono:
- carico assiale su strada;
- capacità del ponte;
- scartamento ferroviario;
- Pescaggio del porto;
- capacità della gru;
- dimensioni del modulo.
Questo si collega direttamente al Capitolo 3.
Siti costieri/portuali come:
- Civitavecchia;
- Brindisi;
- Fiume Santo
potrebbe rappresentare un vantaggio per i moduli di grandi dimensioni costruiti in fabbrica.
Siti nell’entroterra come:
- Trino;
- Caorso
sarebbero necessari studi dettagliati sul trasporto di carichi eccezionali.
Un progetto la cui economicità dipende da moduli preassemblati di grandi dimensioni potrebbe quindi cambiare la classifica dei siti italiani.
5.22.34 La produzione in fabbrica sposta, anziché eliminare, il rischio di qualità
La produzione controllata può migliorare la qualità.
Ma la concentrazione industriale può anche creare un rischio sistemico di difetti .
Se una fabbrica standard produce ripetutamente un prodotto errato:
- saldare;
- materiale;
- componente digitale;
- valvola;
- modulo strutturale,
Il difetto può propagarsi all’intera flotta.
La standardizzazione ha quindi un duplice effetto:
Un buon design ripetuto → apprendimento rapido
ma anche potenzialmente:
Difetto comune ripetuto → intervento di riparazione su tutta la flotta.
Di conseguenza, la gestione della configurazione e il rilevamento delle non conformità diventano più importanti con l’aumentare delle dimensioni della produzione.
5.22.35 La produzione su scala di flotta crea un rischio di concentrazione della catena di approvvigionamento
La produzione in serie di SMR può richiedere volumi elevati da un numero relativamente ristretto di fornitori qualificati per il settore nucleare.
I potenziali colli di bottiglia includono:
- grandi pezzi forgiati;
- acciai speciali;
- recipienti del reattore;
- generatori di vapore;
- valvole qualificate;
- Istruzione e controllo nucleare.
Una fabbrica altamente efficiente e monoprodotto può quindi diventare una vulnerabilità strategica se:
- la produzione si interrompe;
- si verifica un problema di qualità;
- Il proprietario diventa insolvente;
- sorgono restrizioni geopolitiche.
L’Italia dovrebbe quindi valutare entrambi gli aspetti:
economie di concentrazione
E
resilienza attraverso l’approvvigionamento da fonti secondarie.
5.22.36 La politica industriale italiana non dovrebbe costruire una fabbrica di moduli per reattori prima che esista la domanda
Il capitolo 4 ha dimostrato che l’Italia possiede già:
- lavorazione pesante;
- forgiati;
- accessori nucleari;
- test;
- Capacità EPC.
Ciò non giustifica automaticamente la creazione di una fabbrica dedicata e completa di moduli SMR.
Prima di approvarne uno, il governo dovrebbe richiedere prove di:
- progetto del reattore selezionato;
- Accordo di licenza di produzione/proprietà intellettuale con il fornitore;
- Domanda vincolante multi-unità;
- opportunità di esportazione;
- volume di transazioni annuali previsto;
- Accettazione del modello di produzione da parte dell’ente regolatore;
- Competitività dimostrabile rispetto agli stabilimenti dei fornitori esistenti.
Altrimenti l’Italia potrebbe creare capacità industriale improduttiva.
5.22.37 Le fabbriche di componenti potrebbero essere razionalizzate prima delle fabbriche di reattori completi
L’Italia potrebbe ottenere notevoli vantaggi economici in termini di produzione senza dover fabbricare l’intero modulo del reattore a livello nazionale.
Le fabbriche specializzate esistenti potrebbero produrre in serie:
- tubature;
- raccordi;
- forgiati;
- strutture di contenimento;
- componenti di pressione;
- botti;
- scambiatori di calore.
Ciò è particolarmente compatibile con i punti di forza industriali attuali dell’Italia, individuati nel Capitolo 4.
La distinzione strategica è tra:
fabbrica SMR
E
Stabilimenti della catena di fornitura SMR.
Quest’ultimo potrebbe avere soglie di domanda molto più basse e potrebbe servire diversi programmi di reattori a livello internazionale.
5.22.38 Le fabbriche multi-design possono ridurre il problema degli asset non recuperabili
Ove tecnicamente possibile, gli stabilimenti dovrebbero essere in grado di produrre componenti per:
- molteplici progetti nucleari;
- reattori convenzionali;
- attrezzature industriali.
Ciò crea una diversificazione delle entrate.
Tuttavia, un’eccessiva diversità di progettazione può ridurre la ripetibilità.
La politica industriale deve quindi trovare un equilibrio:
flessibilità di fabbrica
contro
standardizzazione di serie.
5.22.39 Anche la produzione in fabbrica modifica le tempistiche di finanziamento
La produzione modulare può ridurre i tempi di costruzione in loco, consentendo di eseguire i lavori in fabbrica in parallelo con:
- scavo;
- strutture civili;
- preparazione del sito.
Ciò può ridurre la durata del finanziamento.
Ma può anche anticipare la spesa in contanti , poiché i moduli costosi potrebbero dover essere fabbricati prima che la costruzione del sito raggiunga la fase di installazione.
L’OCSE-NEA osserva esplicitamente che gli approcci modulari possono richiedere l’approvvigionamento dei componenti in anticipo, aumentando alcune spese iniziali pur riducendo potenzialmente la durata complessiva del progetto. [S]
Pertanto l’effetto sul flusso di cassa non è automatico:
fabbrica = meno capitale iniziale necessario.
Potrebbe invece essere:
Maggiori spese iniziali in parallelo + periodo di finanziamento complessivo più breve.
5.22.40 L’economia di fabbrica e il finanziamento dei progetti sono quindi collegati
Se la modularizzazione riducesse i tempi di costruzione da sei a quattro anni, l’interesse durante la fase di costruzione potrebbe diminuire considerevolmente.
Ma tale beneficio esiste solo se:
- I moduli arrivano puntuali;
- I lavori in loco sono pronti;
- Nessun blocco normativo ritarda l’installazione.
Un modulo completato che rimane in magazzino a causa del ritardo nella realizzazione delle fondamenta non genera il beneficio finanziario previsto.
I programmi di produzione in fabbrica e in cantiere devono pertanto essere strettamente integrati.
5.22.41 L’Italia dovrebbe richiedere un livello di prontezza industriale separato dal TRL
Il solo livello di maturità tecnologica non è sufficiente.
Un reattore può avere un progetto tecnicamente maturo pur essendo privo di:
- fabbrica;
- catena di approvvigionamento qualificata;
- lavoratori qualificati;
- ordini seriali.
La stessa AIEA ora considera la preparazione industriale come un obiettivo distinto, che comprende:
- codici e standard;
- costruzione modulare;
- produzione avanzata;
- produzione in serie di componenti;
- fornitura del ciclo del combustibile. [I]
L’Italia dovrebbe quindi valutare almeno:
| Dimensione | Domanda |
|---|---|
| Prontezza tecnologica | Il reattore funziona tecnicamente? |
| Prontezza per l’ottenimento della licenza | Le autorità di regolamentazione possono approvarlo? |
| Pronti per la produzione | L’industria è in grado di produrlo ripetutamente? |
| Prontezza della catena di approvvigionamento | Sono disponibili fornitori qualificati? |
| Prontezza della flotta | Esiste una domanda sufficiente per l’economia seriale? |
Un progetto può essere di alto livello nella prima dimensione e di basso livello nella quinta.
5.22.42 Proposta italiana di “Test di verifica dell’economia di fabbrica”
Prima che l’Italia attribuisca un risparmio sostanziale di NOAK a un’offerta per un SMR, il fornitore dovrebbe dimostrare quanto segue.
Test F1 — Stabilità del progetto
Almeno una configurazione di riferimento sufficientemente stabile per la produzione ripetuta.
Test F2 — Percorso di produzione qualificato
Sono stati identificati stabilimenti, attrezzature e processi qualificati.
Test F3 — Ordina il libro
Ordini vincolanti o programmi di implementazione altamente impegnativi, sufficienti a sostenere la capacità industriale.
Test F4 — Accettazione normativa
Procedura di produzione e ispezione accettata dalle autorità di regolamentazione competenti.
Test F5 — Build di riferimento
Almeno un modulo/reattore fabbricato e installato.
Test F6 — Ripetizione
Le unità successive utilizzano sostanzialmente lo stesso design e lo stesso metodo di consegna.
Test F7 — Apprendimento osservato
Miglioramento misurato in:
- ore di lavoro;
- difetto/rilavorazione;
- programma;
- costo.
Test F8 — Trasparenza dei costi
Il fornitore può dimostrare che il prezzo unitario inferiore deriva da un apprendimento effettivo piuttosto che da:
- riduzione delle contingenze;
- Sussidio statale;
- modifiche all’ambito contabile.
Fino a quando non saranno disponibili le fasi F6-F8, il programma dovrebbe classificare le riduzioni significative dei costi del NOAK come previsioni, anziché come prove dimostrate .
5.22.43 Trattamento del prezzo di offerta in Italia
Una valutazione degli appalti pubblici dovrebbe pertanto distinguere tre livelli di prezzo.
| Tipo di prezzo | Trattamento |
|---|---|
| FOAK prezzo fisso | Può supportare il finanziamento del progetto se l’ambito e la ripartizione del rischio sono chiari. |
| Prezzo opzione flotta | Credibile solo laddove siano specificate le condizioni contrattuali relative all’indicizzazione e al volume. |
| Target del fornitore NOAK | Dati relativi allo scenario, non prove di costi bancabili fino a quando non sarà dimostrato l’apprendimento. |
Ciò impedisce al governo di finanziare l’Unità 1 utilizzando i modelli economici teorici dell’Unità 10.
5.22.44 L’analisi di sensibilità dovrebbe rimuovere esplicitamente l’apprendimento di fabbrica
Ciascuna offerta tecnologica dovrebbe essere modellata in almeno due scenari.
Caso A — caso di apprendimento in fabbrica
Utilizza soluzioni supportate dal fornitore:
- produzione in serie;
- riduzione dei tempi;
- apprendimento.
Caso B — caso senza apprendimento
Si presume che i reattori di nuova generazione abbiano un costo reale pressoché identico a quello delle prime unità, fatta eccezione per i risparmi derivanti dalla condivisione del sito, chiaramente dimostrati.
La decisione relativa alla flotta dovrebbe rimanere comprensibile in entrambi i casi.
Se un progetto diventa economicamente inaccettabile a meno che non si verifichino tassi di apprendimento estremamente elevati, il governo dovrebbe riconoscere che la sua giustificazione economica si basa su un presupposto non dimostrato.
5.22.45 Un terzo caso dovrebbe testare la produzione interrotta
Un caso di stress particolarmente utile per l’Italia è il seguente:
Unità 1 → divario di produzione → Unità 2.
Questo test verifica se:
- I fornitori si rimobilitano;
- aumentano i costi generali di fabbrica;
- Le competenze si perdono.
Un programma nazionale soggetto a ritardi di natura politica o legati alla localizzazione degli impianti non dovrebbe presumere una produzione ininterrotta, paragonabile a quella del settore aerospaziale.
5.22.46 L’economia di fabbrica è più forte quando la flotta è allineata a quella multinazionale.
Le condizioni industriali più favorevoli si troveranno probabilmente in diversi paesi:
- scegli lo stesso modello;
- utilizzare codici compatibili;
- coordinare la revisione normativa;
- ordini di sequenza.
Ciò produce:
- maggiore volume di ordini;
- un utilizzo più efficiente dello stabilimento;
- maggiori investimenti da parte dei fornitori;
- maggiore fiducia nei finanziamenti.
Questa è esattamente la direzione della strategia di dispiegamento della flotta della Commissione . [G]
Per l’Italia, la partecipazione a una vera flotta europea potrebbe quindi essere economicamente più importante del possesso di uno stabilimento interamente nazionale per la produzione di moduli.
5.22.47 Cosa costituirebbe una prova convincente entro i primi anni 2030?
Lo Stato dovrebbe cercare prove come:
- L’unità 2 è stata prodotta più velocemente dell’unità 1;
- L’unità 3 ha prodotto più velocemente dell’unità 2;
- ridurre le ore di lavoro in fabbrica;
- minore necessità di rilavorazioni;
- configurazione di sicurezza stabile;
- prezzo EPC reale inferiore;
- utilizzo di emergenza in calo;
- tempi di assemblaggio in loco più brevi;
- Approvazione ripetuta da parte dell’ente regolatore senza modifiche sostanziali al progetto.
La parola chiave è reale .
Il costo nominale in euro o dollari può aumentare a causa dell’inflazione, anche se la produttività reale migliora.
Pertanto, l’apprendimento dei costi dovrebbe essere misurato in:
- valuta costante;
- ambito comune;
- trattamento di finanziamento comune.
5.22.48 Cosa non proverebbe l’economia di fabbrica
Quanto segue sarebbe insufficiente:
- un modulo prototipo;
- un’apertura di fabbrica;
- un reattore FOAK;
- Il fornitore afferma di prevedere un risparmio futuro del 30%;
- molteplici protocolli d’intesa non vincolanti;
- Riduzione dei costi notturni ottenuta escludendo i costi relativi al proprietario, alla rete e al finanziamento;
- unità successiva con un design diverso.
Questi potrebbero essere segnali positivi.
Non costituiscono una prova economica definitiva.
5.22.49 Scala delle prove governative
| Livello | Prova | Interpretazione governativa |
|---|---|---|
| E0 | Concetto di fabbrica del fornitore | Ipotesi |
| E1 | Modulo prototipo realizzato con successo | Concetto di produzione dimostrato |
| E2 | moduli di produzione FOAK fabbricati | Percorso industriale dimostrato |
| E3 | Reattore FOAK assemblato/messo in funzione | Sistema di consegna dimostrato una volta |
| E4 | 2–4 unità sostanzialmente identiche | prove delle prime serie |
| E5 | 5-10 unità con dati comparabili in termini di costi e tempi. | Prove di apprendimento materiale |
| E6 | Flotta matura multisito con stabilimenti stabili e costi reali in calo | L’economia di fabbrica ha dimostrato |
A settembre 2026, nessun programma commerciale occidentale di reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) aveva raggiunto la fase E5–E6 .
I progetti principali stanno procedendo attraverso le fasi E1–E3.
5.22.50 Conseguenze per il primo reattore in Italia
L’Italia dovrebbe presumere che il suo primo reattore manterrà un significativo premio di ingresso nel mercato (FOAK/country-entry premium) , anche se la tecnologia è stata sviluppata altrove.
La valutazione dell’investimento non dovrebbe dipendere da:
- utilizzo maturo dello stabilimento;
- tasso massimo di apprendimento del fornitore;
- Catena di fornitura NOAK completamente ottimizzata.
Questi vantaggi dovrebbero invece essere considerati come un potenziale beneficio per la flotta .
Ciò crea una distinzione più prudente e verificabile:
FOAK deve essere finanziabile sulla base delle prove FOAK.
La flotta deve essere giustificata da quanto appreso durante le osservazioni.
5.22.51 Conseguenza per l’inviluppo PNIEC 8–16 GW
Se l’Italia intende effettivamente perseguire l’obiettivo di un sistema nucleare su scala PNIEC, la produzione in serie diventerà molto più di una semplice ottimizzazione dei costi.
Diventa un requisito di consegna fisica .
È irrealistico pensare che circa 27 moduli da 300 MWe per un totale di 8 GW non possano essere realizzati come ventisette megaprogetti isolati e su misura, rispettando al contempo tempistiche competitive.
Una flotta di tali dimensioni richiederebbe:
- ingegneria ripetitiva;
- licenza ripetuta;
- produttività industriale;
- produzione industriale;
- forza lavoro continua.
Con una potenza di 16 GW, il requisito diventa ancora più stringente.
Perciò:
L’Italia non ha bisogno di comprovati risultati economici di fabbrica per valutare un singolo FOAK, ma ha bisogno di un percorso credibile verso la redditività economica di fabbrica prima di considerare 8-16 GW come un programma di flotta realizzabile.
5.22.52 Implicazioni per gli appalti
La rivendicazione di fabbrica dovrebbe diventare oggetto contrattuale.
L’Italia dovrebbe cercare impegni riguardanti:
- capacità produttiva;
- Ubicazione dello stabilimento;
- fasce orarie di consegna;
- continuità dei fornitori;
- Blocco del progetto;
- metodologia di determinazione del prezzo per unità successive;
- Condivisione della produttività;
- prove a libro aperto laddove vengono utilizzate garanzie pubbliche.
Se ai contribuenti o ai consumatori viene chiesto di finanziare il rischio FOAK in cambio di futuri risparmi sulla flotta, lo Stato dovrebbe avere il diritto contrattuale di partecipare a tali risparmi.
Altrimenti:
Il settore pubblico comporta il rischio FOAK
Mentre
Il fornitore coglie le opportunità offerte da NOAK.
Questo non è un modello ottimale di allocazione del rischio.
5.22.53 Implicazioni industriali per l’Italia
L’obiettivo italiano non dovrebbe essere automaticamente:
“Costruire una fabbrica italiana di SMR.”
Una gerarchia più difendibile è:
- qualificare l’attuale catena di approvvigionamento nucleare;
- garantire pacchetti di lavoro italiani ripetuti;
- individuare i componenti in cui gli stabilimenti italiani sono competitivi a livello globale;
- istituire linee di produzione dedicate quando il volume degli ordini lo giustifica;
- Si consideri la produzione di moduli completi solo laddove un parco reattori stabile garantisca una capacità produttiva sufficiente.
Ciò sfrutta i vantaggi già esistenti dell’Italia in:
- forgiati;
- componenti pesanti;
- tubature;
- test;
- EPC;
- produzione di precisione.
Riduce il rischio di creare una fabbrica dal valore simbolico politico ma sottoutilizzata dal punto di vista commerciale.
5.22.54 Valutazione finale
La proposta di un SMR (Super-Molecular Reactor) costruito in fabbrica è tecnicamente credibile e potenzialmente rivoluzionaria.
Non dovrebbe essere scartata solo perché non sono ancora disponibili prove economiche complete.
I meccanismi sottostanti sono reali:
- Gli ambienti di produzione controllati possono migliorare la qualità;
- La produzione standardizzata può generare apprendimento;
- Il lavoro parallelo in fabbrica/cantiere può ridurre i tempi di realizzazione;
- La progettazione ripetitiva può ammortizzare i costi di ingegneria non ricorrenti;
- I moduli più piccoli possono migliorare il trasporto e l’assemblaggio.
Le istituzioni internazionali responsabili della tecnologia e dell’economia nucleare riconoscono queste opportunità.
Ma identificano anche con precisione la condizione irrisolta.
L’OCSE-NEA afferma che i benefici in termini di fabbrica e apprendimento dimostrati in altri settori devono ancora essere provati per i SMR . [S]
L’AIEA afferma che gli ambienti completi di produzione di moduli richiedono volumi di ordini sufficienti, configurazioni stabili, accettazione da parte degli enti regolatori ed esperienza operativa prima che la produzione di massa diventi realistica. [I]
L’OCSE-NEA continua a gestire un gruppo di lavoro dedicato all’economia dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) per il periodo 2023-2026, in parte per determinare come l’esperienza acquisita dalle industrie di produzione in serie possa essere trasposta nello sviluppo del nucleare. [S]
E la stessa politica della Commissione europea per il 2026 prevede:
- dispiegamento della flotta;
- concentrazione su un numero minore di progetti;
- Sviluppo della catena di approvvigionamento europea;
- standard di produzione modulare.
[G]
Questi non sono segnali che il modello di fabbrica abbia fallito.
Sono la prova che il modello è ancora in fase di industrializzazione .
La posizione corretta del governo italiano dovrebbe quindi essere:
La produzione in fabbrica è una strategia ingegneristica credibile. L’economia della produzione in serie rimane una previsione finché la produzione ripetuta non ne dimostrerà la validità.
L’Italia dovrebbe quindi distinguere quattro livelli di asserzione:
Dimostrazione odierna:
fabbricazione in fabbrica di impianti nucleari, modularizzazione dei componenti e tecniche di costruzione modulare.
Attualmente in fase di dimostrazione:
la costruzione del Western SMR FOAK e i sistemi di produzione dei moduli prototipo.
Non ancora dimostrato su scala di flotta commerciale occidentale:
produzione stabile e ad alto rendimento di SMR identici e ripetuti con dati di apprendimento trasparenti.
Potenziale valore futuro:
costi unitari reali in calo, tempi di consegna più brevi e minor rischio di finanziamento derivante dalla produzione in serie.
Le implicazioni in termini di appalti sono semplici:
L’Italia non dovrebbe pagare i prezzi FOAK ipotizzando un’economia NOAK.
Le decisioni FOAK dovrebbero basarsi su dati attuali di natura conservativa.
Le decisioni relative alla flotta dovrebbero essere rese pubbliche progressivamente, man mano che emergono prove concrete della produzione in serie.
Questa è la differenza tra progettazione modulare e comprovata economicità della progettazione modulare .
5.22 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
G1 — Commissione europea, COM(2026)117, 10 marzo 2026 — Strategia europea per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR). Richiede una diffusione industriale basata su flotte, la concentrazione su un numero limitato di progetti promettenti, catene di approvvigionamento europee competitive e standard industriali a supporto della produzione modulare.
Commissione europea — Strategia SMR COM(2026)117
G2 — Commissione europea, 10 marzo 2026 — annuncio della strategia. Definisce i SMR come progetti destinati alla fabbricazione in fabbrica e all’assemblaggio in loco, delineando al contempo le azioni ancora necessarie in materia di flotta, produzione, catena di approvvigionamento e regolamentazione.
Commissione europea — Strategia per la messa in funzione dei SMR europei
S1 — Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE, Reattori modulari di piccole dimensioni: sfide e opportunità , NEA n. 7560. Stabilisce l’importanza economica della costruzione in serie, della standardizzazione, della modularizzazione e della fabbricazione in fabbrica; afferma esplicitamente che i benefici dimostrati in altri settori devono ancora essere dimostrati per i reattori modulari di piccole dimensioni.
OCSE-NEA — Reattori modulari di piccole dimensioni: sfide e opportunità
S2 — OECD-NEA — Gruppo di lavoro sull’economia dei piccoli reattori modulari (SMR-ECON). Programma di lavoro dedicato 2023-2026 per studiare come le economie derivanti dalla costruzione multipla e seriale di settori comparabili possano tradursi nella diffusione degli SMR e nella futura costruzione di fabbriche su larga scala.
OECD-NEA — Gruppo di lavoro sull’economia degli SMR.
S3 — OECD-NEA — Mandato SMR-ECON. Conferma il lavoro specifico sulla transizione dalle prime unità commerciali alla costruzione su larga scala basata su fabbriche e la necessità di trarre spunti da altri settori della produzione in serie.
OECD-NEA — Mandato SMR-ECON
I1 — Serie sull’energia nucleare dell’IAEA — Industrializzazione e implementazione dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR). Spiega perché le fabbriche di moduli completi richiedono un portafoglio ordini sufficiente, stabilità della configurazione, convalida della produzione ed esperienza operativa e perché è improbabile che le prime unità raggiungano i vantaggi economici di un NOAK maturo.
IAEA — Implementazione industriale e produzione in fabbrica di SMR.
I2 — Piattaforma SMR dell’AIEA — Preparazione industriale. Produzione in serie, fabbricazione modulare, codici e standard e capacità della catena di approvvigionamento trattati esplicitamente come requisiti di preparazione industriale per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
AIEA — Preparazione industriale per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR)
I3 — Forum dei regolatori SMR dell’AIEA. Attività regolamentari dedicate alla produzione, costruzione, messa in servizio, produzione standard e implementazione su vasta scala dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Pubblicazioni del Forum dei regolatori SMR dell’AIEA.
I4 — Ontario Power Generation — Programma SMR di Darlington. Il primo BWRX-300 è in costruzione, con una flotta prevista di quattro unità e una strategia di catena di approvvigionamento canadese.
OPG — Reattore modulare di piccole dimensioni di Darlington
I5 — GE Vernova Hitachi — Darlington BWRX-300. Strategia di costruzione modulare/a cielo aperto e modello di costruzione previsto; la prima unità rimane il FOAK di riferimento.
GE Vernova Hitachi — BWRX-300 a Darlington
I6 — GE Vernova Hitachi — Modello di costruzione BWRX-300. Descrive la costruzione modulare/a cielo aperto e l’obiettivo di costruzione del fornitore di 24-36 mesi.
GE Vernova Hitachi — BWRX-300 Canada
I7 — Rolls-Royce SMR, 29 aprile 2026 — Strategia di fornitura per la modularizzazione. Aker Solutions selezionata come partner principale per i moduli; implementazione della flotta esplicitamente collegata a metodi industriali modulari.
Rolls-Royce SMR — Strategia di fornitura per la modularizzazione
I8 — Rolls-Royce SMR — modello di produzione. Piano del fornitore per circa il 90% di fabbricazione/collaudo in fabbrica e assemblaggio in loco.
Rolls-Royce SMR — modello di consegna con componenti costruiti in fabbrica.
I9 — Rolls-Royce SMR — Impianto di sviluppo moduli. Stabilimento di Sheffield che produce e testa moduli prototipo prima della produzione in serie.
Rolls-Royce SMR — Impianto per moduli prototipo
I10 — Rolls-Royce SMR, 27 maggio 2026 — Fornitori chiave per le isole nucleari. Škoda JS e Doosan Enerbility selezionate per i lavori di pre-produzione e la preparazione alla produzione.
Rolls-Royce SMR — Programma fornitori per le isole nucleari.
I11 — Rolls-Royce SMR, 3 settembre 2026 — produzione di turbine. Siemens Energy Newcastle produrrà i componenti chiave delle turbine per le prime tre unità nel Regno Unito, a dimostrazione della transizione dalla fase di progettazione alla pianificazione della produzione europea.
Rolls-Royce SMR — Produzione di turbine nel Regno Unito
5.23 La biforcazione tecnologica chiave è in realtà il carburante
Il mercato dei reattori può essere suddiviso più utilmente in base al combustibile utilizzato piuttosto che in base alla categoria di commercializzazione.
Carburante LEU convenzionale
Esempi:
- BWRX-300;
- Holtec SMR-300;
- AP300;
- Rolls-Royce SMR;
- NUWARD;
- NuScale.
Vantaggi:
- arricchimento maturo;
- fabbricazione matura;
- molteplici fornitori occidentali;
- garanzie stabilite;
- esperienza pregressa in materia di combustibile esaurito.
ANDARE VIA
Esempi:
- Xe-100;
- Sodio;
- diversi altri AMR.
Requisiti:
- arricchimento superiore ai livelli convenzionali di LWR;
- nuova capacità commerciale;
- gestione aggiuntiva delle misure di sicurezza/protezioni;
- fabbricazione specializzata.
Gli Stati Uniti stanno ampliando la capacità di produzione di HALEU, ma la fornitura su scala commerciale è ancora in fase di sviluppo.
MOX / combustibile a ciclo chiuso
newcleo è l’esempio più lampante di legame con l’Italia.
Requisiti:
- Fabbricazione di combustibile contenente plutonio;
- strategia di riprocessamento/riciclo;
- salvaguardie specializzate;
- gestione e licenze più complesse.
Questa distinzione in termini di carburante dovrebbe essere uno dei principali filtri nella selezione delle tecnologie italiane.
5.24 HALEU è una dipendenza strategica, non una nota a piè di pagina
L’accordo HALEU 2026 di X-energy con Centrus è significativo perché dimostra che gli stessi sviluppatori di reattori avanzati considerano la disponibilità del combustibile come un rischio di progetto di primaria importanza. [I]
Un reattore può possedere:
- progetto finito;
- licenza edilizia;
- sito;
- finanziamento;
e non riescono comunque a rispettare i tempi previsti se il carburante qualificato non è disponibile.
Attualmente l’Italia non dispone di un impianto nazionale di arricchimento HALEU né di una filiera commerciale per la fabbricazione di combustibili avanzati.
Pertanto, qualsiasi reattore HALEU dovrebbe prevedere un esplicito premio per la sicurezza del combustibile nei sistemi di valutazione nazionali.
5.25 MOX crea una proposta di sovranità diversa
I reattori veloci basati su MOX sono interessanti in parte perché promettono un migliore utilizzo delle risorse fissili esistenti e potenzialmente supportano cicli del combustibile chiusi.
Ma questo comporta una maggiore complessità istituzionale.
L’Italia dovrebbe stabilire:
- dove il plutonio viene separato;
- dove viene fabbricato il MOX;
- a chi appartiene il materiale;
- salvaguardie;
- trasporto;
- sicurezza;
- stato finale dei rifiuti.
Il separato impegno normativo di newcleo nei confronti dell’impianto MOX statunitense dimostra che la produzione di combustibile è di fatto un secondo megaprogetto nucleare collegato al programma dei reattori. [I]
Questo è uno dei motivi per cui un reattore LFR da 200 MWe può essere più difficile da implementare rispetto a un reattore LWR da 300 MWe.
5.26 In Italia i reattori SMR raffreddati ad acqua godono di un vantaggio in termini di licenze.
Nuclitalia ha iniziato esplicitamente concentrandosi su SMR maturi raffreddati ad acqua . [I]
Tecnicamente, tale scelta è razionale.
L’Italia possiede già una conoscenza storica in materia di regolamentazione e industria:
- POTENZA;
- BWR;
- combustibile convenzionale per reattori ad acqua leggera;
- chimica dell’acqua;
- cicli a vapore;
- Rifiuti LWR.
Anche le autorità di regolamentazione europee vantano una profonda esperienza nel settore dei carichi termici elevati.
Ciò non rende automaticamente economici i reattori LWR-SMR.
Riduce la novità tecnologica .
Per un FOAK precoce, tale differenza è significativa.
5.27 I reattori raffreddati a piombo massimizzano la proprietà intellettuale italiana
La strategia opposta è rappresentata da:
- newcleo;
- Aquile;
- ENEA;
- Ansaldo Nucleare.
L’Italia possiede una reale competenza in:
- idroelettrica al piombo;
- materiali;
- strutture sperimentali;
- progettazione del reattore;
- Ricerca e sviluppo sulla sicurezza.
Scegliere questa strada potrebbe generare una maggiore proprietà intellettuale nazionale rispetto all’importazione di un PWR-SMR estero.
Ma la sovranità tecnologica non deve essere confusa con la certezza delle tempistiche.
Il programma principale richiede:
- manifestanti;
- qualificazione dei materiali;
- qualificazione del carburante;
- controllo della corrosione;
- precedente in materia di licenze.
Pertanto, è più corretto intenderlo come un percorso tecnologico strategico per la fine degli anni 2030 .
5.28 I reattori ad alta temperatura creano opportunità per il calore industriale
Xe-100 e HTR-PM presentano una proposta di valore differente.
Le loro elevate temperature di uscita consentono:
- vapore industriale;
- idrogeno;
- processi chimici;
- uso in raffineria.
Per l’Italia, questo potrebbe avere un impatto significativo nei distretti industriali dove l’elettricità non è l’unico fabbisogno energetico.
Tuttavia, i reattori a gas ad alta temperatura introducono:
- Carburante TRISO;
- grafite;
- tecnologia dei circuiti a gas;
- diversi flussi di rifiuti;
- diverse ipotesi di licenza.
La convenienza economica dovrebbe quindi essere valutata rispetto al calore industriale , e non solo rispetto al costo dell’elettricità in €/MWh.
5.29 Il sistema di accumulo di Natrium crea una proposta di rete unica
Natrium combina un reattore da 345 MWe con un sistema di accumulo termico a sali fusi in grado di aumentare la potenza della turbina fino a circa 500 MWe per diverse ore. [I]
Ciò distingue il reattore dalle centrali nucleari convenzionali a carico di base.
In un sistema italiano ad alta insolazione, l’accumulo termico potrebbe consentire:
- Il calore nucleare rimarrà relativamente stabile;
- La produzione di energia elettrica si sposterà verso le ore di maggior valore.
Questo è strategicamente interessante.
Ma il programma nazionale deve confrontare tale beneficio con:
- Sistema di accumulo a batteria autonomo;
- pompaggio idroelettrico;
- Carico LWR convenzionale inseguito.
Un sistema tecnologicamente elegante non è automaticamente la soluzione con i costi di sistema più bassi.
5.30 Passaporto di abilitazione: concetto utile, slogan pericoloso
L’Italia ha discusso la possibilità di utilizzare la pratica regolatoria estera per accelerare le procedure di autorizzazione.
È una cosa sensata.
La strategia UE per la riforma sanitaria di piccole e medie dimensioni (SMR) del 2026 promuove esplicitamente:
- maggiore cooperazione tra gli enti regolatori;
- revisioni preliminari congiunte;
- Riutilizzo della valutazione internazionale. [G]
Ma nessun ente regolatore può semplicemente importare una licenza di costruzione straniera.
L’Italia richiede ancora:
- Valutazione del sito italiano;
- analisi sismica;
- idrologia;
- valutazione ambientale;
- pianificazione delle emergenze;
- salvaguardie;
- sicurezza;
- Autorizzazione legale italiana.
Il concetto corretto è:
affidamento normativo
non
passaporto automatico .
5.31 L’Italia dovrebbe utilizzare FOAK stranieri come parte del suo programma di test
Il vantaggio strategico dell’Italia nell’iniziare più tardi è quello di poter osservare l’effettiva attuazione all’estero.
Nei prossimi anni dovrebbero emergere dati preziosi da:
Darlington
- Durata della costruzione del BWRX-300;
- modularizzazione civile;
- costo;
- messa in servizio;
- personale operativo.
Kemmerer
- costruzione di reattori al sodio;
- Forniture HALEU;
- integrazione di archiviazione.
Long Mott
- Licenza Xe-100;
- Produzione TRISO;
- Costruzione modulare HTGR.
Palisades
- Licenza e costruzione del SMR-300.
Wylf
- Industrializzazione della fabbrica/dei moduli della Rolls-Royce.
L’Italia non dovrebbe scegliere una tecnologia solo perché appare promettente nel 2026, se i dati relativi alle costruzioni all’estero raccolti nei prossimi tre anni possono migliorare significativamente la decisione.
5.32 La selezione della tecnologia dovrebbe utilizzare un processo a due fasi
Fase 1: eliminare i progetti che non soddisfano i requisiti nazionali
Test minimi richiesti:
- compatibilità strategica tra alleati/fornitori;
- riferimento accessibile all’ente regolatore;
- sicurezza del carburante;
- compatibilità del sito;
- credibilità dell’implementazione commerciale;
- percorso dei rifiuti
Gate 2: confronta i progetti sopravvissuti
Criteri:
- Costo FOAK;
- Prove costruttive;
- Contenuto della filiera produttiva italiana;
- flessibilità della rete;
- consumo di acqua;
- calore industriale;
- dipendenza dal ciclo del combustibile;
- sciupare;
- programma.
Questo evita di impiegare anni a confrontare progetti che sono irrealizzabili per ragioni politiche o industriali.
5.33 Schermata di prontezza proposta per un primo FOAK italiano
Categoria A — candidati per la selezione tecnologica a breve termine
Non è “raccomandato”; è semplicemente un prodotto sufficientemente maturo da giustificare un’attenta valutazione.
- BWRX-300
- Holtec SMR-300
- Rolls-Royce SMR , se 470 MWe sono accettabili
- NuScale US460 , se emerge un progetto FOAK credibile
Categoria B: strategicamente importante, ma richiede ulteriore maturità prima di un impegno irreversibile.
- AP300
- NUWARD
- Xe-100
Categoria C — percorso strategico per reattori avanzati
- newcleo LFR-AS-200
- EAGLES-300
- Sodio
Il Natrium è in realtà più avanzato dal punto di vista costruttivo rispetto a molti progetti di Categoria A; viene inserito nella categoria avanzata perché il suo impiego in Italia comporterebbe un salto tecnologico in termini di combustibili e licenze di livello qualitativamente maggiore.
Solo a titolo di riferimento per gli appalti italiani alle condizioni attuali
- ACP100;
- HTR-PM;
- KLT-40S/RITM.
Rimangono importanti tecnologie di benchmarking.
5.34 Perché la maturità del BWRX-300 non lo rende automaticamente la scelta dell’Italia
Il BWRX presenta le prove costruttive più solide provenienti dall’ovest.
Ciò non significa automaticamente che domini su:
- contenuti locali;
- prezzo dell’elettricità;
- finanziamento;
- cogenerazione di calore;
- sciupare;
- termini del fornitore;
- Controllo industriale italiano.
NUWARD, ad esempio, potrebbe offrire un livello di maturità tecnologica inferiore ma una maggiore integrazione con l’industria italiana.
Il programma EAGLES potrebbe prevedere un’implementazione in un secondo momento, ma al contempo una maggiore titolarità tecnologica a livello nazionale.
La scelta della tecnologia è quindi una decisione multi-obiettivo, non una corsa alla maturità.
5.35 Perché il legame di NUWARD con l’Italia non garantisce il 2035
La dichiarazione Edison/EDF riveste un’importanza strategica.
Ma la tecnologia in questione era ancora in fase di profonda riprogettazione.
La lingua di reporting corretta è:
programma industriale con l’obiettivo di realizzare le prime unità intorno al 2035
non
Reattore pronto per entrare in funzione in Italia nel 2035 .
Quest’ultima opzione confonderebbe un’ambizione industriale con un programma di costruzione autorizzato.
5.36 Perché newcleo non può essere definito “disponibile ora”
newcleo ha:
- Strutture di ricerca e sviluppo;
- coinvolgimento degli enti regolatori;
- Collegamenti industriali italiani;
- Strategia MOX.
Non ha:
- un LFR-AS-200 funzionante;
- una licenza edilizia;
- un impianto operativo di fabbricazione del combustibile che rifornisce quel reattore.
Pertanto non può essere paragonato direttamente a un BWRX-300 in fase di costruzione e descritto come ugualmente “disponibile”.
5.37 Perché la fusione non rientra nella rosa dei candidati per gli appalti dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) degli anni 2030
La fusione rimane strategicamente importante per l’Italia attraverso:
- DTT;
- ENEA;
- Uno;
- ASG;
- ITER.
Ma non può realisticamente sostituire un SMR a fissione in un programma di produzione di energia elettrica previsto per la metà degli anni 2030.
Il documento programmatico richiede espressamente che la fusione nucleare sia considerata un percorso tecnologico parallelo, piuttosto che un’alternativa per il periodo precedente al 2040.
5.38 La politica industriale dell’UE cambia il contesto
La Commissione europea ha adottato la sua strategia SMR/AMR il 10 marzo 2026 .
L’obiettivo è quello di rendere possibili i primi progetti SMR in Europa all’inizio degli anni 2030 e si concentra su:
- dispiegamento della flotta;
- cooperazione normativa;
- Localizzazione della catena di approvvigionamento europea;
- resilienza del ciclo del combustibile;
- standardizzazione;
- “Valli SMR”;
- autonomia strategica. [G]
La Commissione stima che la capacità possibile di reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) dell’UE entro il 2050 sarà compresa tra 17 e 53 GW .
L’Italia, quindi, non ha bisogno di industrializzarsi da sola.
L’opzione più vantaggiosa potrebbe essere la partecipazione a un programma europeo per la flotta , poiché l’economia seriale richiede la presenza di più unità in diverse giurisdizioni.
5.39 La politica industriale dell’UE mette in guardia anche contro la dipendenza strategica da un unico fornitore.
La strategia della Commissione per il 2026 riconosce esplicitamente che alcuni dei reattori LWR-SMR più avanzati sono di origine extra-UE e chiede una cooperazione equilibrata, pur mantenendo il valore europeo e l’autonomia strategica. [G]
Ciò è direttamente rilevante per:
- BWRX-300;
- Holtec;
- AP300;
- NuScale;
- Xe-100;
- Sodio.
L’Italia dovrebbe quindi negoziare non solo:
prezzo del reattore
Ma:
- localizzazione;
- Accesso IP;
- diritti di manutenzione;
- pezzi di ricambio;
- contratti sui carburanti;
- supporto software a lungo termine;
- accesso informatico;
- Produzione europea.
TABELLE COMPARATIVE — PRONTEZZA IN MATERIA DI CARBURANTE, LICENZE E APPROVVIGIONAMENTO
Tabella 5.23-A — Le tre architetture di combustibile rilevanti per l’Italia
| Variabile strategica | Combustibile convenzionale LEU/LWR | Carburante avanzato HALEU | MOX / combustibile a ciclo chiuso |
|---|---|---|---|
| Disegni tipici di rilevanza italiana | BWRX-300, Holtec SMR-300, AP300, Rolls-Royce SMR, NUWARD, NuScale | Xe-100, Natrium | newcleo LFR-AS-200; potenzialmente altri percorsi di reattore veloce |
| Arricchimento tipico | Generalmente ≤5% di U-235 per i progetti LWR attuali | >5% e <20% U-235; Xe-100 ~15,5% | La complessità del combustibile è definita dalla presenza di ossidi misti di uranio/plutonio piuttosto che dal solo arricchimento. |
| Catena di arricchimento commerciale | Stabilito | In fase di sviluppo | Richiede infrastrutture per il ciclo del combustibile contenenti plutonio |
| Fabbricazione commerciale | Progettato per il combustibile LWR convenzionale | Fabbricazione specializzata limitata/in fase di sviluppo | È necessaria la fabbricazione di MOX specializzato |
| Esperienza operativa pregressa in Occidente | Molto esteso | Esperienza limitata nell’implementazione di reattori avanzati. | L’esperienza internazionale con i reattori MOX è già consolidata, ma l’implementazione del reattore veloce, legata al progetto italiano, rimane in fase di sviluppo. |
| capacità di arricchimento interno dell’Italia | Nessuno | Nessuno | Pur non essendo applicabile allo stesso modo, anche l’Italia è priva di una filiera commerciale nazionale di MOX/ritrattamento. |
| Produzione commerciale di combustibili per uso domestico in Italia | Nessuna catena completa del combustibile del reattore di potenza | NO | Attualmente non esiste una catena di produzione commerciale di MOX a reattore veloce. |
| complessità della sicurezza/delle misure di salvaguardia | Stabilire la linea di base LWR | Più alto grazie al livello di arricchimento e alla nuova logistica | Più alto a causa del materiale contenente plutonio |
| Familiarità con la normativa | Più alto | Inferiore | Inferiore / specifico per reattore e impianto |
| maturità delle infrastrutture di trasporto | Alto | Sviluppo di pacchetti/itinerari specializzati | Trasporto specializzato di materiale nucleare |
| Esperienza nella gestione del combustibile esaurito | Vasta esperienza internazionale nel settore dei reattori ad acqua leggera (LWR). | Tecnologia specifica | Il ritrattamento/riciclo e la strategia per i rifiuti residui sono parte integrante del programma. |
| Il carburante come potenziale ostacolo alla pianificazione | Relativamente inferiore | Alto | Alto |
| Principale questione di sovranità | Conversione, arricchimento, fabbricazione e progettazione di combustibili per fornitori esteri | Arricchimento estero/nuovo e fabbricazione specializzata | Riprocessamento, proprietà del plutonio, fabbricazione, salvaguardie e destinazione finale dei rifiuti |
| Compatibilità a breve termine con l’implementazione in Italia | Massima compatibilità con il ciclo di alimentazione. | A condizione che la catena di approvvigionamento maturi | A condizione che venga istituita una strategia integrata per il ciclo del combustibile. |
Il rapporto in questione identifica correttamente l’arricchimento convenzionale a basso arricchimento (LEU) come un processo consolidato di arricchimento e fabbricazione, l’arricchimento ad alto arricchimento (HALEU) come un processo che richiede nuove capacità commerciali e una fabbricazione specializzata, e l’ossidazione multipla (MOX) come un processo complesso che comporta riprocessamento, salvaguardie e gestione del plutonio.
Nel 2026, il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti ha continuato a dichiarare esplicitamente che l’HALEU non era ancora disponibile dai fornitori commerciali nazionali nella quantità necessaria e che le carenze nell’approvvigionamento potevano ritardare la messa in opera dei reattori avanzati.
Tabella 5.23-B — Architettura del combustibile in base alla progettazione del reattore
| Reattore | Tecnologia | Bilancia elettrica | Famiglia di combustibili | maturità commerciale dei combustibili | Problema italiano specifico relativo ai carburanti |
|---|---|---|---|---|---|
| BWRX-300 | BWR | ~300–327 MWe | BWR convenzionale LEU | Alto | Catena di approvvigionamento GNF2 importata/controllata dal fornitore, ma senza dipendenza da HALEU. |
| Holtec SMR-300 | POTENZA | ~320 MWe | UO₂ LEU ≤5% | Elevata categoria di carburante | Dipendenza convenzionale dall’arricchimento/fabbricazione occidentale |
| AP300 | POTENZA | ~330 MWe | Combustibile LWR convenzionale derivato dall’AP1000 | Elevata categoria di carburante | Dipendenza da carburanti/fornitori esteri piuttosto che da nuove tecnologie di carburante. |
| Rolls-Royce SMR | POTENZA | 470 MWe | UO₂, max ~4,95% U-235 | Alto | Catena del combustibile convenzionale; scala del reattore superiore alla comune abbreviazione politica italiana di ~300 MWe |
| NUWARD | POTENZA | Fino a ~400 MWe | Architettura convenzionale del combustibile EDF/PWR | Livello di maturità di base elevato | Elevata compatibilità con i cicli di alimentazione europei; la progettazione definitiva dettagliata è ancora in fase di sviluppo. |
| NuScale US460 | PWR integrale | 77 MWe/modulo; ~462 MWe stazione | Famiglia di combustibili LWR convenzionali | Elevata categoria di carburante | Il problema principale irrisolto non è tanto il carburante, quanto la realizzazione di progetti commerciali. |
| Xe-100 | HTGR | 80 MWe/modulo | TRISO con circa il 15,5% di HALEU | In fase di sviluppo | L’arricchimento di HALEU e la fabbricazione di TRISO diventano infrastrutture di fondamentale importanza. |
| Sodio | Reattore veloce al sodio | 345 MWe + accumulo | combustibile metallico HALEU | In fase di sviluppo | La disponibilità avanzata del carburante è una dipendenza di primo ordine dalla pianificazione |
| newcleo LFR-AS-200 | reattore veloce al piombo | 200 MWe | PRESTO | Sviluppo per questa catena di distribuzione | Richiede la fabbricazione MOX, misure di sicurezza, trasporto e una strategia di riciclaggio/ritrattamento. |
| EAGLES-300 | reattore veloce al piombo | ~300 MWe | Percorso avanzato del combustibile per reattori veloci | Sviluppo | La qualificazione del combustibile è legata alla sequenza di sviluppo del dimostratore e del reattore. |
| ACP100 | PWR integrale | ~125 MWe | LEU convenzionale | Famiglia di carburanti consolidata | Dipendenza dai fornitori/carburanti cinesi e compatibilità strategica europea |
| HTR-PM | HTGR | Sistema da ~200 MWe | TRISO | Riferimento cinese operativo | L’ecosistema cinese di fornitori e carburanti non è facilmente trasferibile in Italia. |
| Famiglia KLT-40S / RITM | PWR compatto | Classe di potenza ~35–60 MWe/modulo | combustibile per reattori russi | Esiste esperienza operativa/di implementazione | La dipendenza dai fornitori e dal carburante russi rende gli approvvigionamenti italiani strategicamente problematici. |
GE Vernova Hitachi afferma che il BWRX-300 utilizza il combustibile GNF2, già disponibile in commercio , e non richiede HALEU.
La documentazione britannica conferma l’utilizzo da parte di Holtec di combustibile a base di biossido di uranio arricchito fino al 5% e l’utilizzo da parte di Rolls-Royce di combustibile standard a base di UO₂ arricchito fino a un massimo del 4,95%.
X-energy afferma che il combustibile Xe-100 utilizza HALEU arricchito a circa il 15,5% di U-235 , con Centrus che fornisce i servizi di arricchimento e TRISO-X che si occupa della fabbricazione del combustibile.
La NRC conferma che il reattore LFR-AS-200 di newcleo è progettato per utilizzare combustibile MOX e che un impianto separato per la fabbricazione di combustibile MOX è attualmente in fase di consultazione normativa preliminare.
SICUREZZA E SOVRANITÀ DEL CARBURANTE
Tabella 5.24-A — Catena di rischio per la sicurezza del carburante
| Palcoscenico | LWR convenzionale LEU | SPEGNERE il reattore | Reattore MOX/a ciclo chiuso |
|---|---|---|---|
| Estrazione di uranio | Possibile diversificazione del mercato globale | Stesso requisito iniziale di uranio | Potrebbe dipendere in parte dal materiale fissile recuperato, a seconda della strategia. |
| Conversione | mercato industriale maturo ma concentrato | Necessario prima dell’arricchimento | Dipende dall’architettura di upstream/riciclo scelta |
| Arricchimento | Mercato maturo ≤5% | È richiesto un arricchimento specializzato superiore al 5%. | Non è l’unico passo determinante in termini di carburante |
| Deconversione | Maturo | Sono necessarie ulteriori capacità specifiche per HALEU. | Catena di processo diversa |
| Fabbricazione di combustibili | Fabbricazione matura di PWR/BWR | TRISO specializzato o fabbricazione metallica | Fabbricazione specializzata di MOX |
| onere di sicurezza | Stabilito | Più alto | Più alto |
| onere delle salvaguardie | Stabilito | Aumento dei requisiti di contabilità e sicurezza dei materiali. | salvaguardie centrali del plutonio |
| Trasporto | Maturo | Pacchetti/licenze aggiuntive | Trasporto specializzato di materiale contenente plutonio |
| disponibilità sul mercato interno italiano | Nessuna catena domestica completa | Nessuno | Nessuno |
| Esposizione principale del programma | Affetto internazionale | La creazione stessa della catena di approvvigionamento | Sviluppo degli impianti del ciclo del combustibile |
Interpretazione governativa
La dipendenza da LEU rappresenta un problema di sicurezza degli approvvigionamenti.
La dipendenza da HALEU può trasformarsi in un problema di implementazione tecnologica.
La dipendenza da MOX può diventare un programma infrastrutturale nazionale a sé stante.
Ecco perché il rapporto caricato afferma correttamente che un reattore può possedere un progetto completo, una licenza, un sito e un finanziamento, ma non essere comunque in grado di funzionare se non è disponibile combustibile qualificato.
Tabella 5.24-B — Perché HALEU merita un premio di rischio italiano separato
| Problema HALEU | prove attuali | implicazioni italiane |
|---|---|---|
| Disponibilità commerciale | Il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti continua a segnalare un’offerta commerciale insufficiente. | Non trattare il carburante come una normale merce di approvvigionamento |
| Intervento pubblico | Il programma di disponibilità HALEU degli Stati Uniti assegna attivamente i materiali | Lo sviluppo dei reattori di ultima generazione rimane in parte dipendente dall’intervento statale. |
| Arricchimento | Nuove capacità in fase di finanziamento/espansione | Tempi di consegna lunghi |
| Deconversione | Necessaria un’infrastruttura specializzata separata | ulteriore punto di controllo della catena di approvvigionamento |
| Trasporto | Soluzioni di trasporto dedicate in fase di sviluppo | Rischio relativo a licenze/logistica |
| Fabbricazione | Specifico per il reattore; ad esempio TRISO-X per Xe-100 | Concentrazione dei fornitori |
| Strategia di inventario | I progetti iniziali possono basarsi su materiale assegnato | La replica della flotta è più difficile della prima dimostrazione. |
| situazione europea | Le capacità dell’UE necessitano ancora di sviluppo. | Il progetto italiano non può presumere l’autosufficienza a livello nazionale/UE. |
Il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti afferma esplicitamente che l’HALEU non è attualmente disponibile in quantità sufficienti dai fornitori commerciali nazionali e che ciò può ritardare lo sviluppo dei reattori avanzati.
Schema testuale — dipendenza HALEU
URANIUM
│
▼
CONVERSION
│
▼
HALEU ENRICHMENT (>5%, <20%)
│
├── if capacity unavailable ─────────► PROJECT DELAY
│
▼
DECONVERSION
│
▼
SPECIALISED FUEL FABRICATION
(TRISO / metallic fuel / other)
│
├── qualification delay ─────────────► COMMISSIONING DELAY
│
▼
TRANSPORT + SAFEGUARDS
│
▼
FUEL LOAD
│
▼
FIRST CRITICALITY
KEY POINT:
A completed reactor does not become generating capacity until the entire fuel chain is complete.MOX E IMPLICAZIONI DEL CICLO CHIUSO
Tabella 5.25-A — Opportunità di sovranità MOX rispetto alla complessità del programma
| Dimensione | Potenziale vantaggio strategico | Requisiti aggiuntivi / esposizione |
|---|---|---|
| Utilizzo delle risorse fissili | Riutilizzo del plutonio/materiale recuperato | Infrastrutture di riprocessamento o servizi esteri |
| sovranità energetica | Potenziale maggiore controllo a lungo termine | Attualmente in Italia manca una catena commerciale domestica di MOX |
| Strategia di gestione dei rifiuti | Può alterare l’inventario e la composizione del combustibile esaurito | Non elimina lo smaltimento geologico |
| Fabbricazione di combustibili | Capacità industriale ad alto valore aggiunto | Impianto nucleare e licenza separati |
| Misure di salvaguardia | Gestibile nell’ambito dell’Euratom/AIEA | Richiede molto più carburante rispetto al carburante LEU standard. |
| Sicurezza | Materiale controllato contenente plutonio | Requisiti di protezione fisica più elevati |
| Trasporto | Tecnicamente consolidato a livello internazionale | Itinerari specializzati, pacchetti e autorizzazioni |
| Costo | Potenziali vantaggi in termini di ciclo di vita/risorse | Significative infrastrutture di capitale aggiuntive |
| Programma | Sostiene la strategia dei reattori avanzati | Può diventare un percorso critico per la messa in opera del reattore |
| Proprietà intellettuale italiana | Elevato potenziale con lo sviluppo LFR | Richiede attività di ricerca e sviluppo di lunga durata e la concessione di licenze. |
La sezione originale del rapporto identifica correttamente MOX come una proposta di sovranità diversa , non semplicemente come un’altra opzione di carburante.
Schema testuale: MOX chiude alcuni cicli ma aggiunge infrastrutture
SPENT / RECOVERABLE MATERIAL
│
▼
REPROCESSING
│
┌────┴─────┐
│ │
▼ ▼
RECOVERED RESIDUAL
U/Pu WASTE
│ │
▼ └──────────────► CONDITIONING
MOX FABRICATION │
│ ▼
▼ GEOLOGICAL END-STATE
FAST REACTOR
│
▼
NEW SPENT FUEL
│
└────────► further recycle OR final disposal
IMPORTANT:
Closed cycle ≠ zero waste.
Closed cycle = more fuel-cycle infrastructure + different final waste.ONERE DI LICENZA
Tabella 5.26-A — Familiarità con la fisica dei reattori rispetto agli oneri di autorizzazione italiani
| Famiglia tecnologica | esperienza storica italiana | Esperienza normativa europea | È necessaria una nuova competenza specialistica italiana. | Novità relativa della licenza |
|---|---|---|---|---|
| PWR SMR | Solida familiarità con la storia e la ricerca | Molto esteso | Sistemi passivi e caratteristiche di progettazione specifici per SMR | Inferiore |
| BWR SMR | Esperienza storica italiana BWR | Esteso | Architettura di sicurezza specifica per BWRX | Basso-moderato |
| HTGR | Esperienza limitata in Italia nel settore dei reattori di potenza. | Più limitato | TRISO, grafite, elio, fenomenologia degli incidenti HTGR | Più alto |
| Reattore veloce al sodio | Conoscenza in ambito R&S, nessuna attività commerciale a livello nazionale | Specialista | Chimica del sodio, spettro veloce, HALEU metallico | Alto |
| reattore veloce al piombo | Forte posizionamento italiano in materia di ricerca e sviluppo. | Emergenti | Chimica del piombo, spettro veloce, materiali, combustibili avanzati | Elevato ma con una significativa base di conoscenze interne |
| Fusione | Forte coinvolgimento italiano in ricerca e sviluppo e nell’industria. | Quadro di riferimento per la ricerca e lo sviluppo | Un quadro di licenze/commerciale completamente diverso | Non pertinente al rilascio di licenze di fissione a breve termine |
Nuclitalia ha esplicitamente avviato la sua valutazione concentrandosi sui reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) raffreddati ad acqua , a supporto della conclusione che la familiarità con la tecnologia è rilevante per il percorso a breve termine dell’Italia.
Il rapporto fornito distingue inoltre la familiarità dell’Italia con i reattori ad acqua leggera (LWR) dai requisiti di sviluppo dei sistemi raffreddati a piombo.
SOVRANITÀ TECNOLOGICA CONTRO VELOCITÀ DI IMPLEMENTAZIONE
Tabella 5.27-A — Compromesso strategico
| Percorso | Maturità tecnologica | maturità del combustibile | Posizione italiana in materia di proprietà intellettuale | partecipazione industriale italiana | Probabile onere di apprendimento per l’ente regolatore | Programma carattere |
|---|---|---|---|---|---|---|
| LWR-SMR occidentale straniero | Più alto | Più alto | Inferiore | Potenzialmente alto | Inferiore | Prima |
| Percorso franco-italiano NUWARD | Sviluppo/in fase di sviluppo | Elevata maturità della famiglia di combustibili | Mezzo | Alto | Moderare | Obiettivo ambizioso per la metà degli anni 2030, non garantito. |
| LFR legato all’Italia | Minore maturità commerciale | In fase di sviluppo | Alto | Molto alto | Alto | Dopo |
| HTGR GO | Slancio regolamentare moderato | In fase di sviluppo | Attualmente basso | Attualmente basso | Alto | Dipende dalla maturazione della catena del carburante |
| Reattore veloce di tipo Natrium | Elevato livello di maturità del progetto per un AMR | Sviluppo di HALEU | Bassa proprietà italiana | Collegamento diretto limitato | Alto | Progetto di riferimento in anticipo rispetto all’Italia, ma complesso adattamento italiano |
Interpretazione strategica
MORE DEPLOYMENT MATURITY
◄────────────────────────────────────────────►
Western LWR SMR Italian-led LFR
│ │
│ │
Lower Italian reactor IP Higher Italian reactor IP
Mature fuel chain More complex fuel chain
Lower licensing novelty Higher licensing novelty
Earlier possible FOAK Later credible commercial pathQuesto è il punto cruciale della questione descritta nella fonte: la capacità italiana di realizzare reattori di punta aumenta il potenziale di proprietà intellettuale, ma non deve essere confusa con la certezza della tempistica a breve termine.
REATTORI AD ALTA TEMPERATURA
Tabella 5.28-A — Proposta di valore di HTGR per l’Italia
| Attributo | Implicazioni Xe-100 / HTGR |
|---|---|
| Produzione elettrica | Generazione modulare di energia elettrica |
| Temperatura del processo | Condizioni del vapore LWR superiori a quelle standard |
| Vapore industriale | Potenziale di crescita |
| Idrogeno | Potenzialmente attraente |
| Raffinazione / calore chimico | Applicazione diretta più efficace rispetto ai sistemi LWR convenzionali. |
| Carburante | TRISO con sede ad HALEU |
| Maturità della catena del combustibile | In fase di sviluppo |
| refrigerante | Elio |
| Materiale di moderazione/principale | Grafite |
| Sciupare | Include flussi di rifiuti specifici per grafite/TRISO |
| integrazione industriale italiana | Attualmente limitato rispetto a NUWARD/LFR |
| Miglior caso d’uso italiano | Polo industriale in cui il calore ad alta temperatura ha un valore contrattuale reale |
| Principale rischio del programma | Carburante più novità normativa |
L’attuale accordo di fornitura di combustibile di X-energy identifica circa il 15,5% di HALEU come materia prima per TRISO-X e collega esplicitamente le alte temperature dello Xe-100 alle applicazioni di calore di processo.
Il rapporto originale afferma correttamente che le HTGR dovrebbero essere valutate in base al loro valore di calore industriale piuttosto che solo in base al costo dell’elettricità in €/MWh.
NATRICO — FLESSIBILITÀ DELLA RETE
Tabella 5.29-A — Proposta del sistema Natrium
| Elemento | Interpretazione nucleare convenzionale | Caratteristica specifica del sodio |
|---|---|---|
| Potenza termica del reattore | calore nucleare continuo | Calore continuo del reattore veloce al sodio |
| Uscita elettrica normale | Strettamente legato alla potenza termica del reattore. | Sistema nucleare da ~345 MWe |
| accumulo di energia | Di solito è necessaria una batteria/unità di archiviazione esterna. | Accumulo termico integrato a sali fusi |
| Potenza elettrica di picco | Limitato dall’impianto di reattori/turbine | Può aumentare la potenza erogata fino a circa 500 MWe per diverse ore |
| Interazione del sistema solare | Caricare seguendo / memoria esterna | Il calore nucleare può rimanere più stabile mentre la produzione di elettricità varia |
| Carburante | Possibile utilizzo di uranio a basso arricchimento convenzionale nei reattori ad acqua leggera. | combustibile metallico HALEU |
| Vantaggio principale | Generazione aziendale | Generazione di energia stabile + spostamento di potenza intraday |
| Nuovo rischio principale | — | Integrazione del sistema al sodio + HALEU + accumulo termico |
Il testo fornito identifica correttamente il sistema di accumulo integrato di Natrium come una proposta di rete realmente diversa, ma osserva anche che deve essere confrontato con batterie, impianti idroelettrici a pompaggio e sistemi di inseguimento del carico LWR, anziché essere considerato la soluzione di flessibilità più economica.
AFFIDAMENTO REGOLAMENTARE
Tabella 5.30-A — Cosa può e cosa non può fare una licenza estera per l’Italia
| Le prove normative straniere possono potenzialmente aiutare l’Italia con | Le prove normative straniere non possono sostituire |
|---|---|
| Revisione generica della progettazione del reattore | autorizzazione legale italiana |
| revisione dell’analisi di sicurezza | Caso di sicurezza in un sito italiano |
| Qualificazione dei componenti | Valutazione sismica specifica del sito |
| Metodologia degli incidenti | Analisi idrologica/delle inondazioni |
| Evidenza digitale di strumentazione e controllo | Approvazione italiana in materia di sicurezza informatica |
| Produzione di prove | Autorità di controllo italiana |
| Prove di qualificazione del carburante | Obblighi di salvaguardia italiani/Euratom |
| Metodi del termine sorgente | Processo italiano di pianificazione delle emergenze |
| Codici e standard | Valutazione di impatto ambientale e ambientale (VIA) italiana |
| prove di riferimento operative | licenza operativa italiana |
Schema del testo: corretta interpretazione di “patente passaporto”.
FOREIGN REFERENCE REGULATOR
│
│ safety/design evidence
▼
ITALIAN REGULATOR
│
├── REUSE where justified
├── VERIFY national differences
├── ADD site-specific review
└── RETAIN sovereign decision
│
▼
ITALIAN LICENSING DECISION
NOT:
FOREIGN LICENCE ─────────► AUTOMATIC ITALIAN LICENCELa sezione in questione distingue esplicitamente l’affidamento normativo dal rilascio automatico di una licenza.
La strategia della Commissione europea per il 2026 sostiene le revisioni anticipate congiunte e la cooperazione in materia di regolamentazione, ma non prevede la concessione automatica di licenze reciproche.
OSSERVATORIO STRANIERO DI FOAK
Tabella 5.31-A — Cosa dovrebbe imparare l’Italia prima di impegnarsi
| Programma estero | Tecnologia | Prove che l’Italia dovrebbe estrarre | Decisione italiana influenzata |
|---|---|---|---|
| Darlington | BWRX-300 | Durata effettiva della costruzione; costo effettivo; esecuzione civile modulare; revisione della licenza di esercizio; messa in servizio; disponibilità | Maturità dei reattori SMR raffreddati ad acqua |
| Kemmerer | Sodio | Costruzione del reattore al sodio; disponibilità di HALEU; integrazione dell’accumulo termico; messa in servizio | Fattibilità del reattore veloce/HALEU |
| Long Mott | Xe-100 | Certificazione NRC; impianto di produzione di combustibile TRISO; realizzazione modulare di reattori HTGR; integrazione del calore industriale | vitalità dell’HTGR |
| Palisades/Pioneer | Holtec SMR-300 | Permesso di costruzione; costi; modularizzazione dei reattori PWR; prestazioni della prima costruzione | Maturità Holtec |
| Wylf | Rolls-Royce SMR | Licenze nel Regno Unito; fabbriche di moduli; serializzazione della catena di fornitura; costruzione | Prove di produzione industriale europea |
| Programma principale NUWARD | PWR SMR | Stabilità del progetto; traguardi di licenza; partecipazione industriale europea | Percorso franco-italiano |
| LEANDREA / ALFRED | reattore veloce al piombo | Qualifica dei materiali/combustibili; apprendimento del regolatore; funzionamento del sistema di alimentazione | Percorso strategico EAGLES/newcleo |
Il testo di partenza identifica già Darlington, Kemmerer, Long Mott, Palisades e Wylfa come l’effettivo programma di test all’estero dell’Italia.
SELEZIONE TECNOLOGICA IN DUE FASI
Tabella 5.32-A — Porta 1: schermo di eliminazione
Questo cancello risponde:
Questa tecnologia è idonea per partecipare a gare d’appalto italiane di rilievo?
| Test Gate 1 | Documentazione richiesta | Conseguenza del fallimento |
|---|---|---|
| Compatibilità strategica | Fornitore/giurisdizione compatibile con la politica di sicurezza italiana/UE | Escludere dagli acquisti a breve termine |
| Esperto di riferimento | Documentazione accessibile all’ente regolatore e disponibile per la revisione. | Tieni premuto / rimuovi |
| Sicurezza del carburante | Percorso di approvvigionamento del carburante commerciale o da contratto affidabile | Rimuovere fino al problema |
| Compatibilità del sito | Busta di design compatibile con la famiglia di siti web italiani realistici | Rimuovi per quel sito |
| Compatibilità di raffreddamento | Configurazione di raffreddamento ad acqua/a secco/ibrida fattibile | Rimuovere dal sito interessato |
| Percorso dei rifiuti | Rifiuti/combustibile esaurito tecnicamente gestibili secondo l’architettura italiana. | Tieni premuto / rimuovi |
| Credibilità commerciale | Progetto concreto, coinvolgimento degli enti regolatori e percorso di finanziamento | Conservare come Ricerca e Sviluppo solo se assente |
| Informativa del fornitore | Dati sufficienti sulla progettazione e sul ciclo di vita | Nessuna licenza italiana |
| Sicurezza/cyber | Modello di fornitore sostenibile a lungo termine | Trattenere / rifiutare |
| Compatibilità UE/Euratom | Nessuna incompatibilità fondamentale tra diritto e geopolitica | Rimuovere |
Il materiale originale identifica la compatibilità strategica, il riferimento normativo, la sicurezza del carburante, la compatibilità del sito, la credibilità commerciale e il percorso di smaltimento dei rifiuti come test di prima fase.
Tabella 5.32-B — Porta 2: confronto delle tecnologie sopravvissute
Questo cancello risponde:
Quale dei sistemi ancora in funzione si adatta meglio allo specifico programma italiano in esame?
| dimensione di confronto | Unità richiesta |
|---|---|
| Requisito di capitale totale FOAK | miliardi di euro / ambito definito |
| Costo del pernottamento | €/kW |
| Requisiti di finanziamento | Costo del capitale / meccanismo di sostegno |
| Prove costruttive | Traguardi effettivamente raggiunti |
| prove commerciali di prima potenza | Unità operative / stato di messa in servizio |
| Contenuto industriale qualificato italiano | % del valore di approvvigionamento definito |
| Contenuti strategici italiani | Proprietà del reattore/combustibile/IP/sistema |
| Flessibilità della griglia | Capacità di rampa/carico in movimento/stoccaggio |
| prelievo idrico | m³/MWh |
| consumo di acqua | m³/MWh |
| Processo di riscaldamento | MWth + temperatura |
| Dipendenza dal carburante | Numero di fornitori / giurisdizioni |
| Sciupare | kg o m³/TWh per classe |
| Carburante esaurito | massa/TWh + caratteristiche termiche |
| onere della formazione degli operatori | Anni / discipline specialistiche |
| onere della revisione normativa | Documentazione di riferimento disponibile |
| La prima operazione italiana credibile | Fascia di scenario, non promessa del fornitore |
Il rapporto originale identifica correttamente i criteri della Fase 2: costi, evidenze costruttive, contenuto italiano, flessibilità della rete, acqua, calore industriale, dipendenza dal ciclo del combustibile, rifiuti e tempistiche.
SCHERMATA DI PRONTEZZA
Tabella 5.33-A — Portafoglio italiano di monitoraggio tecnologico
| Portfolio | Programmi | Cosa significa la categoria |
|---|---|---|
| Candidati per la due diligence completa a breve termine | BWRX-300; Holtec SMR-300; Rolls-Royce SMR se l’output è accettabile; NuScale se FOAK credibile riemerge | Livello di maturità sufficiente a giustificare una dettagliata analisi tecnico-economica italiana. |
| Strategicamente importante: necessita di ulteriore maturazione. | AP300; NUWARD; Xe-100 | Tecnologie avanzate, ma sono necessarie ulteriori prove di licenza/implementazione prima di un impegno irreversibile. |
| Percorso strategico per reattori avanzati | newcleo LFR-AS-200; EAGLES-300; Natrium | Tecnologie strategiche importanti; l’implementazione in Italia comporta una novità tecnologica/di carburante/di licenza sostanzialmente maggiore |
| Riferimento/parametro internazionale | ACP100; HTR-PM; KLT-40S/RITM | Pregevoli riscontri operativi/costruttivi, ma scarsa compatibilità con le attuali condizioni strategiche di appalto italiane. |
Questa classificazione segue la logica di prontezza del rapporto fornito.
Importante: l’inserimento di Natrium nella categoria avanzata non implica una bassa maturità costruttiva; riflette piuttosto la più ampia transizione tecnologica e dei sistemi di alimentazione richiesta a livello italiano. Il testo fornito chiarisce esplicitamente questa distinzione.
CONFRONTO MULTIOBIETTIVO
Tabella 5.34-A — Perché la sola maturità non può determinare la scelta tecnologica dell’Italia
| Design / famiglia | Prove costruttive | integrazione industriale italiana | Mantenere la semplicità | Proprietà tecnologica italiana | Problema principale irrisolto |
|---|---|---|---|---|---|
| BWRX-300 | Le prove più solide a sostegno della costruzione di un SMR occidentale | Medio / richiede un accordo di localizzazione del fornitore | Alto | Basso-medio | Costi commerciali/FOAK e termini di localizzazione |
| Holtec SMR-300 | In fase di sviluppo | Mezzo | Alto | Basso | Prima costruzione commerciale |
| AP300 | Nessun AP300 FOAK ancora disponibile | Medio-alto a causa di Westinghouse Electric Italy | Alto | Basso | Documentazione specifica relativa alla licenza/costruzione AP300 |
| NUWARD | Nessun FOAK ancora | Molto alto | Alto | Mediazione attraverso la partnership europea | Maturità della progettazione/licenza |
| Xe-100 | Programma normativo avanzato | Attualmente basso | Basso a causa di HALEU/TRISO | Basso | Fornitura di carburante + prima costruzione |
| Sodio | Costruzione effettiva | Collegamento specifico per l’Italiano | Basso a causa di HALEU | Basso | HALEU + sodio/licenza avanzata |
| newcleo LFR | Pre-commercial | Molto alto | Complesso MOX | Alto | Sequenza del ciclo del combustibile e del dimostratore |
| EAGLES-300 | Pre-commercial | Massima partecipazione istituzionale italiana | Percorso del carburante avanzato | Alto | Dimostratori + precedenti in materia di licenze |
Interpretazione strategica
ITALIAN INDUSTRIAL / TECHNOLOGY CONTROL
HIGH
▲
│
EAGLES / newcleo│
│
NUWARD │
│
LOW DEPLOYMENT ────────────────────┼──────────────── HIGH DEPLOYMENT
MATURITY │ MATURITY
│ BWRX-300
│
│ Natrium*
│
▼
LOW
ITALIAN TECHNOLOGY CONTROL
* Natrium has strong construction maturity,
but weak Italian ownership and high fuel/licensing novelty.
Questo schema testuale è volutamente qualitativo e non dovrebbe essere convertito in coordinate numeriche senza una metodologia di punteggio separata.
Il materiale di origine stesso afferma che il livello di maturità del modello BWRX non implica automaticamente il predominio del contenuto locale, del finanziamento, della cogenerazione, della gestione dei rifiuti o del controllo industriale, e lo contrappone ai modelli NUWARD e EAGLES.
TABELLA “NON ESAGERARE” SPECIFICA PER LA PROGETTAZIONE
Tabella 5.34-B — Affermazioni che i documenti governativi dovrebbero evitare
| Progetto | Formulazione errata/esagerata | Formulazione difendibile |
|---|---|---|
| BWRX-300 | “L’Italia dovrebbe scegliere BWRX perché è il più maturo.” | Attualmente BWRX vanta le prove più solide in termini di costruzione di SMR (Supermineral Reactor) nella regione occidentale degli Stati Uniti, ma la scelta della tecnologia dipende anche da criteri industriali, economici, di ubicazione e di combustibile. |
| NUWARD | “NUWARD sarà operativa in Italia nel 2035.” | Il programma industriale franco-italiano prevede l’obiettivo di realizzare i primi impianti intorno al 2035; non esiste un calendario di costruzione autorizzato dall’Italia. |
| newcleo | “newcleo è un reattore italiano disponibile.” | newcleo vanta una solida attività di ricerca e sviluppo e un’integrazione industriale in Italia, ma non dispone di un impianto LFR-AS-200 operativo, di una licenza di costruzione o di una catena commerciale MOX a supporto operativo. |
| Aquile | “EAGLES è pronta perché Ansaldo/ENEA è un’azienda italiana.” | La partecipazione italiana è forte, mentre la tecnologia commerciale rimane dipendente dal raggiungimento di traguardi relativi a prototipi dimostrativi e licenze. |
| Sodio | “Natrium ha raggiunto la maturità commerciale perché la costruzione è già iniziata.” | Natrium è entrato nella fase di costruzione, ma la prima operazione, la fornitura di HALEU e le prestazioni in serie devono ancora essere dimostrate. |
| Xe-100 | “Il combustibile Xe-100 è ormai una pratica commerciale di routine.” | Xe-100 richiede circa il 15,5% di HALEU e una fabbricazione specializzata di TRISO, entrambe ancora in fase di industrializzazione. |
| Fusione | “La fusione può sostituire la decisione relativa al SMR.” | La fusione rappresenta un importante filone parallelo di ricerca e sviluppo/industriale italiano, ma al momento non può sostituire una strategia di implementazione della fissione entro la metà degli anni 2030. |
La fonte fornita mette esplicitamente in guardia dal considerare l’obiettivo di NUWARD per il 2035 come un programma italiano autorizzato e dal descrivere newcleo come disponibile oggi.
CONTESTO INDUSTRIALE DELL’UE
Tabella 5.38-A — Strategia UE per i reattori modulari di piccole dimensioni al 2026 e implicazioni per l’Italia
| azione dell’UE | Perché l’UE lo sta facendo | implicazioni italiane |
|---|---|---|
| dispiegamento della flotta | Le singole misure nazionali una tantum indeboliscono l’economia | L’Italia dovrebbe privilegiare i progetti con un portafoglio ordini credibile in diversi paesi. |
| cooperazione normativa | Le ripetute revisioni nazionali aumentano il ritardo | ISIN dovrebbe riutilizzare le valutazioni estere laddove giustificato |
| Localizzazione della catena di approvvigionamento europea | Evitare un’eccessiva dipendenza dall’estero. | Sfruttare la base produttiva nucleare pesante dell’Italia |
| resilienza del ciclo di alimentazione | Il carburante può diventare una dipendenza critica | La sicurezza dell’approvvigionamento di carburante deve essere valutata in fase di approvvigionamento. |
| Standardizzazione | Necessario per l’economia modulare/di fabbrica | Evitate modifiche eccessive al design italiano. |
| Valli SMR | Concentrare industria e competenze | Potenziale opportunità per i distretti manifatturieri italiani |
| Autonomia strategica | Evitare di sostituire la dipendenza dal gas russo con una nuova dipendenza tecnologica. | Accesso contrattuale a IP, software, carburante e manutenzione |
| Protezione della proprietà intellettuale in Europa | Preservare il valore generato all’interno dell’Europa | Particolarmente rilevante per EAGLES/NUWARD e i fornitori italiani |
| Sandbox regolamentari / revisioni congiunte | Accelerare l’apprendimento precoce | L’Italia può ridurre l’onere normativo del regime FOAK nazionale. |
La strategia della Commissione per il marzo 2026 prevede esplicitamente l’impiego di flotte di veicoli, la cooperazione normativa, le catene di approvvigionamento europee, i servizi per il ciclo del carburante, i distretti produttivi, la protezione della proprietà intellettuale e l’evitamento di nuove dipendenze strategiche.
Il rapporto di base identifica già questi elementi specifici e prevede una possibile diffusione di reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) nell’UE pari a 17-53 GW entro il 2050 .
DIPENDENZA DA TECNOLOGIE IMPORTATE
Tabella 5.39-A — Cosa deve negoziare l’Italia oltre al prezzo del reattore
| Area contrattuale | Rischio in caso di omissione | Protezione italiana obbligatoria |
|---|---|---|
| IP del reattore | Incapacità permanente di apportare modifiche in autonomia | Licenza definita e accesso tecnico |
| Localizzazione della produzione | L’industria nazionale è limitata a lavori a basso valore aggiunto. | Piano di localizzazione componente per componente |
| Carburante | Dipendenza da un’unica fonte | strategia di approvvigionamento diversificata a lungo termine |
| Pezzi di ricambio | Monopolio del fornitore | Ricambi strategici e qualificazione alternativa |
| Software | Blocco digitale di lunga durata | Supporto per l’intero ciclo di vita, applicazione di patch e disposizioni di accesso |
| Assistenza informatica | Dipendenza dall’estero nei sistemi critici | Accesso remoto controllato e supervisione sovrana |
| Manutenzione | Dipendenza dal fornitore | Trasferimento e certificazione della forza lavoro italiana |
| Modifiche ingegneristiche | esposizione ai costi/tempi | Diritti di controllo delle modifiche definiti |
| Dati di smantellamento | Dipendenza dal ciclo di vita futuro | Documentazione tecnica completa e dati di configurazione |
| Formazione | Affidamento permanente dell’operatore straniero | Trasferimento strutturato delle conoscenze |
| diritti di esportazione | Limita la crescita della filiera produttiva italiana | Diritti di produzione europei/globali definiti |
Principio fondamentale degli appalti
DO NOT NEGOTIATE ONLY:
REACTOR PRICE
│
▼
€ / PROJECT
NEGOTIATE THE FULL LIFECYCLE:
DESIGN/IP
│
LICENSING DATA
│
LOCALISATION
│
FUEL
│
SOFTWARE / CYBER
│
SPARES
│
MAINTENANCE
│
TRAINING
│
WASTE / DECOMMISSIONING DATA
│
▼
60–80 YEAR SOVEREIGN DEPENDENCY PROFILEIl documento caricato identifica esplicitamente la localizzazione, l’accesso alla proprietà intellettuale, i diritti di manutenzione, i pezzi di ricambio, il combustibile, il software, la sicurezza informatica e la produzione europea come le questioni strategiche che devono accompagnare i negoziati sul prezzo dei reattori.
SCHEMA DECISIONALE PRINCIPALE — SELEZIONE IN BASSO DELLA TECNOLOGIA ITALIANA
Questo è lo schema testuale che consiglierei di convertire in seguito in un’infografica governativa.
┌───────────────────────────────────────────────────────────────┐
│ GLOBAL REACTOR UNIVERSE │
└──────────────────────────────┬────────────────────────────────┘
│
▼
┌─────────────────────────┐
│ GATE 1 — ELIGIBILITY │
└─────────────────────────┘
│
┌───────────────────┼────────────────────┐
│ │ │
▼ ▼ ▼
FUEL SECURE? REFERENCE STRATEGICALLY
REGULATOR? COMPATIBLE?
│ │ │
└───────────────────┼────────────────────┘
│
▼
SITE COMPATIBLE?
│
▼
WASTE PATHWAY?
│
▼
COMMERCIAL DEPLOYMENT CREDIBLE?
│
▼
┌──────────────────────────────┐
│ SURVIVING TECHNOLOGIES │
└──────────────┬───────────────┘
│
▼
┌─────────────────────────┐
│ GATE 2 — COMPARISON │
└─────────────────────────┘
│
┌─────────────┬──────────┼───────────┬─────────────┐
▼ ▼ ▼ ▼ ▼
FOAK COST CONSTRUCTION ITALIAN FUEL / SITE /
EVIDENCE CONTENT WASTE WATER
│ │ │ │ │
└─────────────┴──────────┼───────────┴─────────────┘
│
▼
GRID FLEXIBILITY
│
▼
INDUSTRIAL HEAT
│
▼
LICENSING BURDEN
│
▼
SCHEDULE
│
▼
┌────────────────────────────────┐
│ ITALIAN LEAD DESIGN + BACKUP │
└────────────────────────────────┘SCHEMA DI DECISIONE DEL CARBURANTE PRINCIPALE
REACTOR SHORTLIST
│
┌────────────────────┼──────────────────────┐
│ │ │
▼ ▼ ▼
CONVENTIONAL HALEU MOX /
LEU CLOSED CYCLE
│ │ │
▼ ▼ ▼
Mature Western fuel New enrichment + Reprocessing /
infrastructure fabrication chain recycling chain
│ │ │
▼ ▼ ▼
Lower near-term fuel Higher deployment Higher institutional
technology novelty risk complexity
│ │ │
▼ ▼ ▼
PWR/BWR SMR pathway Xe-100 / Natrium newcleo / fast-reactor
│ │ sovereignty pathway
└────────────────────┼──────────────────────┘
│
▼
ITALIAN STRATEGIC CHOICE
│
┌───────────────────────┼────────────────────────┐
▼ ▼ ▼
EARLIER FOAK ADVANCED TECHNOLOGY GREATER ITALIAN
COMPATIBILITY CAPABILITY FUEL-CYCLE ROLE
TABELLA PRINCIPALE DEGLI APPALTI PUBBLICI
Tabella 5.39-B — Prove richieste prima dell’impegno irreversibile in Italia
| Elemento decisionale | Prove minime accettabili | Se assente |
|---|---|---|
| Progettazione del reattore | Linea di riferimento stabile | Rimanere nella fase di monitoraggio tecnologico |
| Regolamentazione estera | Prove sostanziali di revisione della sicurezza | Non iniziare il processo di rilascio della licenza italiana completa |
| Progetto di riferimento | Programma di costruzione o programma di costruzione in fase avanzata (quasi completato) | Applicare una contingenza FOAK più elevata |
| Carburante | Catena completa del carburante retrattile | Nessun impegno irreversibile nel progetto |
| ANDARE VIA | Percorso di arricchimento + deconversione + fabbricazione | Mantenere il dispiegamento del reattore avanzato |
| PRESTO | Percorso di riprocessamento/approvvigionamento dei materiali + fabbricazione + salvaguardie | Trattare il ciclo del combustibile come un megaprogetto separato. |
| Sito italiano | Sopravvive a sismi, acqua, griglia, schermo ambientale | Nessun progetto |
| Sciupare | Percorso di smaltimento del ciclo di vita quantificato | Nessuna decisione definitiva di investimento. |
| Contenuto industriale | Pacchetti di lavoro denominati e qualificati | Non pubblicare percentuali di localizzazione non supportate da prove. |
| Regolatore | Accesso al personale e alla revisione delle referenze | Non accettare il programma di licenza completo |
| Finanza | Allocazione del rischio bancabile | No FID |
| IP del fornitore | Accesso al ciclo di vita contrattualizzato | Rivalutare la dipendenza strategica |
| Informatica/software | Supporto a lungo termine e accesso controllato | Nessuna approvazione definitiva dell’architettura digitale |
| Operatore | Programma di formazione/riferimento | Nessun percorso di messa in servizio/carico del combustibile |
| Prove FOAK straniere | Set di dati attualmente monitorato | Ricalibrare i parametri di riferimento in base all’evoluzione delle evidenze. |
Sintesi analitica finale
Il problema tecnologico può essere ricondotto a un’unica catena decisionale governativa:
FUEL
↓
determines part of the
↓
SUPPLY-CHAIN DEPENDENCE
↓
which affects
↓
LICENSING + SECURITY + WASTE COMPLEXITY
↓
which affects
↓
DEPLOYMENT DATE + FINANCING RISK
↓
which must be balanced against
↓
ITALIAN INDUSTRIAL / TECHNOLOGY SOVEREIGNTYPer l’Italia, quindi, le principali famiglie strategiche rimangono:
| Famiglia strategica | Beneficio principale | Costo principale |
|---|---|---|
| Reattore LWR-SMR occidentale convenzionale | Compatibilità con implementazioni precedenti e infrastrutture di carburante mature | Maggiore dipendenza da reattori/combustibili/polimeri esteri |
| reattore avanzato HALEU | Prestazioni avanzate / calore industriale / potenziale di flessibilità | La catena del carburante rimane un esplicito collo di bottiglia strategico |
| reattore veloce di piombo collegato all’Italia | Maggiore proprietà tecnologica italiana | Programmazione successiva, dimostratori e sviluppo di cicli di carburante complessi |
| reattori di riferimento esteri non occidentali | Prove operative utili | Compatibilità limitata degli attuali approvvigionamenti a causa della dipendenza strategica/dai fornitori. |
| Fusione | Elevato valore scientifico/industriale italiano a lungo termine | Non sostituisce l’approvvigionamento di energia da fissione previsto per gli anni 2030. |
La conclusione del governo centrale dovrebbe pertanto essere espressa come segue:
Il combustibile non è una voce di approvvigionamento ausiliaria. È uno dei principali fattori determinanti per la dispiegabilità del reattore, l’autonomia strategica, gli oneri normativi, l’architettura dei rifiuti e la tempistica commerciale.
Ecco perché la selezione finale italiana dovrebbe iniziare chiedendo:
“Su quale sistema completo di reattori e combustibile nucleare è disposta a fare affidamento l’Italia per i prossimi 60-80 anni?”
piuttosto che:
“Quale reattore ha la potenza nominale più interessante?”
5.40 La data di consegna della prima unità deve essere espressa come intervalli di confidenza, non come promesse del fornitore.
| Progetto | Obiettivo/riferimento per la prima unità pubblica | Affidabilità del rapporto |
|---|---|---|
| ACP100 | Obiettivo 2026; pre-commissioning al termine | HIGH ritiene che il progetto sia in fase avanzata; la data di commercializzazione non è ancora stata confermata |
| BWRX-300 | Darlington fine 2030 | MEDIO-ALTO |
| Holtec SMR-300 | primi anni 2030 | MEDIO-BASSO |
| Xe-100 | Programma dimostrativo statunitense per la fine degli anni 2020 e l’inizio degli anni 2030. | MEDIO-BASSO |
| Sodio | costruzione in corso; funzionamento soggetto a futura licenza/carburante | MEDIO |
| Rolls-Royce | Wylfa degli anni 2030 | MEDIO |
| NUWARD | Anni 2030 / Obiettivo industriale 2035 | BASSO-MEDIO |
| AP300 | ambizioni dei fornitori per l’inizio/metà degli anni 2030 | BASSO-MEDIO |
| newcleo LFR-AS-200 | ambizioni dei fornitori per i primi anni 2030 | BASSO |
| EAGLES-300 | Obiettivo commerciale 2039 | MEDIO-BASSO |
| NuScale US460 | nessuna data di costruzione di riferimento attuale | BASSO per programma |
Questi termini di confidenza sono di natura analitica, non predittiva.
5.41 Matrice italiana del contenuto industriale
| Progetto | Collegamento industriale italiano immediato | Potenziale profondità dei contenuti locali |
|---|---|---|
| NUWARD | Molto alto — esplicitamente 2026 consorzio italiano | Alto |
| EAGLES-300 | Molto alto — Ansaldo + partner principali dell’ENEA | Molto alto se il programma ha successo |
| newcleo LFR-AS-200 | Elevatissimo livello di ricerca e sviluppo/ingegneria italiana | Elevato ma dipendente dalla tecnologia |
| AP300 | Attività di Westinghouse Electric Italy | Medio-alto |
| BWRX-300 | Non è stato individuato alcun accordo specifico con l’Italia. | Medio-alto tecnicamente |
| Holtec SMR-300 | Non è stato individuato alcun importante programma formale italiano | Mezzo |
| Rolls-Royce SMR | Opportunità per la catena di approvvigionamento europea | Mezzo |
| NuScale | Lavori tecnici storici di Ansaldo | Mezzo |
| Xe-100 | Collegamento italiano minimo attualmente disponibile | Basso-medio |
| Sodio | Collegamento minimo attuale al programma di reattori italiano | Basso-medio |
I potenziali contenuti locali non corrispondono necessariamente ai contenuti contrattuali attuali.
5.42 Matrice di sicurezza del carburante
| Progetto | Categoria di carburante | rischio di approvvigionamento italiano/UE |
|---|---|---|
| BWRX-300 | Combustibile convenzionale LEU per BWR | Basso-medio |
| Holtec SMR-300 | Reattori convenzionali a basso arricchimento di uranio | Basso-medio |
| AP300 | Reattori convenzionali a basso arricchimento di uranio | Basso-medio |
| Rolls-Royce | Reattori convenzionali a basso arricchimento di uranio | Basso-medio |
| NUWARD | Combustibile PWR convenzionale compatibile con EDF | Basso-medio |
| NuScale | LEU convenzionale | Basso-medio |
| Xe-100 | HALLEU TRISUS | Alto |
| Sodio | HALEU metal | Alto |
| newcleo | combustibile per reattori veloci MOX | Elevato / dipendente dalle infrastrutture |
| Aquile | combustibile avanzato per reattori veloci | Elevato fino alla definizione della catena di qualificazione |
“Basso-medio” non significa sovranità energetica.
L’Italia non dispone di una filiera commerciale completa per la distribuzione di carburanti a livello nazionale.
Ciò significa che la catena di approvvigionamento internazionale occidentale esiste già su scala commerciale.
5.43 Le conseguenze in termini di rifiuti non possono essere ridotte a “I SMR producono meno rifiuti”
I reattori più piccoli generalmente producono meno rifiuti totali per unità perché producono meno elettricità.
Ciò non dimostra una minore produzione di rifiuti per MWh .
I reattori avanzati possono creare diversi tipi di:
- Composizione del combustibile esaurito;
- modalità di attivazione;
- scarti di grafite;
- rifiuti contaminati da metalli/sodio;
- Problemi relativi alla gestione dei lead.
Pertanto, il confronto dei rifiuti deve essere specifico per tecnologia.
Il capitolo 6 esegue tale analisi.
5.44 Le implicazioni relative al raffreddamento e al sito differiscono sostanzialmente
Reattori modulari di piccole dimensioni (LWR-SMR)
Richiedono una notevole dissipazione del calore a basse temperature.
Riguarda:
- Trino;
- Caorso;
- aree dismesse costiere.
HTGR
Il funzionamento a temperature più elevate può migliorare l’utilizzo del calore industriale, ma richiede comunque un’efficace dissipazione del calore.
Reattore veloce al sodio
Il sodio separa il reattore dal ciclo di potenza attraverso sistemi intermedi e di stoccaggio.
reattore veloce al piombo
L’elevata temperatura di ebollizione e la bassa pressione primaria semplificano alcuni fenomeni incidentali, ma introducono problematiche chimiche e materiali metallici liquidi complessi.
La scelta della tecnologia modifica quindi la classificazione dei siti del Capitolo 3.
Il sito e il reattore devono essere selezionati in modo iterativo.
5.45 Implicazioni per la formazione degli operatori
Il BWRX-300 richiede all’Italia di ricostruire le competenze nel settore dei reattori BWR.
La scelta di un sistema Holtec/AP300/NUWARD/Rolls-Royce/NuScale richiede competenze specifiche nel settore dei reattori ad acqua pulsata (PWR).
Un LFR richiede una cultura operativa sostanzialmente nuova, incentrata su:
- metallo liquido;
- chimica;
- sistemi di trasferimento del calore;
- Fisica dei neutroni veloci.
Un HTGR richiede:
- TRISO;
- sistemi a elio;
- Competenza nei nuclei di grafite.
Questo aspetto dovrebbe essere incluso nel punteggio tecnologico perché la formazione degli operatori inizia anni prima della messa in funzione.
5.46 Il vendor lock-in deve essere valutato esplicitamente
Un programma nucleare crea decenni di dipendenza da:
- carburante;
- ingegneria proprietaria;
- software;
- componenti di ricambio;
- conoscenza del titolare della licenza;
- manutenzione.
Il fornitore FOAK più economico può quindi rivelarsi il partner più costoso del ciclo di vita.
La gara d’appalto nazionale dovrebbe richiedere la divulgazione di:
- Accesso IP;
- diritti sul codice sorgente digitale;
- diritti di localizzazione;
- diritti sui pezzi di ricambio;
- alternative per i fornitori di carburante;
- termini di supporto tecnico a lungo termine.
5.47 Una selezione interna italiana credibile non dovrebbe contenere venti tecnologie
Uno schermo tecnologico sovrano può essere ampio.
Un processo di approvvigionamento non può.
Quando il primo FOAK italiano entrerà nella fase formale di pre-autorizzazione, l’Italia dovrebbe aver ridotto il numero di potenziali produttori a circa:
- 2-3 progetti a breve termine con raffreddamento ad acqua ;
- 1 percorso strategico per reattori avanzati .
Qualsiasi cosa di dimensioni maggiori si disperderebbe:
- risorse di regolamentazione;
- ingegneria;
- studi sul sito;
- negoziazione con i fornitori;
- qualifica industriale.
5.48 Struttura della lista ristretta LWR a breve termine: non una classifica
Le famiglie plausibili raffreddate ad acqua per una completa due diligence italiana sono:
percorso BWR
BWRX-300
Vantaggio principale: documentazione probatoria della costruzione.
Percorso US PWR
Holtec SMR-300 / AP300 / NuScale
Diversi equilibri tra maturità normativa e maturità del progetto.
Percorso europeo dei reattori ad acqua polarizzata
NUWARD / Rolls-Royce SMR
Diversi equilibri tra integrazione industriale italiana e maturità del design.
Lo Stato non dovrebbe scegliere un vincitore prima di aver ricevuto dati comparabili:
- progetto;
- SPESE IN CAPITALE;
- carburante;
- localizzazione;
- sciupare;
- programma la prova.
5.49 Tracciato del reattore avanzato
L’Italia possiede tre famiglie di tecnologie avanzate che meritano di essere mantenute in un’analisi attiva:
Mostrare velocemente
- newcleo;
- Aquile.
Sodio veloce
- Il sodio come punto di riferimento internazionale.
HTGR
- Xe-100 come riferimento per il calore industriale.
Questo permette di cogliere la maggior parte degli insegnamenti strategici senza tentare di acquisire la licenza di ogni concetto globale.
5.50 Interruttori di sicurezza per gli acquisti
Un progetto non deve procedere all’impegno FOAK italiano se una qualsiasi delle seguenti questioni rimane irrisolta:
- nessun ente regolatore di riferimento credibile;
- nessuna via di approvvigionamento del carburante;
- nessun percorso per combustibile esaurito/rifiuti;
- nessun modello di finanziamento;
- Il fornitore rifiuta una localizzazione europea/italiana significativa;
- nessun sito è in grado di soddisfare i requisiti di raffreddamento/resistenza ai rischi;
- Le modifiche alla progettazione in termini di sicurezza rimangono eccessive;
- Il riferimento FOAK presenta delle lacune sostanziali senza alcuna spiegazione;
- L’ente regolatore non può fornire il personale necessario per la revisione del progetto;
- La formazione degli operatori non può rispettare i tempi previsti per la messa in servizio.
Questi criteri sono più utili delle etichette di marketing come “Gen III+” o “Gen IV”.
5.51 Implicazioni per lo scenario italiano più precoce 2034-2036
Affinché l’Italia possa produrre le prime energie rinnovabili tramite fissione elettrica entro il 2034-36, è necessario che si verifichino contemporaneamente diverse condizioni.
Il progetto dovrebbe essere:
- sostanzialmente maturo entro il 2027-2028;
- Con licenza di riferimento all’estero;
- supportato da un FOAK attivo;
- sufficientemente convenzionale per un’accelerata dipendenza dalla normativa italiana;
- sicurezza energetica;
- selezionato presto.
È difficile conciliare questa situazione con un reattore che non ha ancora ottenuto le autorizzazioni sostanziali.
Pertanto, la programmazione più anticipata favorisce strutturalmente:
un progetto di riferimento maturo per un reattore LWR-SMR occidentale.
Dal punto di vista strutturale non favorisce un evento unico nel suo genere nella quarta generazione.
Si tratta di una conclusione relativa alla pianificazione, non di una raccomandazione tecnologica.
5.52 Implicazioni per lo scenario centrale 2037-2040
Il programma centrale 2037-40 prevede maggiore spazio per:
- Apprendimento delle tecniche di costruzione BWRX;
- Sviluppo Holtec;
- Certificazione AP300;
- Livello di maturità del progetto NUWARD;
- Progressi di Wylfa;
- Esperienza di costruzione con Xe-100.
Potrebbe inoltre consentire dimostrazioni limitate di reattori avanzati per fornire informazioni utili a una decisione sulla seconda ondata.
Ecco perché la fascia di programma centrale del Capitolo 9 è sostanzialmente più credibile rispetto all’ipotesi del 2033-34.
5.53 Implicazioni oltre il 2040
Dopo il 2040, il panorama tecnologico potrebbe essere sostanzialmente diverso.
A quel punto l’Italia potrebbe avere prove da:
- più unità BWRX;
- Wylf;
- Holtec;
- Sodio;
- Xe-100;
- LEANDREA;
- ALFREDO;
- forse EAGLES/newcleo.
A quel punto, le motivazioni strategiche a favore dei reattori avanzati potrebbero essere molto più solide di quanto non lo siano oggi.
L’errore sarebbe quello di forzare una tesi tecnologica del 2040 in una decisione di acquisto del 2027.
5.54 Valutazione complessiva della tecnologia
Il settore globale dei SMR (recipienti modulari di piccole dimensioni) è entrato in una nuova fase.
Non è più corretto affermare che tutti i reattori SMR siano reattori di carta.
È altrettanto inesatto affermare che la tecnologia SMR abbia già dimostrato la fattibilità di flotte a basso costo e prodotte in serie.
Dati aggiornati al 26 settembre 2026:
- La Russia ha un sistema commerciale di serbatoi modulari di piccole dimensioni galleggianti;
- La Cina ha avviato le operazioni commerciali del sistema HTR-PM e ha avviato le operazioni di avvicinamento dell’ACP100;
- Il Canada sta fisicamente costruendo il BWRX-300;
- Gli Stati Uniti stanno costruendo il Natrium e stanno valutando i progetti di implementazione dello Xe-100/Holtec;
- Il Regno Unito si è impegnato ad acquistare i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) della Rolls-Royce per il cantiere di Wylfa;
- La Francia ha riprogettato NUWARD basandosi su componenti PWR più consolidati;
- L’Italia è profondamente coinvolta in due programmi per la costruzione di reattori nucleari ad alte prestazioni, ma nessuno dei due è attualmente commercialmente utilizzabile.
La scelta pratica italiana non è quindi tra “vecchio nucleare” e “nuovo nucleare”.
Si colloca tra diversi livelli di novità tecnologica .
Novità più bassa
Reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) convenzionali raffreddati ad acqua a uranio leggero (LEU):
- BWRX-300;
- Holtec SMR-300;
- AP300;
- NUWARD;
- Rolls-Royce;
- NuScale.
Novità intermedia
Gas ad alta temperatura:
- Xe-100.
Alta novità
Reattori veloci:
- Sodio;
- newcleo;
- Aquile.
Una maggiore novità può fornire:
- temperature più elevate;
- migliore utilizzo del carburante;
- diverse strategie di gestione dei rifiuti;
- maggiore sovranità tecnologica.
Produce inoltre:
- Licenze più rigide;
- più difficile approvvigionamento di carburante;
- prove operative inferiori;
- maggiore rischio di FOAK.
La conclusione più importante è dunque di natura metodologica:
L’Italia non dovrebbe scegliere un reattore basandosi solo sulla capacità nominale o sulla produzione di energia. Dovrebbe invece scegliere un sistema nucleare completo, composto da reattore + combustibile + regolatore di riferimento + catena di approvvigionamento + percorso di smaltimento dei rifiuti + sito + gestore + finanziamento.
Un reattore da 300 MWe senza combustibile sicuro non è una tecnologia praticabile.
Un reattore avanzato da 200 MWe a guida italiana, privo di un dimostratore operativo, non è equivalente a un reattore FOAK canadese da 300 MWe già in costruzione.
Un reattore da 470 MWe non diventa inadatto solo perché nei discorsi politici si usa il numero “300 MW”.
E l’approvazione del progetto non equivale al completamento di una centrale elettrica.
Per il primo programma italiano, la maturità tecnologica dovrebbe essere misurata in base al punto più debole della catena di implementazione , non in base alle affermazioni più convincenti del fornitore.
CAPITOLO 5 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
Stato operativo e di implementazione a livello globale
I1 — IAEA, rapporto del 2025 alla Conferenza Generale. Akademik Lomonosov in funzione dal 2020; HTR-PM in funzione da dicembre 2023; stato di sviluppo globale dei SMR.
IAEA — Stato di implementazione della tecnologia nucleare e dei SMR
I2 — Piattaforma SMR dell’IAEA. Progetti operativi e operazioni SMR.
Opuscolo della piattaforma SMR dell’IAEA.
I3 — Sistema informativo avanzato sui reattori dell’IAEA. Database globale per la progettazione e l’implementazione di SMR.
IAEA — ARIS
BWRX-300
I4 — Ontario Power Generation — Progetto SMR di Darlington. Stato di avanzamento dei lavori, licenza di costruzione e domanda di licenza operativa per il 2026.
OPG — Reattore modulare di piccole dimensioni di Darlington
I5 — CNSC — Protocollo di licenza per l’esercizio del nuovo progetto nucleare di Darlington. Valore regolamentare del progetto: 327 MWe; licenza di costruzione rilasciata nell’aprile 2025.
CNSC — Licenza per Darlington BWRX-300.
I6 — GE Vernova Hitachi — Descrizione della tecnologia BWRX-300. 300 MWe, 870 MWth, circolazione naturale, combustibile GNF2.
GE Vernova Hitachi — Tecnologia BWRX-300
I7 — GE Vernova Hitachi — Strategia di carburante e tecnologia collaudata BWRX-300.
GE Vernova — Tecnologia collaudata BWRX-300
I8 — US NRC — Documentazione preliminare di richiesta BWRX-300.
US NRC — BWRX-300
Holtec SMR-300
G1 — Autorità di regolamentazione del Regno Unito, marzo 2026 — Holtec SMR-300 GDA Fase 2.
Governo del Regno Unito — Holtec SMR-300 GDA Fase 2
G2 — Autorità di regolamentazione del Regno Unito — Valutazione dettagliata del reattore Holtec SMR-300. Include l’architettura PWR e l’arricchimento dell’uranio fino al 5%.
Governo del Regno Unito — Valutazione fondamentale del reattore Holtec SMR-300
I9 — US NRC — Applicazione per le unità pioniere 1 e 2.
US NRC — Unità pioniere Palisades SMR-300
I10 — Holtec, marzo 2026 — Programma di implementazione SMR di Palisades.
Holtec — Sviluppo di Pioneer 1 e 2
Westinghouse AP300
I11 — US NRC — Programma di pre-applicazione AP300.
US NRC — Westinghouse AP300
I12 — Westinghouse — Documentazione del prodotto AP300.
Westinghouse — AP300 SMR
NUWARD
I13 — Dati e cifre EDF 2025, pubblicato nell’aprile 2026. Reattore PWR NUWARD riprogettato, fino a 400 MWe, progettazione concettuale e programma di commercializzazione.
EDF — Dati e cifre 2025 / NUWARD
I14 — Documento di registrazione universale EDF 2025. Riprogettazione NUWARD basata su componenti tecnologici collaudati.
EDF — Documento di registrazione universale 2025
I15 — Edison, 25 giugno 2026. Dichiarazione d’intenti EDF/NUWARD/Edison/industria nucleare italiana.
Accordo Edison — europeo per lo sviluppo di reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Rolls-Royce SMR
G3 — Governo del Regno Unito — Stato GDA del reattore SMR di Rolls-Royce. PWR da 470 MWe; Fase 3 della GDA.
Governo del Regno Unito — Valutazioni di nuovi progetti di reattori.
G4 — Richiesta di giustificazione nucleare del Regno Unito — Combustibile per SMR di Rolls-Royce. UO₂, arricchimento massimo 4,95%.
Governo del Regno Unito — Richiesta per SMR di Rolls-Royce.
I16 – Rolls-Royce SMR, 13 aprile 2026 – Contratto Wylfa.
Rolls-Royce SMR – Programma Wylfa a tre unità
I17 — Rolls-Royce SMR, 27 maggio 2026 — catena di fornitura per isole nucleari.
Rolls-Royce SMR — Accordi con i fornitori per isole nucleari
NuScale
I18 — US NRC — Approvazione del progetto standard US460. Sei moduli da 77 MWe, per un totale di 462 MWe.
US NRC — NuScale US460
I19 — US NRC, 29 maggio 2025 — Annuncio di approvazione dell’US460.
US NRC — Approvazione del progetto NuScale US460
I20 — US NRC — Progetto di energia a zero emissioni di carbonio terminato.
US NRC — Terminazione del CFPP
Xe-100
I21 — US NRC — Revisione del permesso di costruzione per Long Mott Xe-100.
US NRC — Long Mott Xe-100
I22 — US NRC — Udienza obbligatoria di settembre 2026.
US NRC — Udienza obbligatoria di Long Mott
I23 — X-energy/Centrus, 6 agosto 2026 — Accordo di fornitura HALEU. Arricchimento del combustibile Xe-100 pari a circa il 15,5%.
X-energy — Accordo sul combustibile HALEU.
Sodio
I24 — US NRC, marzo 2026 — Permesso di costruzione per un impianto di produzione di sodio.
US NRC — Approvazione per la costruzione di un impianto di produzione di sodio
I25 — US NRC — Progettazione e combustibile al sodio. Reattore veloce al sodio da 345 MWe con combustibile metallico HALEU.
US NRC — Reattore al sodio
I26 — TerraPower, aprile 2026 — inizio della costruzione nucleare.
TerraPower — Inizia la costruzione di Kemmerer.
G5 — Autorità regolatorie del Regno Unito, giugno 2026 — Natrium entra nella GDA.
Governo del Regno Unito — Valutazione del design generico di Natrium
newcleo e le aquile
I27 — US NRC — newcleo LFR-AS-200. 480 MWth, 200 MWe, reattore veloce raffreddato a piombo, combustibile MOX.
US NRC — newcleo LFR-AS-200
I28 — US NRC — Richiesta preliminare di autorizzazione per la fabbricazione del combustibile MOX di newcleo.
US NRC — Coinvolgimento normativo dell’impianto MOX di newcleo.
G6 — ENEA, 19 febbraio 2026 — Programma EAGLES/newcleo LEANDREA.
ENEA — Cooperazione tra EAGLES e newcleo
I29 — Ansaldo Nucleare — Roadmap commerciale EAGLES-300. Reattore veloce raffreddato a piombo da 300 MWe, obiettivo commerciale 2039.
Ansaldo Energia — Roadmap EAGLES-300
I30 — Ansaldo Nucleare/IAEA NHSI — Pre-licenza internazionale EAGLES.
Ansaldo Energia — Progetto di pre-licenza internazionale EAGLES
Cina, Corea, Russia e Argentina
I31 — Materiale IAEA / CNNC — ACP100/Linglong One. Programma di costruzione e messa in servizio.
Materiale del progetto ACP100 dell’IAEA.
S1 — World Nuclear News, settembre 2026 — Stato di pre-commissioning dell’ACP100.
World Nuclear News — Aggiornamento su Changjiang e Linglong One
I32 — IAEA — Evidenze di funzionamento commerciale dell’HTR-PM.
IAEA — Sviluppo dell’HTR-PM
I33 — KAERI — SMART100. Reattore PWR integrale coreano potenziato da 110 MWe.
KAERI — SMART100
I34 — IAEA — Programma russo KLT-40S/RITM SMR.
IAEA — SMR basati in ambiente marino
G7 — Autorità di regolamentazione nucleare argentina / Rapporto nazionale sulla sicurezza 2025. Prototipo CAREM25 in costruzione.
Argentina — Rapporto nazionale sulla sicurezza nucleare
Politica europea
G8 — Commissione europea, 10 marzo 2026 — Strategia UE per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR). Primi progetti europei previsti per i primi anni 2030: dispiegamento della flotta, localizzazione della catena di approvvigionamento, cooperazione normativa e autonomia strategica.
Commissione europea — Strategia UE per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
G9 — Commissione europea — Portale politico sui piccoli reattori modulari.
Commissione europea — Piccoli reattori modulari
G10 — Commissione europea, COM(2026)117. Strategia dettagliata per SMR/AMR, comprese le tecnologie extra-UE, la catena di approvvigionamento europea e la cooperazione normativa.
Commissione europea — Sviluppo futuro e implementazione degli SMR in Europa
FINE DEL CAPITOLO 5
6.1 Executive finding
Radioactive waste is not a secondary issue to be addressed after Italy chooses a reactor. It is one of the principal programme-enabling conditions for any credible return to nuclear generation.
Italy enters the prospective new-build programme carrying three different liabilities:
- the radioactive waste, spent fuel and nuclear materials inherited from the previous Italian nuclear programme;
- conditioned residues that must return from foreign reprocessing in France and the United Kingdom;
- the future spent fuel, operational waste and decommissioning waste that would be generated by a new fleet.
The country still has no operating National Repository. The proposed repository is a surface facility intended principally for definitive disposal of very-low- and low-level waste and for temporary, not final, storage of higher-activity material. Sogin’s current design envelope is approximately 98,000 m³: around 84,000 m³ of VLLW/LLW for final disposal and around 14,000 m³ of intermediate- and high-level waste for temporary storage. Approximately 60% of the anticipated inventory comes from nuclear operation and decommissioning and 40% from medicine, industry and research.
That repository does not solve the entire Italian back end.
High-level waste, long-lived intermediate-level waste and spent fuel requiring direct disposal need an eventual deep geological disposal route. The IAEA’s ARTEMIS review records that Italy’s 2019 National Programme did not contain a developed geological-disposal plan. A draft 2023 update introduces a dual strategy — maintaining both a possible national repository solution and a possible regional/international solution — but had not been formally approved when reviewed. The ARTEMIS team explicitly recommended that both paths continue in parallel until Italy makes a decision.
Consequently, the central back-end deficiency is not simply:
“Italy has not yet built the National Repository.”
It is broader:
Italy has not yet implemented the surface repository, has not yet returned all foreign reprocessing residues, has not completed legacy decommissioning, and has not established a final geological disposal solution for its long-lived high-activity material.
That distinction matters directly to new build.
Italy historically generated approximately 1,864 tonnes of irradiated fuel from Caorso, Garigliano, Latina and Trino, measured by heavy-metal mass before irradiation. Approximately 99% has been transferred abroad for reprocessing. Around 913 tonnes were handled under earlier ENEL-era contracts; roughly 951 tonnes fall under later arrangements involving France’s ORANO and the United Kingdom’s NDA. About 938 tonnes of the latter amount had already been transferred through 125 shipments, while approximately 13 tonnes associated with the Trino/Garigliano programme remained to be removed from Italy.
Sending fuel abroad did not export Italy’s ultimate liability.
The reprocessing contracts require conditioned residues to return.
France currently holds approximately:
- 15.4 m³ of vitrified high-level residues;
- 47.6 m³ of compacted metallic residues.
In the United Kingdom, a substitution agreement concluded in 2017 replaced larger volumes of low- and intermediate-level reprocessing waste with a smaller radiologically equivalent amount of vitrified high-level waste; the estimated UK inventory is now approximately 20 m³.
These obligations are not theoretical. On 24 September 2026, two days before this report’s cut-off, Sogin awarded Germany’s GNS a contract worth approximately €32 million for five CASTOR HAW28M casks specifically for the return programme for reprocessing residues from La Hague and Sellafield. Each cask is approximately five metres high, 2.5 metres in diameter and weighs about 115 tonnes.
The fiscal exposure is also substantial. An official answer to the Chamber of Deputies on 12 February 2025 reported that Sogin had spent €1.3942 billion since 1999 on reprocessing, transport, management and storage of fuel in France and the United Kingdom. Current foreign management and storage contracts were stated to cost around €5 million per year. The same parliamentary answer clarified that a separate €235.5 million figure appearing in a Court of Auditors table represented future contractual commitments rather than an annual expenditure figure.
For new build, the financial principle is different from the current legacy regime. Since 2023, costs of the historic Italian nuclear programme are funded through the State Budget rather than directly through electricity-user charges, while ARERA continues to determine allowable nuclear costs using economic-efficiency criteria.
The 2026 nuclear delegation instead requires the future framework to impose adequate financial guarantees at the expense of the authorised operator, including potentially one or more dedicated funds covering the lifecycle, decommissioning, radioactive waste and spent-fuel management. The final levy, fund design and allocation between reactor operator, repository, geological disposal and State have not yet been legislated.
The State should therefore reject one of the most persistent claims in the political discussion: that SMRs “solve the waste problem.”
They do not.
Water-cooled SMRs may use well-established LWR fuel and produce familiar waste streams, which can simplify the back end. Other designs introduce HALEU/TRISO fuel, graphite, metallic fast-reactor fuel, sodium systems, lead systems or MOX fuel-cycle requirements. The IAEA itself states that SMRs may generate waste streams different from conventional reactors and that present international operational experience with their waste, spent fuel and decommissioning remains limited.
The correct principle is therefore:
SMR does not mean waste-free, repository-free or geological-disposal-free. Waste consequences must be assessed reactor by reactor and fuel cycle by fuel cycle.
This chapter implements the full waste-cycle analysis required by the programme mandate.
6.2 “Radioactive waste” is not one material
The term scorie nucleari is politically common but technically inadequate.
Italian law distinguishes several waste categories because radioactivity level, radionuclide half-life, heat generation and disposal requirements differ materially.
The current classification derives from the Interministerial Decree of 7 August 2015.
Italian radioactive-waste categories
| Category | Principal characteristics | Typical management route |
|---|---|---|
| VSLW — Very Short Lived Waste | Radionuclides predominantly with half-life below 100 days; can decay to clearance levels within approximately five years | Decay storage followed by conventional management when regulatory clearance is achieved |
| VLLW — Very Low Level Waste | Activity generally ≤100 Bq/g, with alpha contribution ≤10 Bq/g under the current classification | Surface or near-surface engineered disposal where clearance is not reached |
| LLW — Low Level Waste | Short-lived radionuclides ≤5 MBq/g; Ni-59/Ni-63 ≤40 kBq/g; long-lived radionuclides ≤400 Bq/g | Engineered surface/near-surface disposal |
| ILW — Intermediate Level Waste | Above LLW concentration thresholds but without significant heat-generation requirement | Some limited ILW can satisfy surface-disposal radioprotection criteria; long-lived/incompatible ILW requires geological disposal |
| HLW — High Level Waste | Very high activity, significant heat generation and/or high concentrations of long-lived radionuclides | Deep geological disposal |
| Spent nuclear fuel | Irradiated reactor fuel; may be treated as material for reprocessing/reuse or destined to direct disposal | Interim wet/dry storage → reprocessing or deep geological disposal |
This classification has direct infrastructure consequences.
A repository designed for LLW is not automatically suitable for HLW.
An interim store is not a disposal facility.
A transport cask is not a geological repository.
A vitrified residue package is not “disposed” merely because it has been conditioned into a stable waste form.
This distinction is especially important when comparing Italy’s historic programme with a future fleet.
Spent fuel is fuel removed from a reactor after irradiation.
It can follow two broad pathways.
Open fuel cycle
Reactor → spent-fuel pool → dry storage → geological disposal.
In this model, the spent fuel ultimately becomes the waste form requiring geological isolation.
Reprocessing / closed or partially closed fuel cycle
Reactor → cooling → reprocessing → recovery of uranium/plutonium → fabrication/reuse where applicable → conditioned high-level reprocessing residues → geological disposal.
Reprocessing therefore changes the composition and physical form of the final waste.
It does not make the disposal requirement disappear.
Sogin itself explains that reprocessing separates uranium and plutonium from fission products and other residues and that the conditioned residues must ultimately return to Italy.
For government accounting, the correct lifecycle equation is therefore:
spent fuel management ≠ spent fuel disappearance
and
reprocessing ≠ final disposal.
6.4 Italy’s inherited irradiated-fuel inventory
The four commercial Italian power stations generated approximately 1,864 tonnes of irradiated fuel measured as pre-irradiation heavy-metal mass.
| Former NPP | Approximate irradiated-fuel inventory |
|---|---|
| Latina | 1,425.5 t |
| Caorso | 190.4 t |
| Trino | 137 t |
| Garigliano | 111 t |
| Total | ~1,864 t |
Latina dominates the historic total because of the Magnox reactor’s fuel characteristics and long operating history.
The quantity expressed in tonnes should not be compared directly with the much smaller cubic-metre volume of conditioned high-level residues.
The physical volume changes radically during:
- dismantling of fuel assemblies;
- dissolution;
- separation;
- compaction;
- vitrification.
The radiological significance does not disappear simply because the conditioned waste occupies less space.
6.5 Approximately 99% has left Italy for reprocessing — but that does not close the liability
Sogin reports that approximately 99% of the irradiated fuel from the four former power stations has been shipped abroad.
The principal destinations were:
- Eurochemic in Belgium;
- Sellafield in the United Kingdom;
- La Hague in France.
The historic quantities divide broadly into two contractual generations.
Earlier contracts
Approximately 913 tonnes were reprocessed under contracts concluded before Sogin inherited the programme.
The recovered nuclear materials from those contracts have been disposed of or transferred according to the relevant arrangements.
Sogin-era/current contractual programme
Approximately 951 tonnes are associated with the subsequent ORANO/NDA arrangements.
Approximately 938 tonnes had been transferred abroad through around 125 transports.
The transfers included roughly:
- 716 tonnes principally associated with Sellafield;
- 190 tonnes from Caorso to La Hague;
- additional Trino/Avogadro material to La Hague.
Approximately 13 tonnes of fuel associated with Trino and Garigliano remained to complete the programme.
This remaining quantity is small relative to the original inventory but strategically important because completion of fuel removal is a prerequisite for closing several legacy-site decommissioning sequences.
6.6 ITREC’s Elk River fuel is a different legacy problem
The remaining fuel-cycle legacy is not limited to the four former commercial stations.
The ITREC facility at Rotondella contains 64 Elk River fuel elements, together with associated material from the historic research programme.
Rather than shipping this material through the same conventional foreign reprocessing pathway, Sogin’s current programme provides for dry storage in specialised casks, pending eventual transfer to the National Repository’s interim-storage function.
On 25 June 2026, Sogin began the operations required to re-encapsulate the 64 elements and move them into two dry-storage casks already present at ITREC.
The significance is important:
Italy will retain spent-fuel-type material requiring long-term management even after the commercial power-reactor fuel export programme is completed.
Therefore “all Italian spent fuel has been reprocessed abroad” would be factually incorrect.
6.7 Foreign reprocessing: what Italy actually bought
Foreign reprocessing provided Italy with several benefits.
It:
- removed irradiated fuel from ageing domestic storage pools;
- separated reusable uranium and plutonium;
- converted highly active liquid residues into more stable conditioned forms;
- reduced the volume of material requiring return;
- allowed decommissioning to advance at sites that otherwise would retain fuel.
But Italy purchased treatment and interim foreign management, not permanent disposal.
The final high-activity liability remained Italian.
This distinction is embedded both in contractual return obligations and in EU radioactive-waste law.
6.8 French residue inventory
Under the current arrangements with ORANO, Sogin reports that France holds:
| Material | Approximate volume |
|---|---|
| Vitrified high-level residues | 15.4 m³ |
| Residui metallici compattati | 47,6 m³ |
Il materiale vetrificato viene stoccato in strutture dotate di ventilazione forzata per dissipare il calore di decadimento.
I residui metallici compattati vengono conservati in appositi depositi temporanei.
Si tratta di volumi altamente condizionati.
Non si dovrebbero confrontare direttamente con le centinaia di tonnellate di combustibile originali per dedurre che la radioattività sia stata ridotta nella stessa percentuale del volume.
La vetrificazione concentra e immobilizza il materiale radioattivo in una matrice resistente.
Il suo scopo è la manipolazione, lo stoccaggio, il trasporto e l’eventuale smaltimento in sicurezza.
6.9 Inventario dei residui nel Regno Unito e accordo di sostituzione
Il programma del Regno Unito ha seguito un percorso significativamente diverso.
Le attività di riprocessamento originarie hanno generato diverse categorie di residui.
Su incarico del governo italiano, Sogin ha negoziato un accordo di sostituzione/minimizzazione con l’Autorità britannica per lo smantellamento nucleare.
L’accordo è stato concluso il 17 luglio 2017 .
Anziché restituire un volume maggiore di residui di basso e medio livello, il Regno Unito restituisce un volume minore di rifiuti ad alto livello vetrificati e radiologicamente equivalenti .
Si stima che l’inventario risultante nel Regno Unito ammonti a circa 20 m³ di scorie radioattive vetrificate .
Questa soluzione presenta evidenti vantaggi logistici:
- minore volume di resi fisici;
- meno pacchi;
- meno trasporti;
- Operazioni di cancellazione più semplici.
Ma la sostituzione non deve essere erroneamente interpretata come eliminazione degli sprechi.
Il rischio radiologico è stato concentrato in un numero minore di pacchetti ad alta attività .
6.10 L’obbligo di restituzione dei residui è attivo
Una delle prove più consistenti dell’intero capitolo è stata raccolta appena due giorni prima della scadenza per la presentazione del rapporto.
Il 24 settembre 2026 , Sogin ha annunciato l’assegnazione di un contratto alla tedesca GNS per cinque contenitori per rifiuti ad alta attività CASTOR HAW28M .
Valore del contratto:
circa 32 milioni di euro.
Ogni botte ha una capacità approssimativa di:
- 5 metri di altezza;
- 2,5 m di diametro;
- Massa di 115 tonnellate.
Sogin dichiara esplicitamente che l’approvvigionamento rientra nel programma di restituzione dei residui prodotti dal ritrattamento del combustibile italiano a La Hague e Sellafield .
Questo appalto riveste un’importanza strategica.
L’obbligo di restituzione non è un concetto astratto relegato in trattati storici.
L’Italia sta acquistando le attrezzature fisiche necessarie per realizzarlo.
6.11 L’orizzonte temporale del ritorno al 2025 mancato
L’ accordo intergovernativo di Lucca tra Italia e Francia del 24 novembre 2006 stabiliva originariamente una sequenza di azioni che culminava nel 31 dicembre 2025 per il completamento del rientro in Italia dei rifiuti prodotti dagli impianti di ritrattamento francesi. I verbali parlamentari documentano ripetutamente tale scadenza.
Tale scadenza non ha potuto essere rispettata come inizialmente previsto perché l’Italia non disponeva dell’infrastruttura di archiviazione di alto livello/archivio nazionale previsto.
Un verbale della commissione del Senato del luglio 2026 afferma che il governo aveva rinnovato l’accordo con la Francia e che il periodo di stoccaggio francese avrebbe potuto estendersi fino al 2040. La stessa affermazione è stata ripetuta nella documentazione allegata agli atti della seduta del Senato del 23 settembre 2026.
La presente relazione considera l’orizzonte temporale del 2040 con un’importante precisazione probatoria:
È documentato negli atti parlamentari, ma il relativo strumento bilaterale rivisto non è stato reperito autonomamente nella documentazione primaria del trattato governativo utilizzata per questo capitolo.
Perciò:
- L’esistenza di un accordo rivisto/ritardato sul ritorno della Francia è ben supportata dagli atti parlamentari;
- Il 2040 non dovrebbe essere considerato una scadenza contrattuale incondizionata a meno che l’accordo sottostante non venga prodotto e analizzato.
Questo è lo standard probatorio appropriato richiesto dalle autorità governative.
6.12 Lo stoccaggio all’estero comporta già costi fiscali misurabili
La risposta ufficiale del Parlamento del 12 febbraio 2025 è particolarmente utile perché distingue diverse cifre che vengono spesso confuse nel dibattito pubblico.
Sogin reported:
circa 5 milioni di euro all’anno per i contratti di gestione e stoccaggio all’estero allora in vigore.
Ha inoltre riportato le spese cumulative dal 1999 pari a:
1.394,2 milioni di euro
per:
- rielaborazione;
- trasporto;
- gestione;
- magazzinaggio
di carburante in Francia e nel Regno Unito.
La stessa risposta ufficiale spiega che la cifra di 235,5 milioni di euro presente in una tabella della Corte dei Conti non rappresentava una spesa annuale corrente, bensì impegni contrattuali futuri già assunti.
Questa distinzione è importante perché coesistono diversi costi differenti:
- costi storici di rielaborazione;
- trasporto di carburante;
- condizionamento dei residui;
- deposito all’estero;
- trasporto di ritorno futuro;
- botti di ritorno;
- Deposito temporaneo in Italia;
- eventuale smaltimento geologico.
Nessun singolo dato è in grado di quantificare appieno la responsabilità a livello di back-end.
6.13 Il ritardo ha un meccanismo di costi ricorrenti
Ogni anno in cui l’infrastruttura di stoccaggio italiana prevista non è disponibile può generare ulteriori:
- costi di magazzinaggio all’estero;
- costi di gestione dei contratti;
- Riprogrammazione delle botti e del trasporto;
- costi di sicurezza e normativi;
- spese di gestione del progetto.
Ciò non significa che ogni anno di ritardo del National Repository costi esattamente 5 milioni di euro.
La cifra di 5 milioni di euro si riferisce a specifici contratti di gestione/stoccaggio all’estero, stipulati in un determinato momento.
Ma la direzione dell’effetto fiscale è chiara:
Il ritardo nella restituzione dei beni non congela la passività; tende piuttosto a trasferire parte della passività nelle spese di gestione provvisoria in corso.
Per questo motivo, le infrastrutture per la gestione dei rifiuti dovrebbero essere considerate un programma di investimenti nazionali, piuttosto che un semplice obbligo ambientale.
6.14 Il National Repository: cos’è realmente
The planned Deposito Nazionale e Parco Tecnologico — DNPT is a surface facility.
Le sue funzioni principali sono:
smaltimento definitivo
Circa 84.000 m³ di:
- VLLW;
- GIURAMENTO.
Deposito temporaneo
Circa 14.000 m³ di:
- ILW;
- RCP;
- altro materiale in attesa di una futura destinazione finale.
Area di pianificazione totale attuale:
circa 98.000 m³.
L’infrastruttura è inoltre progettata per accogliere i rifiuti prodotti per circa 40 anni dopo la sua entrata in funzione , compresi i rifiuti medici, industriali e di ricerca in continua evoluzione.
Questo orizzonte di pianificazione è importante.
Il progetto attuale è stato sviluppato tenendo conto del programma di sviluppo pregresso dell’Italia e dei continui utilizzi non energetici .
Non si può automaticamente presumere che abbia una capacità sufficiente per una flotta di nuovi reattori da 8-16 GW che si estenda fino alla seconda metà del secolo.
Tale inventario deve essere ricalcolato.
6.15 Il National Repository non è un deposito geologico profondo
Questo punto dovrebbe essere esplicitamente menzionato in ogni briefing governativo.
Il National Repository ha lo scopo di fornire:
Smaltimento finale per rifiuti idonei a bassa attività
più
Stoccaggio temporaneo per materiali ad alta attività e di lunga durata.
Non è il deposito definitivo per tutte le scorie nucleari italiane.
Sogin stesso afferma che il materiale di livello intermedio e alto temporaneamente conservato presso il Deposito Nazionale deve essere successivamente trasferito in un deposito geologico profondo .
La revisione ARTEMIS dell’AIEA giunge alla stessa conclusione a livello di politica nazionale.
Pertanto la frase:
“Una volta costruito il Deposito Nazionale, il problema delle scorie nucleari in Italia sarà risolto”.
è tecnicamente falso.
Una formulazione più accurata è:
Il Deposito Nazionale risolverebbe il problema dello smaltimento centralizzato in superficie dei rifiuti a bassa attività e fornirebbe una soluzione nazionale di stoccaggio temporaneo per i materiali ad alta attività, in attesa che l’Italia sviluppi un percorso di smaltimento geologico.
6.16 Il volume attuale del deposito: 98.000 m³ non è lo stesso dell’inventario odierno.
Il valore di 98.000 m³ rappresenta un intervallo di previsione.
Combina:
- rifiuti già esistenti;
- Si prevede la produzione di ulteriori rifiuti a seguito del proseguimento delle attività di smantellamento;
- rifiuti generati dalla medicina, dall’industria e dalla ricerca;
- Si prevede la produzione di nuovi rifiuti nell’arco temporale di pianificazione del deposito.
Non si dovrebbe descrivere la situazione come quella di 98.000 m³ di rifiuti già presenti oggi in depositi temporanei.
L’inventario Sogin più recente, categoria per categoria, completamente verificato nelle prove utilizzate per questo capitolo, è quello del 31 dicembre 2024 .
Sogin ha segnalato circa 15.892 m³ di rifiuti radioattivi nel suo inventario gestito, comprendente sia imballaggi finali condizionati che materiale che necessita ancora di trattamento/condizionamento. La composizione segnalata era approssimativamente la seguente:
| Categoria | Sogin inventory at 31 Dec 2024 |
|---|---|
| VSLW | ~10 m³ |
| VLLW | ~10.079 m³ |
| GIURAMENTO | ~3.526 m³ |
| ILW | ~2.250 m³ |
| Rifiuti radioattivi ad alta attività rilevati nei siti di Sogin | 0 m³ |
| Totale | ~15.892 m³ |
Del totale, approssimativamente:
- Sono stati segnalati 4.473 m³ di prodotti condizionati/finali;
- 11.419 m³ necessitavano ancora di trattamento o condizionamento.
[G]
Il fatto che in questo specifico inventario fisico sia stato segnalato un quantitativo pari a zero di rifiuti altamente radioattivi non significa che l’Italia non abbia alcuna responsabilità in materia di rifiuti altamente radioattivi.
I principali residui di riprocessamento di alto livello condizionati rimangono fisicamente all’estero.
Ecco perché il programma di rimpatrio dall’estero è importante.
6.17 Il volume aumenterà con il progredire dello smantellamento
Il volume dei rifiuti radioattivi non è statico.
Lo smantellamento di un reattore o di un impianto del ciclo del combustibile crea nuovi flussi di materiali.
Alcuni diventano:
- rifiuti radioattivi;
- rifiuti convenzionali dopo lo smaltimento;
- metallo riciclabile dopo rilascio radioattivo.
Il sistema di gestione di Sogin si distingue pertanto per:
rifiuti già condizionati
da
rifiuti che necessitano di trattamento/condizionamento
e da
Materiale futuro previsto durante lo smantellamento .
Sogin utilizza il suo sistema informativo AIGOR specificamente per mantenere aggiornate le stime del ciclo di vita dei volumi finali futuri e della relativa radioattività.
Ecco perché il volume di archiviazione attuale non è una misura adeguata dei requisiti di repository.
6.18 Siti nucleari Sogin esistenti
L’attuale perimetro di gestione fisica di Sogin comprende l’ex programma nucleare commerciale e le principali strutture di ricerca e del ciclo del combustibile.
Ex centrali elettriche commerciali
- Trino
- Caorso
- Lato
- Garigliano
Impianti per il ciclo del combustibile / di ricerca
- EUREX — Saluggia
- FN — Bosco Marengo
- IPU and OPEC — Casaccia
- ITREC — Rotondella
Responsabilità aggiuntive
- Reattore di ricerca Ispra-1 ;
- rifiuti derivanti dallo smantellamento del reattore di ricerca navale RTS-1 Galileo Galilei presso il CISAM;
- Rimpatrio di materiale nucleare fissile speciale dal convertitore EURACOS presso l’Università di Pavia.
Si tratta di un’architettura di archiviazione temporanea distribuita geograficamente.
Fino all’esistenza del Deposito Nazionale, i rifiuti rimarranno distribuiti in molteplici siti che non sono mai stati concepiti per fungere da sistema di smaltimento nazionale permanente in Italia.
6.19 I punti di stoccaggio temporanei sono necessari ma non rappresentano lo stato finale nazionale auspicato
Sogin stocca in modo sicuro i rifiuti, sia trattati che non trattati, in impianti di stoccaggio temporaneo autorizzati presso i suoi siti.
Alcuni esempi includono:
- circa 2.484 m³ a Latina al 31 dicembre 2024;
- circa 1.665 m³ a Trino ;
- circa 2.710 m³ presso EUREX Saluggia .
Questo modello di archiviazione distribuita consente di proseguire con le attività di smantellamento.
Ma presenta degli svantaggi strutturali:
- molteplici perimetri di sicurezza;
- molteplici strutture per anziani;
- monitoraggio duplicato;
- persistono vincoli radiologici sui siti;
- impossibilità di ottenere il rilascio completo del sito;
- costi di manutenzione continua.
Sogin definisce la condizione finale di “greenfield” come il punto in cui i rifiuti radioattivi sono stati rimossi e i depositi temporanei possono essere smantellati.
Il National Repository non è quindi semplicemente un altro deposito.
Si tratta dell’infrastruttura che permette a diversi siti di smantellamento di cessare definitivamente di essere siti nucleari.
6.20 La disattivazione è completa al 47,7%, ma il repository rimane una dipendenza di sistema
Secondo i bilanci 2025 approvati da Sogin, al 31 dicembre 2025 il programma nazionale di smantellamento aveva raggiunto il 47,7% del completamento .
Tale misura comprende:
- smantellamento;
- gestione del combustibile irradiato;
- attività di manutenzione sicura.
Il management di Sogin ha confermato l’intervallo 47,7-48% anche nei mesi di aprile e giugno 2026.
Questo dato è significativamente più informativo rispetto alle percentuali inferiori talvolta citate per il solo smantellamento fisico.
Ma ciò dimostra anche la dipendenza dal sistema centrale:
Lo smantellamento può procedere senza il National Repository,
Il rilascio completo del sito generalmente non è possibile.
I pacchi di rifiuti possono essere trattati e condizionati, ma necessitano comunque di una destinazione finale autorizzata.
6.21 CNAI: 51 aree candidate, non 51 siti selezionati
Il 13 dicembre 2023 , il MASE ha pubblicato la proposta di Carta Nazionale delle Aree di Idone (CNAI) dopo aver ricevuto il parere tecnico dell’ISIN.
L’elenco contiene 51 aree .
La loro distribuzione è:
| Territorio | Numero di aree CNAI |
|---|---|
| Basilicata | 10 |
| Basilicata/Puglia cross-border areas | 4 |
| Lazio — all in Viterbo province | 21 |
| Piemonte — Alessandria province | 5 |
| Puglia | 1 |
| Sardegna | 8 |
| Sicilia | 2 |
| Totale | 51 |
La concentrazione di popolazione nella provincia di Viterbo è politicamente significativa:
21 delle 51 aree, ovvero oltre il 40% dell’intero elenco nazionale proposto, si trovano in quella singola provincia.
Ma l’inclusione nel CNAI significa:
tecnicamente identificato come potenzialmente/idoneo ad essere esaminato secondo i criteri applicati.
Non significa :
Sito del repository approvato.
6.22 Nessun comune si è offerto volontario
Il processo legale successivo al 2023 ha consentito autocandidature non vincolanti da parte delle autorità territoriali e, ove pertinente, dei siti militari.
Il termine ultimo è scaduto il 12 marzo 2024 .
Sogin afferma esplicitamente:
Non sono state registrate autocandidature.
Questo è uno dei fatti politici più importanti nell’attuale programma di gestione dei rifiuti.
Il meccanismo volontario non ha generato un ospite disposto.
Il procedimento è quindi passato al ramo legislativo successivo:
Valutazione ambientale strategica della proposta CNAI.
Ciò non rende legalmente impossibile la creazione del deposito.
Ciò accresce in modo sostanziale l’importanza della negoziazione, del risarcimento e della legittimità territoriale.
6.23 Il processo CNAI rimane attivo a settembre 2026
Il processo di valutazione ambientale strategica non è una formalità.
Dopo SEA:
- Sogin aggiorna la proposta del CNAI;
- La classifica di idoneità relativa viene aggiornata;
- ISIN esprime il suo parere;
- MASE, in accordo con il Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti, approva la CNAI;
- Segue una fase di negoziazione con le Regioni e le autorità locali;
- Vengono raccolte le manifestazioni di interesse;
- La sede ospitante definitiva deve essere individuata attraverso la procedura prevista dalla legge.
Pertanto, in Italia esiste ancora un processo di individuazione dei siti per i depositi , non un sito specifico per i depositi.
6.24 L’opposizione di Viterbo/Toscia resta tecnicamente organizzata
L’opposizione territoriale non si limita più alle dichiarazioni politiche.
Il 22 settembre 2026 , la Provincia di Viterbo ha convocato sia il Consiglio provinciale che l’Assemblea dei sindaci specificamente per esaminare le osservazioni integrative alla proposta della CNAI nell’ambito del processo di Valutazione ambientale strategica (VAS) , sulla base del lavoro di un gruppo di esperti incaricato dalla Provincia.
Ciò è significativo per due motivi.
Innanzitutto, il territorio comprendente 21 aree candidate ha organizzato una sfida tecnico-amministrativa anziché affidarsi esclusivamente al rifiuto politico.
In secondo luogo, poiché l’intervento avviene nell’ambito del processo di Valutazione Ambientale Strategica (VAS), entra a far parte della documentazione amministrativa formale.
Lo Stato non può quindi ragionevolmente pianificare l’ubicazione dei depositi partendo dal presupposto che l’ampio bacino di candidati a Viterbo implichi automaticamente una maggiore probabilità di accettazione a livello locale.
6.25 Obiettivo del repository: il 2039 è un obiettivo dell’operatore, non una data di completamento autorizzata.
Durante la sua testimonianza davanti alla Commissione Ambiente del Senato il 30 giugno 2026 , l’amministratore delegato di Sogin, Gian Luca Artizzu, ha confermato il 2039 come anno obiettivo per la realizzazione del Deposito Nazionale.
Sogin ha dichiarato di star cercando di parallelizzare le attività del progetto in modo che i ritardi nel processo di Valutazione Ambientale Strategica (VAS) possano essere parzialmente assorbiti.
La data deve essere classificata come:
obiettivo del programma dell’operatore
non:
termine di completamento previsto dalla legge
e non:
programma di costruzione autorizzato.
Al momento del limite:
- CNAI definitivo non approvato;
- Sito non selezionato;
- La caratterizzazione dettagliata del sito non è stata completata;
- autorizzazione non concessa;
- I lavori di costruzione non sono ancora iniziati.
Il raggiungimento dell’obiettivo entro il 2039 dipende pertanto dal completamento con successo di tutte queste fasi.
6.26 L’intervento di ARERA del 2026 dimostra che il finanziamento dei progetti di gestione dei rifiuti è sottoposto a verifiche approfondite.
Nel 2026 ARERA ha temporaneamente sospeso gli anticipi relativi alle attività del Deposito Nazionale in attesa del completamento della documentazione di pianificazione necessaria.
Il 7 agosto 2026 , Sogin ha annunciato che la Risoluzione ARERA 317/2026 aveva ripristinato gli anticipi precedentemente sospesi, una volta completata la documentazione.
Questo episodio è importante perché dimostra che il finanziamento dei repository non è un trasferimento illimitato a Sogin.
ARERA continua a esaminare:
- pianificazione;
- efficienza;
- costi ammissibili;
- documentazione.
La stessa disciplina dovrebbe essere applicata a qualsiasi fondo per la dismissione e lo smaltimento dei rifiuti di nuove costruzioni.
6.27 Il deposito geologico mancante rappresenta la lacuna più ampia a lungo termine
Il dibattito italiano sui depositi di superficie per lo sterminio dei rifiuti riceve la maggiore attenzione pubblica perché rappresenta la controversia più immediata in merito alla scelta del sito.
Il problema tecnico a lungo termine è più profondo.
La revisione ARTEMIS dell’AIEA descrive la politica italiana come segue:
- Smaltimento in superficie di rifiuti a bassissima e bassa attività;
- deposito temporaneo centralizzato per rifiuti a basso e alto contenuto di scorie radioattive/combustibile esaurito;
- Lo smaltimento geologico come soluzione definitiva per i materiali a lunga durata.
Ma il percorso geologico definitivo non è stato ancora scelto.
Il Programma Nazionale del 2019 non conteneva un piano di smaltimento geologico sufficientemente sviluppato.
La bozza del programma 2023 prende in considerazione:
smaltimento nazionale dei rifiuti
E
smaltimento geologico regionale/internazionale.
La revisione dell’AIEA ha raccomandato di mantenere i progressi su entrambe le opzioni fino a quando non verrà presa una decisione.
Ciò significa che l’Italia attualmente ha:
una destinazione provvisoria pianificata
ma non ancora
una destinazione finale implementata
per i materiali più esigenti.
6.28 Lo stoccaggio temporaneo per 50-100 anni non equivale allo smaltimento
La revisione ARTEMIS descrive la politica italiana per lo stoccaggio temporaneo consolidato di rifiuti radioattivi di basso e alto potenziale e combustibile esaurito, con una durata fino a 50 anni , potenzialmente estendibile fino a 100 anni.
Potrebbe essere del tutto sicuro se progettato e regolamentato correttamente.
Ma resta un deposito
L’archiviazione presuppone:
- mantenimento del controllo istituzionale;
- manutenzione;
- sorveglianza;
- sicurezza;
- recuperabilità;
- eventuale rimozione.
Lo smaltimento geologico è progettato per garantire una transizione verso una sicurezza passiva a lungo termine dopo la chiusura.
La differenza, quindi, non è semantica.
Si tratta di una differenza nel requisito di controllo intergenerazionale .
6.29 Non si può presumere che un deposito geologico internazionale appaia
La possibilità di istituire un deposito geologico regionale o internazionale riveste un’importanza strategica per un paese con un inventario relativamente ridotto di rifiuti radioattivi ad alta attività pregressi.
Potrebbe:
- costo del capitale sociale;
- condividere le infrastrutture scientifiche;
- ridurre le duplicazioni;
- fornire economie di scala.
Ma l’Italia non dovrebbe impostare il suo programma interno partendo dal presupposto che un altro Stato finirà per accettare i suoi rifiuti a lunga durata.
Un archivio regionale richiederebbe:
- consenso politico dello stato ospitante;
- legislazione nazionale compatibile;
- trattato bilaterale/multilaterale;
- Conformità alle normative Euratom;
- disposizioni per il trasporto;
- ripartizione delle responsabilità;
- salvaguardie;
- accettazione da parte della comunità ospitante.
Fino a quando non verrà raggiunto un accordo di questo tipo, la capacità nazionale deve rimanere l’opzione di pianificazione di riserva.
Ciò è in linea con la raccomandazione di ARTEMIS di perseguire entrambi i percorsi contemporaneamente.
6.30 La normativa UE impedisce all’Italia di considerare il trattamento dei dati all’estero come una via di fuga dalle proprie responsabilità.
Direttiva del Consiglio 2011/70/Euratom
L’articolo 9 richiede espressamente agli Stati membri di garantire la disponibilità di risorse finanziarie, tenendo debitamente conto della responsabilità dei produttori.
La direttiva sancisce inoltre il principio secondo cui lo Stato membro di origine conserva la responsabilità del proprio combustibile esaurito e dei rifiuti radioattivi anche quando il materiale viene esportato per il trattamento o il ritrattamento, fatte salve le norme della direttiva in materia di accordi sullo smaltimento.
L’esperienza storica italiana ne dimostra il significato pratico.
Il carburante è stato spedito all’estero.
La responsabilità è stata ripristinata.
6.31 Il nuovo quadro 2026 adotta esplicitamente la responsabilità del ciclo di vita
La legge attuativa è più incisiva su questo tema rispetto a quanto lo sarebbe una legge restrittiva in materia di edilizia.
L’articolo 2 richiede esplicitamente una futura regolamentazione che riguardi:
- deposito temporaneo di rifiuti radioattivi;
- deposito temporaneo del combustibile esaurito;
- Smaltimento finale dei rifiuti radioattivi;
- Smaltimento finale del combustibile esaurito laddove non sia riprocessabile, riciclabile o riutilizzabile;
- fabbricazione di combustibili;
- rielaborazione;
- smantellamento.
L’articolo 3 richiede adeguate garanzie finanziarie a carico del gestore , eventualmente tramite uno o più fondi, che coprano l’intero ciclo di vita e i costi ad esso associati:
- disattivazione dell’impianto;
- gestione dei rifiuti radioattivi;
- gestione del combustibile esaurito;
- smantellamento finale.
Questo è il principio legislativo corretto.
Ciò che manca è l’ingegneria finanziaria.
6.32 Le passività pregresse e le passività relative alle nuove costruzioni devono essere tenute finanziariamente separate
L’Italia attualmente si trova ad affrontare un problema ereditato dal vecchio programma nazionale.
Dal 2023 , questi costi storici relativi al nucleare vengono pagati direttamente attraverso il bilancio statale.
Un nuovo programma di reattori non dovrebbe aggiungere silenziosamente i suoi futuri oneri relativi ai rifiuti e allo smantellamento a questo patrimonio storico finanziato dai contribuenti.
La distinzione dovrebbe essere esplicita.
Programma di eredità
Origine:
storico programma nucleare statale ENEL/ENEA.
Pagatore attuale:
Bilancio statale / contribuenti , nell’ambito dell’accordo di finanziamento post-2023.
Programma di nuove costruzioni
Origine:
futuri operatori di reattori commerciali.
Soggetto pagatore previsto ai sensi della delega del 2026:
operatori autorizzati tramite garanzie/fondi finanziari per l’intero ciclo di vita.
Mescolare i due elementi distruggerebbe la trasparenza dei prezzi.
6.33 I prezzi dell’elettricità per le nuove costruzioni devono includere il back-end
Qualsiasi futuro calcolo del LCOE, CfD o prezzo di esercizio per il nucleare italiano dovrebbe includere almeno:
- deposito temporaneo per il combustibile esaurito;
- trasporto;
- caratterizzazione dei rifiuti;
- trattamento dei rifiuti;
- condizionata;
- contributo al deposito;
- disposizioni relative allo smaltimento geologico;
- Contributo per lo smantellamento;
- costi di regolazione addebitati all’operatore;
- amministrazione di fondi a lungo termine.
Se questi costi vengono omessi e successivamente trasferiti allo Stato, il prezzo dell’elettricità risulterà artificialmente basso.
Per questo motivo, la garanzia finanziaria futura deve essere riscossa durante la fase di generazione , e non solo dopo la chiusura.
6.34 Architettura di finanziamento raccomandata per le nuove costruzioni
Il decreto definitivo non ha ancora stabilito un meccanismo specifico.
Un modello difendibile dovrebbe comunque contenere almeno quattro componenti separate.
Fondo A — smantellamento
Copertine:
- scarico del carburante;
- smantellamento;
- decontaminazione;
- demolizione;
- rilascio del sito.
Fondo B — rifiuti radioattivi operativi
Copertine:
- Condizionamento LLW/VLLW;
- trasporto;
- Costi di smaltimento del deposito nazionale.
Fondo C — combustibile esaurito / rifiuti altamente radioattivi
Copertine:
- deposito umido;
- botti secche;
- trasporto;
- rielaborazione se selezionata;
- deposito temporaneo;
- smaltimento geologico.
Fondo D – Fondo straordinario per le emergenze del ciclo di vita
Copertine:
- chiusura prematura;
- Aumento significativo dei costi di smantellamento;
- modifiche normative che richiedono un trattamento aggiuntivo dei rifiuti.
I fondi necessari dovrebbero essere:
- legalmente segregati;
- inaccessibile ai normali creditori aziendali;
- sottoposto a revisione contabile indipendente;
- aggiornato periodicamente utilizzando stime dei costi riviste;
- protetto dal rischio di insolvenza del gestore.
[IN]
6.35 Un prelievo per MWh da solo potrebbe non essere sufficiente
Un semplice prelievo sui rifiuti, riscosso per unità di elettricità, può funzionare per una gestione prevedibile della flotta.
Ma le sue prestazioni sono scarse se:
- il reattore si chiude prematuramente;
- La costruzione viene abbandonata dopo che il materiale nucleare è entrato nel sito;
- L’operatore diventa insolvente;
- I costi di smaltimento futuri aumenteranno drasticamente.
Pertanto, un sistema robusto potrebbe richiedere una combinazione di:
- garanzia finanziaria anticipata;
- accumulo del fondo del ciclo di vita;
- Requisiti attuariali/integrativi periodici;
- Requisiti di bilancio/garanzia dell’operatore.
La corretta impostazione finanziaria prevede una verifica della sufficienza dei fondi , non semplicemente un prelievo nominale.
6.36 La capacità del repository di nuova costruzione deve essere ridefinita
La cifra attualmente prevista per il Deposito Nazionale è di circa 98.000 m³
Pertanto, nel momento in cui un percorso credibile per l’integrazione della flotta entrerà nel Programma Nazionale, Sogin/MASE/ISIN dovrà produrre una previsione separata per:
- ulteriore VLLW;
- peso leggero aggiuntivo;
- ulteriore ILW;
- carburante esaurito aggiuntivo;
- ulteriori rifiuti altamente pericolosi se si ricorre al ritrattamento;
- rifiuti da smantellamento.
La questione progettuale non è semplicemente:
Il deposito attuale è in grado di accettare i rifiuti del primo SMR?
È:
Il sistema italiano di deposito e di smaltimento geologico ha la capacità di gestire l’intero inventario di munizioni prodotto nell’arco dell’intera flotta potenzialmente operativa?
6.37 Il primo reattore non dovrebbe consumare la capacità del repository legacy senza allocazione trasparente
Il National Repository è stato giustificato politicamente e finanziariamente principalmente come soluzione a:
- scorie nucleari preesistenti;
- rifiuti sanitari;
- rifiuti industriali;
- rifiuti della ricerca
Una nuova flotta introduce una nuova classe di generatori.
Se nuovi reattori utilizzano lo stesso impianto, deve essere previsto un meccanismo esplicito di allocazione della capacità e di tariffazione.
Altrimenti il programma rischia:
- eliminare gli sprechi non energetici;
- capacità di consumo finanziata dai contribuenti precedenti;
- che ha richiesto un ampliamento anticipato non previsto nella consulenza iniziale sulla localizzazione.
Si tratta di una questione sia finanziaria che territoriale.
Il consenso della comunità ospitante per un deposito di circa 98.000 m³ non può essere automaticamente interpretato come consenso per un numero illimitato di rifiuti aggiuntivi provenienti da una futura flotta multi-GW.
6.38 Mito sui rifiuti degli SMR: un reattore più piccolo non significa un carico di rifiuti proporzionalmente inferiore
Un SMR (Small Modular Reactor) produce in genere una quantità totale di rifiuti inferiore per unità di reattore rispetto a un reattore di dimensioni molto maggiori, a parità di tutte le altre condizioni.
Tale affermazione è quasi banale perché il reattore produce meno elettricità.
Il parametro nazionale di riferimento è invece:
- spreco per MWh;
- carico termico per MWh;
- inventario a lunga durata per MWh;
- numero di confezioni da smaltire;
- volume di combustibile esaurito;
- rifiuti derivanti dallo smantellamento;
- Ingombro del repository richiesto.
L’AIEA osserva che i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) possono generare una vasta gamma di flussi di rifiuti e afferma esplicitamente che le informazioni internazionali e l’esperienza operativa sui rifiuti, il combustibile esaurito e lo smantellamento degli SMR rimangono limitate.
Pertanto, il governo dovrebbe respingere entrambe le affermazioni semplicistiche:
“I reattori SMR non creano problemi di rifiuti.”
E
“Tutti i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) producono intrinsecamente più scorie rispetto ai reattori di grandi dimensioni.”
Nessuna delle due è un’affermazione universale difendibile.
6.39 SMR raffreddati ad acqua: back end familiare, non back end zero
Per progetti come:
- BWRX-300;
- Holtec SMR-300;
- AP300;
- NUWARD;
- Rolls-Royce SMR;
- NuScale,
Il sistema di gestione dei rifiuti è sostanzialmente analogo all’attuale flotta di reattori ad acqua leggera (LWR).
L’AIEA afferma che per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) a raffreddamento ad acqua installati a terra, si prevedono generalmente approcci di gestione del combustibile esaurito e dei rifiuti radioattivi simili a quelli dei reattori avanzati a raffreddamento ad acqua.
I flussi di rifiuti più probabili includono:
- aggregati di combustibile UO₂ esaurito;
- resine a scambio ionico;
- filtri;
- metalli contaminati;
- materiale strutturale attivato;
- Abbigliamento/attrezzature operative;
- smantellamento di strutture in cemento/acciaio.
Questa familiarità rappresenta un importante vantaggio in termini di licenze.
Non si tratta di un’esenzione dallo smaltimento.
Una nuova flotta LWR-SMR richiede ancora:
Stoccaggio del combustibile esaurito + smaltimento geologico o riprocessamento + smaltimento di rifiuti a bassa e media attività.
6.40 Un maggiore grado di combustione modifica le caratteristiche dei rifiuti
Molti reattori moderni cercano:
- maggiore consumo di carburante;
- cicli più lunghi;
- maggiore utilizzo del carburante.
Ciò può ridurre il numero di elementi di combustibile gestiti per una data produzione di energia elettrica.
Ma anche le caratteristiche del combustibile esaurito possono cambiare:
- calore di decadimento;
- composizione isotopica;
- sorgente di neutroni;
- inventario dei radionuclidi a lunga emivita;
- durata di conservazione prima del trasporto/smaltimento.
Pertanto, “meno assemblaggi” non può essere tradotto direttamente in “smaltimento geologico più semplice”.
La progettazione dei depositi è vincolata da fattori termici e radiologici, oltre che dal volume fisico.
6.41 Xe-100 e altri HTGR: TRISO risolve un problema e crea un’altra forma di rifiuto
Il carburante TRISO offre importanti vantaggi in termini di sicurezza.
La sua struttura multistrato di particelle ceramiche trattiene efficacemente i prodotti di fissione anche a temperature molto elevate.
Ma i reattori a gas ad alta temperatura introducono anche una notevole quantità di materiale grafitico .
La pianificazione futura del back-end deve quindi tenere conto di:
- grafite irradiata;
- Compattati/granuli di combustibile TRISO;
- strutture del nucleo attivate;
- potenzialmente diverse esigenze di condizionamento.
Si tratta di un sistema di gestione dei rifiuti sostanzialmente diverso da quello di un reattore PWR convenzionale.
Attualmente l’Italia non ha esperienza a livello nazionale nello smaltimento su scala commerciale di una flotta di reattori TRISO/grafite.
Ciò non rende Xe-100 ingestibile.
Ciò significa che lo sviluppo del sistema di gestione dei rifiuti deve essere parte integrante della selezione tecnologica, anziché essere rimandato alla fase operativa.
6.42 Natrium: smantellamento del sistema a sodio e combustibile avanzato
Natrium introdurrebbe:
- Combustibile metallico HALEU;
- refrigerante al sodio;
- ambiente di attivazione a spettro rapido;
- accumulo termico a sali fusi.
La sfida della gestione dei rifiuti comprende non solo il combustibile esaurito, ma anche i rifiuti futuri:
- trattamento con sodio;
- componenti del sistema contaminati;
- materiali strutturali creati.
Il sodio non diventa necessariamente un rifiuto radioattivo definitivo; può potenzialmente essere trattato, stabilizzato o gestito attraverso processi specializzati.
Tuttavia, l’Italia attualmente non gestisce un’infrastruttura commerciale per lo smaltimento dei rifiuti tramite reattori veloci al sodio.
Il carico di apprendimento è quindi sostanzialmente maggiore rispetto a quello di un SMR raffreddato ad acqua.
6.43 Reattori raffreddati a piombo: il piombo non è “il problema dei rifiuti”, ma crea un sistema di ciclo di vita distinto
newcleo ed EAGLES utilizzano piombo liquido.
Le loro considerazioni relative al back-end includono:
- modalità di attivazione;
- prodotti di corrosione;
- contaminazione da piombo;
- purificazione;
- Riutilizzo/riciclo del liquido di raffreddamento ove possibile;
- trattamento dei componenti contaminati del sistema al piombo.
Anche in questo caso, sarebbe tecnicamente inesatto presumere che centinaia o migliaia di tonnellate di piombo si trasformino automaticamente in rifiuti radioattivi da smaltire.
Un sistema ben progettato dovrebbe mirare a:
- decontaminazione;
- riciclaggio;
- riutilizzo.
Tuttavia, l’infrastruttura del ciclo di vita e l’accettazione normativa di tali strategie devono ancora essere dimostrate.
6.44 MOX sposta la questione dal volume dei rifiuti alla complessità del ciclo del combustibile
Il reattore LFR-AS-200 di newcleo è collegato a una strategia MOX/a ciclo del combustibile chiuso.
Il riprocessamento e il MOX consentono di recuperare materiale fissile che altrimenti rimarrebbe nel combustibile esaurito.
Ciò può migliorare l’utilizzo delle risorse.
Può anche alterare le scorte a lungo termine.
Ma il sistema richiede ulteriori impianti nucleari:
- rielaborazione;
- Gestione di materiali contenenti plutonio;
- Fabbricazione MOX;
- salvaguardie;
- trasporto ad alta sicurezza.
Il coinvolgimento separato della NRC statunitense con newcleo per un impianto di fabbricazione di combustibile MOX lo dimostra direttamente.
Il confronto corretto non è quindi:
MOX = meno sprechi.
È:
MOX = un ciclo del combustibile differente, con impianti aggiuntivi, materiali recuperati e rifiuti residui.
Rimane un requisito di smaltimento geologico.
6.45 Il ritrattamento non elimina lo smaltimento geologico
Questo principio può essere enunciato in modo categorico.
Il ritrattamento può:
- recuperare uranio/plutonio;
- ridurre il volume fisico del combustibile esaurito;
- collocare i prodotti di fissione in matrici vetrificate durevoli;
- alterare la composizione finale dei rifiuti.
Non riduce a zero i rifiuti finali.
La storia stessa dell’Italia lo dimostra.
Dopo decenni di ritrattamento all’estero, l’Italia si aspetta ancora il ritorno di residui vetrificati ad alta attività e necessita ancora di una via di smaltimento geologico definitiva.
Pertanto, qualsiasi futura affermazione secondo cui un ciclo del combustibile chiuso consentirebbe all’Italia di evitare lo smaltimento geologico dovrebbe essere respinta, a meno che non sia supportata da una tecnologia di gestione dei rifiuti pienamente dimostrata e in grado di eliminare tutti i flussi di smaltimento a lunga durata.
Attualmente, per il programma italiano non esiste un sistema commerciale di questo tipo.
6.46 Selezione del reattore basata sui rifiuti
Ogni offerente tecnologico dovrà essere tenuto a presentare un dossier standardizzato italiano sui rifiuti e lo smantellamento .
Dovrebbe contenere:
| Dati richiesti | Scopo |
|---|---|
| VLLW/LLW operativo per TWh | Capacità del deposito nazionale |
| ILW per TWh | Requisiti provvisori/geologici |
| Assemblaggi di combustibile esaurito o massa per TWh | Pianificazione dello stoccaggio e dello smaltimento |
| Calore di decadimento | Spaziatura e archiviazione del repository |
| Inventario di isotopi a lunga vita | Caso di smaltimento geologico |
| Arricchimento del carburante | Valutazione del ciclo del combustibile/sicurezza |
| Forma di carburante | Requisiti di movimentazione/stoccaggio |
| Disponibilità di design per contenitori a secco | maturità dello stoccaggio intermedio |
| Compatibilità con il riprocessamento | Opzione a ciclo chiuso |
| Stima dei rifiuti derivanti dallo smantellamento | Finanziamento del ciclo di vita |
| Rifiuti unici di refrigerante/materiale | Trattamento specifico della tecnologia |
| Percorso di smaltimento esistente approvato dall’autorità di regolamentazione | Maturità tecnologica |
Senza questi dati, un reattore non dovrebbe ricevere un punteggio di sostenibilità elevato solo perché la sua produzione di energia elettrica è ridotta.
6.47 La standardizzazione dei rifiuti dovrebbe essere un requisito per gli appalti
La gestione dei rifiuti dovrebbe essere inserita nel processo italiano di selezione dei reattori prima della scelta della tecnologia , e non dopo la firma dei contratti di costruzione.
La sequenza di approvvigionamento convenzionale – selezione del reattore, definizione del modello operativo e solo in un secondo momento determinazione delle modalità di condizionamento, imballaggio, stoccaggio, trasporto e smaltimento finale dei rifiuti – esporrebbe l’Italia a costi evitabili a lungo termine e alla frammentazione delle infrastrutture.
Per una nuova flotta italiana, l’architettura dei rifiuti dovrebbe pertanto diventare un criterio formale di appalto di Fase 1 e Fase 2 .
L’obiettivo non dovrebbe essere quello di costringere ogni flusso di rifiuti prodotto da ogni reattore in un contenitore fisico identico. Sarebbe tecnicamente irrealistico. Diverse classi di rifiuti, inventari di radionuclidi, potenze termiche, forme fisiche e caratteristiche fissili richiedono necessariamente soluzioni di trattamento e confezionamento differenti.
L’obiettivo strategico dovrebbe invece essere:
Massima standardizzazione possibile di forme di rifiuti, tipologie di imballaggi, interfacce di trasporto, attrezzature di movimentazione, sistemi di stoccaggio, documentazione, procedure di ispezione e buste di accettazione per i depositi in tutta la flotta nazionale di reattori.
Tale distinzione è importante.
Un’architettura nazionale standardizzata per la gestione dei rifiuti non significa:
ONE CONTAINER
FOR
EVERY WASTE TYPESignifica:
MINIMUM NUMBER OF
QUALIFIED PACKAGE FAMILIES
+
MINIMUM NUMBER OF
TRANSPORT SYSTEMS
+
COMMON HANDLING INTERFACES
+
COMMON CHARACTERISATION RULES
+
COMMON DIGITAL RECORDS
+
COMMON STORAGE ENVELOPES
+
DEFINED DISPOSAL ACCEPTANCE CRITERIAIl sistema di approvvigionamento dovrebbe pertanto favorire i progetti di reattori per i quali una grande percentuale di rifiuti operativi e di smantellamento può essere gestita utilizzando tecniche di gestione dei rifiuti già consolidate o facilmente standardizzabili .
Ove tecnicamente possibile, si dovrebbe dare la preferenza ai sistemi compatibili con:
- contenitori per rifiuti già predisposti;
- concetti di schermatura consolidati;
- processi di condizionamento riconosciuti;
- Famiglie di imballaggi per il trasporto esistenti o facilmente ottenibili in licenza;
- Interfacce standard per il sollevamento e la movimentazione;
- sistemi standard di caratterizzazione dei rifiuti;
- geometrie comuni di scaffalature o edifici adibiti a magazzino;
- tecniche di esame non distruttive consolidate;
- dimensioni del pacchetto compatibili con il repository;
- sistemi comuni di identificazione e tracciamento dei rifiuti;
- procedure comuni di ispezione e sorveglianza;
- tecniche di recupero consolidate;
- disposizioni comuni in materia di protezione antincendio e monitoraggio radiologico;
- Percorsi standardizzati per lo smaltimento dei rifiuti derivanti dallo smantellamento.
Questo principio è coerente con il più ampio requisito internazionale che la gestione dei rifiuti sia considerata come una catena integrata piuttosto che come un insieme di operazioni scollegate. Il quadro normativo Euratom sui rifiuti radioattivi richiede agli Stati membri di tenere conto delle interdipendenze tra tutte le fasi di generazione e gestione del combustibile esaurito e dei rifiuti radioattivi , mentre le linee guida dell’AIEA richiedono che i prodotti finali dei rifiuti siano sviluppati tenendo conto dei successivi requisiti di trattamento, stoccaggio, trasporto e smaltimento.
La standardizzazione inizia con i criteri di accettazione dei rifiuti.
Il primo livello di standardizzazione non riguarda il contenitore in acciaio in sé.
Si tratta della busta per l’accettazione dei rifiuti .
Per ciascun flusso di rifiuti importante, il programma italiano dovrebbe definire intervalli ammissibili per variabili quali:
| variabile di accettazione | Perché è importante |
|---|---|
| Inventario dei radionuclidi | Determina la classificazione radiologica, la schermatura e la compatibilità di smaltimento. |
| Attività totale | Influisce sulla categoria del pacchetto, sulla gestione e sull’accettazione del repository |
| Tasso di dose superficiale | Determina i requisiti di manipolazione, protezione e trasporto. |
| Calore di decadimento | Determina la configurazione di archiviazione e i limiti termici |
| Contenuto fissile | Determina i requisiti di criticità, controlli e misure di sicurezza |
| Modulo di rifiuto | Influisce sulla stabilità meccanica e chimica |
| Liquidi liberi | Potrebbe essere soggetto a restrizioni in base ai criteri di conservazione/smaltimento. |
| Generazione di gas | Può influire sulla pressione del contenitore e sull’integrità a lungo termine |
| Composizione chimica | Può influire sulla corrosione e sulla compatibilità del deposito |
| Contenuto organico | Può influenzare la degradazione e la generazione di gas |
| Agenti complessanti | Può influenzare la mobilità dei radionuclidi |
| Massa del pacco | Determina i requisiti relativi a gru, sistemi di trasporto e stoccaggio. |
| Dimensioni della confezione | Determina la compatibilità tra trasporto, archiviazione e interfaccia del repository. |
| resistenza strutturale | Rilevante per l’impilamento, la movimentazione e lo stoccaggio a lungo termine |
| comportamento del fuoco | Rilevante per il caso di sicurezza dell’impianto |
| contaminazione | Rilevante per la movimentazione e il trasporto |
| Identificazione | Necessario per il controllo dell’inventario a vita |
| Tracciabilità | Necessario dalla generazione fino allo smaltimento finale. |
L’AIEA considera specificamente le specifiche degli imballaggi dei rifiuti come un meccanismo per dimostrare la compatibilità con i requisiti di trattamento, stoccaggio e smaltimento, e richiede la valutazione delle proprietà radiologiche, fisiche, chimiche e meccaniche dell’intero imballaggio dei rifiuti.
Ciò ha implicazioni dirette in materia di appalti.
Pertanto, non dovrebbe essere consentito a un venditore di limitarsi ad affermare:
“Il reattore produce scorie radioattive gestibili.”
Dovrebbe essere richiesto di fornire una matrice di compatibilità per ciascun tipo di rifiuto .
Tabella 6.47-A — Informazioni sulla standardizzazione dei rifiuti richieste a ogni fornitore di reattori
| divulgazione richiesta | Prove minime |
|---|---|
| Flussi operativi di rifiuti solidi | Quantità annua per tipologia di rifiuto |
| Componenti attivati | Materiale, attività e dimensioni previste |
| Resine / filtri | Volume, attività e metodo di condizionamento |
| Concentrati / liquidi | Percorso di trattamento e solidificazione |
| Attrezzatura contaminata | Volume previsto e percorso di smaltimento |
| Componenti di controllo esauriti | Concetto di attività e pacchetto |
| Componenti di ricambio interni del reattore | Concetto di gestione, segmentazione e stoccaggio |
| Rifiuti derivanti dallo smantellamento | Inventario indicativo del ciclo di vita |
| Carburante esaurito | Geometria di assemblaggio, massa, grado di combustione, calore e inventario dei radionuclidi |
| Rifiuti speciali | Grafite, sodio, piombo, TRISO, sali contaminati o altri materiali specifici della tecnologia |
| Pacchetto di rifiuti | Famiglia di contenitori proposta |
| Condizionata | Cementazione, compattazione, vetrificazione, incapsulamento o alternativa |
| Magazzinaggio | Condizioni ambientali richieste |
| Ispezione | Metodo di sorveglianza dei pacchi richiesto |
| Trasporto | Sistema di imballaggio o trasporto proposto |
| Disposizione | Percorso di accettazione previsto |
| Riconfezionamento | Se sia necessario un nuovo confezionamento prima dello smaltimento. |
| registrazioni a lungo termine | Dati necessari da allegare a ciascun pacchetto |
Ogni pacchetto unico crea una coda infrastrutturale
Un fornitore di reattori può far apparire una soluzione di smaltimento dei rifiuti economica se si considera il pacchetto solo nel punto di generazione.
Questo approccio è fuorviante.
Un pacchetto unico può creare requisiti aggiuntivi per l’intero back-end:
UNIQUE WASTE FORM
↓
UNIQUE CONDITIONING PROCESS
↓
UNIQUE CONTAINER
↓
PACKAGE QUALIFICATION
↓
HANDLING EQUIPMENT
↓
STORAGE QUALIFICATION
↓
SURVEILLANCE PROGRAMME
↓
TRANSPORT PACKAGE / CERTIFICATION
↓
REPOSITORY ACCEPTANCE ANALYSIS
↓
POSSIBLE FUTURE REPACKAGINGDi conseguenza, ogni tipologia di pacchetto aggiuntiva può generare costi relativi a:
- ingegneria;
- dimostrazione delle norme di sicurezza;
- revisione da parte dell’ente regolatore;
- qualificazione dei materiali;
- produzione;
- ispezione;
- garanzia di qualità;
- licenze di trasporto;
- sistemi di sollevamento;
- edifici adibiti a magazzino;
- strumenti di manutenzione;
- formazione degli operatori;
- procedure di emergenza;
- analisi dell’interfaccia del repository;
- tenuta dei registri;
- eventuale riconfezionamento.
Il settore dei trasporti ne fornisce un esempio particolarmente chiaro.
Secondo i requisiti di trasporto dell’AIEA, l’approvazione dell’imballaggio è vincolata alla sua progettazione, al contenuto radioattivo autorizzato, alle normative applicabili, alle modalità di trasporto e ad altre caratteristiche definite. Pertanto, non si può presumere che una nuova configurazione di rifiuti o combustibile esaurito si adatti automaticamente a un certificato di trasporto esistente.
La questione dell’appalto non è quindi:
“Teoricamente, questi rifiuti possono essere trasportati?”
Quasi tutti i programmi credibili relativi ai reattori nucleari possono, alla fine, sviluppare una soluzione di trasporto.
La domanda più importante è:
“È possibile utilizzare per questi rifiuti un’architettura di trasporto che l’Italia e l’Europa sanno già autorizzare, realizzare, gestire e manutenere?”
Si tratta di standard molto diversi.
La diversità dei reattori può moltiplicare la complessità del back-end
La questione assume particolare rilevanza se si considera l’ipotesi che l’Italia possa dotarsi di una prima flotta tecnologicamente eterogenea.
Consideriamo un portafoglio ipotetico che combini:
- un BWR;
- un PWR;
- un HTGR;
- un reattore veloce al sodio;
- un reattore veloce al piombo.
Dal punto di vista del sistema elettrico, ciò potrebbe apparire diversificato.
Dal punto di vista della gestione dei rifiuti, ciò potrebbe creare cinque ecosistemi tecnologici parzialmente indipendenti.
Il programma potrebbe dover gestire:
LWR SPENT FUEL
+
TRISO / GRAPHITE MATERIAL
+
METALLIC FAST-REACTOR FUEL
+
SODIUM-CONTAMINATED COMPONENTS
+
LEAD-CONTAMINATED COMPONENTS
+
MOX / PLUTONIUM-BEARING MATERIALIl problema non è che questi flussi di rifiuti siano tecnicamente impossibili da gestire.
Il problema è la moltiplicazione istituzionale .
Le diverse tecnologie possono richiedere diverse:
- impianti di trattamento dei rifiuti;
- metodologie di caratterizzazione;
- processi di condizionamento;
- condizioni di conservazione;
- dispositivi di schermatura;
- sistemi di trasporto;
- procedure di salvaguardia;
- tipi di pacchetto;
- competenza degli enti regolatori;
- formazione degli operatori;
- eventuali dimostrazioni di smaltimento.
Ciò crea una potenziale e grave diseconomia in termini di diversità tecnologica.
La prima flotta nucleare italiana dovrebbe quindi distinguere tra:
trasmissione di generazione
E
frammentazione delle infrastrutture .
Non sono equivalenti.
Un paese può acquisire una resilienza limitata gestendo diverse tecnologie di reattori, perdendo al contempo economie di scala in:
- approvvigionamento di carburante;
- pezzi di ricambio;
- formazione degli operatori;
- manutenzione;
- licenze;
- trattamento dei rifiuti;
- imballaggi dei rifiuti;
- stoccaggio del combustibile esaurito;
- trasporto;
- Interfacce del repository.
Tabella 6.47-B — Implicazioni a valle di un’eccessiva diversità dei reattori
| Architettura della flotta | Possibile beneficio | Conseguenza a livello di back-end |
|---|---|---|
| Famiglia di reattori singoli | Massima standardizzazione | Dipendenza concentrata da fornitori/tecnologie |
| Due famiglie LWR strettamente imparentate | Alcuni fornitori diversificati | Diversità dei rifiuti relativamente gestibile |
| Reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) multipli PWR/BWR. | Diversità tecnologica moderata | Architettura dei rifiuti LWR ancora ampiamente comune |
| LWR + HTGR | Aggiunge capacità di riscaldamento industriale | Aggiunge domande specifiche sui rifiuti di grafite/TRISO |
| LWR + reattore veloce al sodio | Aggiunge flessibilità/tecnologia avanzata | Aggiunge combustibile metallico e rifiuti del sistema al sodio |
| LWR + reattore veloce al piombo | Aggiunge la sovranità italiana sui reattori avanzati | Aggiunge requisiti relativi al sistema di alimentazione e al ciclo del combustibile avanzato. |
| LWR + HTGR + SFR + LFR | Massima diversificazione tecnologica | Potenziale elevatissima frammentazione istituzionale e del sistema di gestione dei rifiuti |
La standardizzazione dovrebbe pertanto essere inclusa nelle specifiche di gara.
L’Italia dovrebbe richiedere che ogni offerta per un reattore includa una Dichiarazione di Standardizzazione dell’Architettura dei Rifiuti .
Come minimo dovrebbe identificare:
- quali pacchetti di gestione dei rifiuti vantano già una comprovata esperienza operativa;
- quali pacchetti richiederebbero una qualificazione specifica per l’Italia;
- quali geometrie dei pacchetti sono compatibili con l’infrastruttura nazionale di deposito e stoccaggio di superficie prevista;
- quali flussi di rifiuti richiederebbero nuove strutture dedicate;
- quali flussi di rifiuti richiedono sistemi di trasporto specializzati;
- se esistano già sistemi di stoccaggio a secco per il combustibile esaurito proposto;
- se tali sistemi di stoccaggio possano in seguito supportare il trasporto;
- se l’accettazione del repository richiederebbe un nuovo confezionamento;
- se i rifiuti tecnologici specifici creino un programma nazionale di ricerca e sviluppo separato;
- il numero previsto di famiglie distinte di imballaggi di rifiuti nell’intero ciclo di vita dell’impianto;
- il costo previsto di qualificazione, stoccaggio, trasporto ed eventuale smaltimento;
- responsabilità per qualsiasi futura riprogettazione necessaria qualora un imballaggio di rifiuti non soddisfi i criteri nazionali di accettazione per lo smaltimento.
regola italiana di approvvigionamento
L’obiettivo corretto per gli appalti dovrebbe quindi essere:
Ridurre al minimo il numero di interfacce uniche tra rifiuti radioattivi e rifiuti create dalla flotta nazionale, senza compromettere la sicurezza o forzare rifiuti tecnicamente inappropriati in imballaggi non idonei.
Ciò renderebbe la standardizzazione dei rifiuti una fonte di efficienza economica nazionale, anziché un mero requisito ambientale a valle.
Ciò creerebbe inoltre un importante vincolo strategico sulla composizione della flotta.
Una prima flotta italiana composta da numerose tecnologie di reattori non correlate tra loro potrebbe apparire come un modo per diversificare il rischio legato al fornitore.
Ma se ogni tecnologia crea la propria:
FUEL
+
WASTE
+
CASK
+
STORAGE
+
TRANSPORT
+
SAFEGUARDS
+
DISPOSALecosistema, la diversificazione a livello di reattore potrebbe produrre una concentrazione di complessità a livello di stato .
Tale compromesso dovrebbe essere quantificato prima dell’acquisto.
Per questo motivo, la compatibilità degli imballaggi di smaltimento dovrebbe diventare un criterio di valutazione formale nella fase di selezione delle tecnologie italiane.
Non perché i rifiuti debbano essere l’unico fattore determinante nella scelta del reattore.
Ma perché la scelta del reattore determina il sistema nazionale di gestione dei rifiuti per generazioni .
6.48 Il deposito nazionale non dovrebbe sostituire la pianificazione dei rifiuti del sito del reattore.
L’esistenza di un futuro Deposito Nazionale non deve essere utilizzata per giustificare capacità minime di gestione dei rifiuti presso i nuovi siti dei reattori.
Ciò ripeterebbe uno degli errori più persistenti nella pianificazione della fase finale del ciclo nucleare: progettare gli impianti operativi partendo dal presupposto che l’impianto successivo nella catena di smaltimento dei rifiuti sarà disponibile esattamente quando necessario.
Il principio corretto è l’opposto.
Ogni impianto nucleare dovrebbe essere in grado di gestire in sicurezza i rifiuti che produce, anche qualora l’impianto a valle più vicino non fosse disponibile per un periodo di tempo considerevolmente più lungo del previsto.
Ciò è coerente con il principio fondamentale europeo secondo cui la responsabilità per i rifiuti radioattivi non scompare quando viene individuata una futura via di smaltimento. Ai sensi della Direttiva 2011/70/Euratom, il titolare della licenza conserva la responsabilità primaria per la sicurezza della gestione del combustibile esaurito e dei rifiuti radioattivi sotto la supervisione degli enti regolatori, e i programmi nazionali devono coprire l’intera catena, dalla generazione allo smaltimento.
Anche l’attuale Deposito Nazionale Italiano necessita di una descrizione precisa.
Il suo ruolo, così come è attualmente definito, non è quello di deposito geologico per il combustibile nucleare esaurito.
Ha lo scopo di fornire:
- smaltimento finale per rifiuti radioattivi a bassissima e bassa attività; e
- Deposito temporaneo per materiali a reattività intermedia e alta in attesa della loro successiva destinazione a lungo termine.
La metodologia di inventario pubblicata da Sogin distingue esplicitamente il materiale destinato allo smaltimento presso il Deposito Nazionale dal materiale a attività intermedia/elevata destinato al deposito temporaneo presso lo stesso deposito.
Tale distinzione diventa fondamentale se l’Italia costruisce una nuova flotta.
Un nuovo sito per un reattore richiederebbe comunque un proprio sistema completo di gestione delle predisposizioni .
6.48.1 La capacità del sito del reattore inizia nel punto di generazione
I rifiuti non si presentano al confine del sito già imballati per un deposito nazionale.
Viene generato durante l’intero funzionamento dell’impianto.
La licenza per un reattore deve pertanto coprire l’intera sequenza interna:
WASTE GENERATED
↓
SEGREGATION
↓
RADIOLOGICAL CHARACTERISATION
↓
PHYSICAL / CHEMICAL CHARACTERISATION
↓
PRE-TREATMENT
↓
TREATMENT
↓
CONDITIONING
↓
PACKAGE CERTIFICATION
↓
TEMPORARY STORAGE
↓
INSPECTION / MONITORING
↓
TRANSPORT PREPARATION
↓
OFF-SITE TRANSFEROgni passaggio richiede:
- edifici;
- sistemi;
- attrezzature qualificate;
- procedure;
- personale qualificato;
- controlli radiologici;
- protezione antincendio;
- controlli di criticità ove pertinenti;
- attrezzature di sollevamento;
- sistemi di tracciamento dei pacchi;
- garanzia di qualità;
- misure di sicurezza;
- autorizzazione regolamentare.
Il National Repository non elimina nessuno di questi requisiti.
Si tratta semplicemente di una potenziale destinazione per materiale che è già stato caratterizzato, condizionato, imballato e certificato in modo sicuro.
6.48.2 L’operatore del reattore deve rimanere responsabile della qualità dell’imballaggio
Non si dovrebbe permettere al produttore di rifiuti di trasferire a valle un problema di rifiuti irrisolto.
Prima che qualsiasi imballaggio lasci il sito del reattore, l’operatore deve essere in grado di dimostrare che l’imballaggio soddisfa i criteri di accettazione applicabili per:
- gestione;
- magazzinaggio;
- trasporto;
- e l’impianto previsto a valle.
Le linee guida dell’AIEA richiedono specificamente il controllo di qualità degli imballaggi dei rifiuti condizionati, comprese le specifiche dell’imballaggio, i test, la tenuta dei registri e la verifica che gli imballaggi rimangano compatibili con l’opzione di smaltimento prevista.
L’Italia dovrebbe pertanto vietare un modello di appalto in cui:
REACTOR VENDOR
↓
GENERATES NON-STANDARD WASTE
↓
LEAVES FUTURE PACKAGING SOLUTION
TO THE STATEInvece:
REACTOR PROCUREMENT
↓
DEFINES COMPLETE WASTE STREAM
↓
DEFINES CONDITIONING
↓
DEFINES PACKAGE
↓
DEMONSTRATES STORAGE
↓
DEMONSTRATES TRANSPORT
↓
DEMONSTRATES DISPOSITION PATH6.48.3 L’archiviazione del sito deve essere una funzione di resilienza
Le dimensioni dello stoccaggio in loco dei rifiuti radioattivi non dovrebbero essere calcolate solo in base al tasso annuo previsto di produzione dei rifiuti moltiplicato per il programma nazionale previsto per il trasporto.
Ciò creerebbe di fatto una catena di sprechi just-in-time.
Un sistema di gestione dei rifiuti nucleari dovrebbe invece tollerare le interruzioni.
Le possibili interruzioni includono:
- Ritardo nella messa in funzione del National Repository;
- Chiusura temporanea del repository;
- manutenzione del repository;
- sospensione regolamentare;
- incidente di trasporto in un’altra parte del sistema;
- Indisponibilità del pacco per il trasporto;
- interruzione dei collegamenti ferroviari o stradali;
- scioperi;
- condizioni meteorologiche avverse;
- calamità naturale;
- evento di sicurezza;
- mancato rispetto dei criteri di accettazione da parte di un imballaggio di rifiuti;
- interruzione politica o legale;
- saturazione dei sistemi di stoccaggio a valle;
- modifica dei requisiti di accettazione dei rifiuti;
- scoperta del degrado dell’imballaggio;
- perdita di una via di trasporto;
- Ritardo nella costruzione del deposito geologico.
La valutazione della sicurezza del sito dovrebbe pertanto includere scenari definiti di interruzione dell’esportazione dei rifiuti .
Tabella 6.48-A — Resilienza minima dei rifiuti del sito del reattore da dimostrare in sede di rilascio della licenza FOAK
| Funzione | requisito FOAK |
|---|---|
| Separazione dei rifiuti | Separare fisicamente i flussi di rifiuti incompatibili |
| Caratterizzazione | Identificare le proprietà radionuclidiche, chimiche e fisiche |
| Trattamento | Ridurre o stabilizzare i rifiuti ove necessario |
| Condizionata | Produrre una forma di rifiuto stabile |
| Confezione | Soddisfare i criteri di stoccaggio/trasporto/lavorazione a valle |
| Ispezione della confezione | Consentire la sorveglianza durante tutto il periodo di conservazione |
| Stoccaggio temporaneo di rifiuti a bassa letalità | Gestire le interruzioni nei trasferimenti del repository |
| Stoccaggio di rifiuti liquidi inerti | Consentire, ove necessario, lo stoccaggio sicuro per periodi prolungati. |
| Piscina del combustibile esaurito | Contenere il combustibile scaricato con il margine di sicurezza richiesto |
| interfaccia di stoccaggio a secco | Fornire un percorso di transizione credibile laddove necessario |
| Carburante danneggiato | Fornire capacità di gestione dedicate |
| Confezione non conforme | Fornire capacità di quarantena/bonifica |
| Preparazione del trasporto | Consentire il carico e la spedizione in sicurezza |
| Registri | Mantenere l’identità del pacchetto per l’intero ciclo di vita |
| Disposizioni di emergenza | Affrontare eventi credibili relativi a rifiuti/stoccaggio |
| Capacità di espansione | Consentire ulteriore stoccaggio laddove il programma nazionale non rispetta le tempistiche. |
I requisiti di progettazione per le centrali nucleari dell’AIEA stabiliscono esplicitamente che la gestione e lo stoccaggio in loco dei rifiuti radioattivi devono essere garantiti per un periodo compatibile con la disponibilità della relativa opzione di smaltimento . Richiedono inoltre che la progettazione dell’impianto faciliti la movimentazione, l’imballaggio e il trasporto dei rifiuti.
Per l’Italia, l’espressione “in base alla disponibilità” non deve essere interpretata utilizzando la pianificazione più ottimistica relativa al deposito.
Dovrebbe utilizzare uno scenario prudente.
6.48.4 Il FOAK dovrebbe dimostrare l’indipendenza dalla puntualità del deposito
Il primo reattore di nuova costruzione in Italia comporterebbe un rischio istituzionale particolarmente elevato, poiché il nuovo programma per i reattori e il programma nazionale di manutenzione delle centrali si svilupperebbero simultaneamente.
Il FOAK dovrebbe pertanto essere tenuto a dimostrare che il funzionamento sicuro non dipende da:
- esportazioni annuali di rifiuti a partire da una data prestabilita;
- Disponibilità immediata del National Repository;
- lo smaltimento geologico diventerà disponibile secondo un unico calendario centrale;
- accesso ininterrotto ai contenitori di trasporto;
- accettazione continua di ogni collo di rifiuti da parte dell’impianto a valle.
La valutazione della sicurezza dovrebbe includere un caso credibile di indisponibilità del repository .
Per esempio:
NORMAL CASE
Reactor → treatment → storage → National Repository
STRESS CASE
Reactor → treatment → storage
↓
REPOSITORY DELAY
↓
EXTENDED ON-SITE STORAGE
↓
INSPECTION + AGEING MANAGEMENT
↓
EVENTUAL OFF-SITE TRANSFERLa durata esatta dovrebbe essere determinata da un’analisi della sicurezza, dalle politiche nazionali e dall’ottimizzazione economica, piuttosto che da un numero arbitrario.
Ma il principio dovrebbe essere vincolante:
Il ritardo nel deposito non deve trasformarsi in un’emergenza del reattore.
6.48.5 Lo stesso principio si applica al combustibile esaurito
Il carburante esaurito crea una versione ancora più grave del problema.
Il sito del reattore richiede la capacità di:
- scarico in sicurezza;
- raffreddamento della piscina;
- accumulo subcritico;
- schermatura;
- ispezione;
- gestione del carburante danneggiato;
- identificazione e misure di sicurezza;
- eventuale trasferimento in deposito asciutto, ove necessario;
- preparazione per il trasporto;
- recupero.
Le linee guida dell’AIEA indicano che il combustibile esaurito potrebbe necessitare di stoccaggio per periodi che vanno da mesi a diversi decenni e che l’incertezza sulla durata dello stoccaggio deve essere considerata nella progettazione dello stesso. Le funzioni fondamentali di sicurezza dello stoccaggio includono il contenimento, la sicurezza in caso di criticità, la rimozione del calore, la schermatura dalle radiazioni e la recuperabilità.
Di conseguenza, una licenza per un reattore non può logicamente basarsi sulla seguente proposizione:
“A quell’ora il combustibile esaurito avrà già lasciato il sito.”
Si tratta di un’ipotesi di pianificazione.
Non si tratta di una funzione di sicurezza.
6.48.6 L’esperienza già maturata dall’Italia dimostra l’importanza dello stoccaggio temporaneo
Il programma nucleare italiano, risalente al passato, fornisce di per sé una prova concreta di questo problema.
Sogin continua a costruire, ricostruire e ammodernare impianti di stoccaggio temporaneo dei rifiuti presso i siti nucleari dismessi, in attesa del futuro trasferimento al Deposito Nazionale.
A Trino, ad esempio, Sogin ha completato la ricostruzione civile di un edificio temporaneo per lo stoccaggio di rifiuti radioattivi nel gennaio 2026, specificamente per ospitare i rifiuti derivanti dallo smantellamento, sia quelli esistenti che quelli futuri, in attesa del loro eventuale trasferimento al Deposito Nazionale, una volta che questo sarà disponibile.
Questa è una lezione fondamentale in materia di politica.
Le infrastrutture temporanee possono rendersi necessarie per un periodo di tempo molto più lungo di quanto inizialmente previsto.
I nuovi reattori dovrebbero quindi essere progettati fin dall’inizio in modo da evitare interventi di ammodernamento d’emergenza decenni dopo.
Requisiti governativi
Le specifiche di appalto FOAK dovrebbero indicare:
La disponibilità del Deposito Nazionale o di qualsiasi futuro impianto di smaltimento geologico non deve essere considerata una funzione di sicurezza immediata necessaria per la gestione sicura e continuativa dei rifiuti o del combustibile esaurito presso il sito del reattore.
L’operatore dovrebbe invece dimostrare di possedere le seguenti qualità:
capacità + attrezzature + monitoraggio + recuperabilità + opzioni di espansione
per gestire ritardi credibili a valle.
Il National Repository dovrebbe ridurre la frammentazione dell’archiviazione a livello nazionale.
Non dovrebbe essere utilizzato per nascondere una progettazione inadeguata dello stoccaggio presso il sito del reattore.
6.49 La capacità delle piscine di stoccaggio del combustibile esaurito non dovrebbe essere progettata in base a date di deposito ottimistiche.
La capacità delle piscine di stoccaggio del combustibile esaurito è uno degli ambiti in cui un piano nazionale ottimistico per lo smaltimento dei rifiuti può insinuarsi silenziosamente nella progettazione dei reattori.
L’Italia dovrebbe impedire che ciò accada.
Le piscine di stoccaggio del combustibile esaurito sono progettate principalmente per fornire:
- raffreddamento;
- schermatura;
- subcriticità;
- gestione del carburante;
- deposito temporaneo dopo lo scarico.
Non dovrebbero diventare sostituti a tempo indeterminato di una strategia nazionale per lo smaltimento del combustibile esaurito.
Ma non dovrebbero essere dimensionate nemmeno partendo dal presupposto che il carburante lascerà il sito secondo una tempistica precisa che il governo non può garantire con decenni di anticipo.
Il principio di progettazione corretto è:
L’impianto deve mantenere un margine sufficiente per la gestione del combustibile esaurito anche in caso di ritardo del programma nazionale a valle.
I requisiti di progettazione dell’AIEA prevedono già che i sistemi di stoccaggio del combustibile irradiato debbano essere in grado di contenere, con un margine adeguato, il combustibile rimosso in base alla strategia di gestione del nocciolo prevista e alla quantità di combustibile contenuta in un nocciolo di reattore pieno. La progettazione deve inoltre facilitare l’eventuale rimozione e la preparazione per il trasporto fuori sede.
6.49.1 Perché le date di archiviazione sono strutturalmente incerte
Una strategia per il combustibile esaurito coinvolge istituzioni i cui programmi non sono controllati dal gestore del reattore.
La catena può includere:
REACTOR OPERATION
↓
SPENT-FUEL DISCHARGE
↓
POOL COOLING
↓
DRY STORAGE
↓
TRANSPORT
↓
CENTRAL INTERIM STORAGE
↓
REPROCESSING
OR
GEOLOGICAL DISPOSALOgni freccia può dipendere da:
- un’altra licenza;
- un’altra struttura;
- un altro operatore;
- un’altra decisione regolamentare;
- un’altra tecnologia;
- un’altra consultazione pubblica;
- un’altra via di trasporto;
- un’altra decisione di finanziamento governativo.
La probabilità che ogni fase rispetti la prima pianificazione pubblicata per sessant’anni non costituisce quindi una base ingegneristica adeguata.
6.49.2 La progettazione della piscina dovrebbe preservare la flessibilità operativa
Una piscina che raggiunge la saturazione può influire sul funzionamento del reattore.
Se non sono disponibili posizioni di stoccaggio sufficienti, l’operatore potrebbe perdere flessibilità per:
- scaricare un core completo;
- effettuare interventi di manutenzione straordinaria;
- rimuovere il carburante difettoso;
- gestire condizioni anomale del carburante;
- Effettuare il rifornimento di carburante secondo il programma previsto.
La capacità della piscina ha quindi un valore che va oltre lo stoccaggio dei normali scarichi annuali.
Una revisione del progetto in Italia dovrebbe esaminare esplicitamente:
- normale inventario di rifornimento;
- capacità di riserva;
- Capacità di offload completa del core;
- Posizioni del carburante danneggiato;
- postazioni di ispezione;
- margine per l’esportazione ritardata di carburante;
- tempistiche di messa in funzione dei magazzini a secco;
- possibilità di ampliare la capacità di stoccaggio a secco;
- Capacità di movimentazione e trasferimento tra sistemi di piscina e di stoccaggio a secco;
- implicazioni a lungo termine di un maggiore consumo di carburante o di una gestione modificata del combustibile.
Tabella 6.49-A — Scenari di pianificazione del combustibile esaurito richiesti per l’ottenimento della licenza italiana
| Scenario | Domanda da dimostrare |
|---|---|
| Caso base | È possibile effettuare il rifornimento di carburante normalmente durante l’intero ciclo operativo? |
| Offload completo del core | È possibile scaricare in sicurezza l’intero nocciolo del reattore, se necessario? |
| Esportazione ritardata di 5 anni | È disponibile una capacità di stoccaggio a secco/piscina sufficiente? |
| Esportazione ritardata di 10 anni | È possibile continuare l’attività senza ricorrere a costruzioni d’emergenza? |
| Deposito centrale non disponibile | Il carburante può rimanere in sicurezza sul posto? |
| Ritardo nella messa in funzione del deposito a secco | È stato mantenuto un margine di sicurezza sufficiente? |
| Contenitore per il trasporto non disponibile | È possibile conservare in sicurezza il carburante accumulato? |
| Il programma di archiviazione è stato ritardato di decenni | Esiste una strategia di stoccaggio a lungo termine tecnicamente valida? |
| Ritrovato carburante danneggiato | È disponibile una capacità di stoccaggio/movimentazione dedicata? |
| Prolungamento della durata di vita delle piante | Il sistema di stoccaggio del combustibile esaurito è in grado di gestire l’inventario aggiuntivo? |
| Chiusura anticipata dell’impianto | È possibile gestire l’intero inventario finale e residuo? |
Il punto non è che ogni evento si verificherà.
Il punto è che la capacità di stoccaggio è economica da pianificare in fase di progettazione dell’impianto, ma potenzialmente difficile e costosa da recuperare una volta che il sito è diventato inutilizzabile.
6.49.3 Il deposito per la piscina e il deposito a secco dovrebbero costituire un unico sistema integrato
Il confronto degli acquisti non dovrebbe valutare la piscina separatamente dallo stoccaggio a secco.
Per le tecnologie in cui lo stoccaggio a secco è tecnicamente appropriato, è necessario dimostrare l’intera catena:
CORE
↓
SPENT-FUEL POOL
↓
COOLING PERIOD
↓
TRANSFER
↓
DRY-STORAGE SYSTEM
↓
LONG-TERM MONITORING
↓
RETRIEVAL
↓
TRANSPORT
↓
REPROCESSING OR DISPOSALIl sistema di stoccaggio a secco deve essere valutato in base ai seguenti criteri:
- compatibilità del carburante;
- limiti di consumo;
- limiti del calore di decadimento;
- controllo della criticità;
- schermatura;
- confinamento;
- prestazioni sismiche;
- allagamento;
- temperatura estrema;
- invecchiamento;
- corrosione;
- ispezionabilità;
- recuperabilità;
- sostituzione/reimballaggio;
- compatibilità di trasporto.
L’AIEA identifica espressamente la recuperabilità come una funzione fondamentale per la sicurezza dello stoccaggio del combustibile esaurito.
Ciò diventa particolarmente importante se il periodo di stoccaggio si prolunga oltre quanto inizialmente previsto.
Un contenitore per combustibile esaurito che può rimanere fermo in sicurezza per decenni, ma che non può essere successivamente ispezionato, recuperato, reimballato o trasportato, creerebbe un grave problema a valle.
6.49.4 I sistemi a duplice scopo meritano un esame particolarmente attento
Laddove tecnicamente e legalmente appropriato, l’Italia dovrebbe esaminare sistemi in cui lo stesso contenitore o la stessa architettura di imballaggio compatibile possa supportare più di una fase della catena di gestione del carburante.
Per esempio:
REACTOR LOADING
↓
SEALED CANISTER
↓
DRY STORAGE
↓
TRANSPORT OVERPACK
↓
CENTRAL STORAGE / FUTURE FACILITYCiò può potenzialmente ridurre:
- gestione del carburante;
- esposizione occupazionale;
- transizioni di pacchetto;
- operazioni di riconfezionamento;
- trasmissione dell’interfaccia.
Tuttavia, in fase di appalto non si dovrebbe presumere che un sistema di stoccaggio/trasporto “a duplice scopo” sia automaticamente accettabile per lo smaltimento geologico definitivo.
Le fasi di stoccaggio, trasporto e smaltimento presentano diversi livelli di sicurezza e differenti requisiti normativi.
Il governo dovrebbe pertanto distinguere attentamente tra:
compatibile con la memoria
compatibile con il trasporto
E
compatibile con lo smaltimento .
Si tratta di tre dichiarazioni separate.
6.49.5 L’espansione del pool non dovrebbe diventare la risposta predefinita
Se i programmi di deposito o stoccaggio a secco subiscono ritardi, la soluzione più semplice a breve termine può sembrare essere l’aumento della densità dei depositi.
Questa non dovrebbe diventare una strategia automatica.
L’archiviazione in pool ad alta densità può aumentare la dipendenza da:
- assorbitori di neutroni;
- controllo geometrico;
- raffreddamento;
- inventario idrico;
- prestazioni strutturali;
- procedure operative.
Il carico ottimale della piscina di stoccaggio del combustibile esaurito rientra quindi nell’ambito della valutazione di sicurezza, e non in una questione politica volta a posticipare il prossimo investimento in questo settore.
L’Italia dovrebbe attuare la transizione pianificata allo stoccaggio a secco – o un’altra soluzione definita a lungo termine – prima che il bacino raggiunga la saturazione operativa.
6.49.6 Ogni fornitore deve fornire un inventario completo del combustibile esaurito per un periodo compreso tra 60 e 80 anni.
L’approvvigionamento FOAK dovrebbe richiedere un modello di inventario del carburante anno per anno che mostri:
- nucleo iniziale;
- Requisiti di ricarica annuali;
- scarichi annuali di combustibile esaurito;
- inventario del parco;
- calore di decadimento;
- trasferimenti da magazzino a secco;
- inventario di magazzino a secco;
- campagne di trasporto previste;
- Scorte residue alla chiusura dello stabilimento.
Schema testuale: il modello di inventario del carburante richiesto
YEAR 0
INITIAL CORE
│
▼
YEARS 1–60+
RELOADS
│
▼
ANNUAL DISCHARGES
│
▼
POOL INVENTORY
│
├──── EXPECTED TRANSFER ───► DRY STORAGE
│
└──── DELAY CASE ──────────► ADDITIONAL POOL OCCUPANCY
│
▼
CAPACITY MARGIN?
YES / NOIl modello dovrebbe essere sottoposto a stress test rispetto a molteplici pianificazioni nazionali di back-end.
Non dovrebbe contenere una data di apertura del deposito, seguita dal presupposto che tutto il combustibile successivo scompaia come previsto.
6.49.7 L’esperienza storica dell’Italia si oppone direttamente alle ipotesi del just-in-time
L’attuale programma italiano di gestione dei rifiuti dimostra che i tempi di realizzazione delle scorie nucleari possono estendersi per molti anni oltre il momento in cui i rifiuti sono stati originariamente generati.
Questa storia non dimostra che la realizzazione di un futuro deposito debba necessariamente essere rimandata.
Dimostra qualcosa di più utile per l’ingegneria:
La possibilità di un lungo ritardo è plausibile.
Pertanto, il nuovo programma dovrebbe essere concepito in modo tale che un eventuale ritardo influisca sul finanziamento e sulla logistica, non sulla sicurezza nucleare.
La gerarchia dovrebbe essere:
SPENT-FUEL POOL
↓
PLANNED DRY STORAGE
↓
OPTIONAL CENTRAL STORAGE
↓
REPROCESSING OR GEOLOGICAL DISPOSALnon:
SPENT-FUEL POOL
↓
ASSUMED REPOSITORY DATE
↓
DATE SLIPS
↓
EMERGENCY STORAGE PROJECTImplicazioni per gli appalti
Nessun reattore dovrebbe superare la fase finale di due diligence per l’approvvigionamento di un impianto in Italia senza una risposta completa alla seguente domanda:
“Dove si prevede che si trovi ogni singolo elemento di combustibile e in quale sistema di stoccaggio autorizzato, sia nello scenario di base che in caso di ritardi significativi a livello nazionale durante l’intero ciclo di vita dell’impianto?”
Se a questa domanda non è possibile rispondere, la proposta per il reattore non contiene ancora un piano completo del ciclo del combustibile.
6.50 La ricerca sullo smaltimento geologico dovrebbe iniziare prima che il FOAK produca combustibile esaurito
Il programma di smaltimento geologico rappresenta la componente infrastrutturale di più lunga durata della rinnovata strategia nucleare italiana.
Dovrebbe quindi iniziare tra i primi , e non tra gli ultimi, filoni di lavoro del programma.
L’apparente paradosso è importante.
Un primo reattore italiano, che entrerebbe in funzione alla fine degli anni 2030, non richiederebbe lo smaltimento geologico immediato del combustibile appena esaurito.
Il combustibile esaurito di norma rimane nelle piscine di raffreddamento per un certo periodo prima di poter essere gestito in modo appropriato, e tale gestione può includere lo stoccaggio a secco, il ritrattamento o lo smaltimento futuro, a seconda delle normative nazionali.
Ciò crea un apparente margine di tempo.
Non va confuso con l’assenza di urgenza.
Lo smaltimento geologico non è un impianto che può essere messo in funzione rapidamente una volta che i depositi di combustibile esaurito iniziano ad avvicinarsi alla capacità massima.
Le linee guida dell’AIEA affermano esplicitamente che lo sviluppo di un impianto di smaltimento geologico può richiedere decenni e dovrebbe procedere attraverso un processo graduale in cui la valutazione della sicurezza, le informazioni sul sito, la progettazione e le decisioni normative maturano in modo iterativo.
I progressi a livello internazionale hanno seguito esattamente questo schema. La tabella di marcia dell’AIEA per lo smaltimento geologico dei rifiuti entro il 2024 è stata sviluppata dopo decenni di programmi di ricerca nazionali e descrive un percorso che inizia con le politiche e la ricerca preliminare, per poi passare all’individuazione dei siti, alle autorizzazioni, alla costruzione, all’esercizio e alla chiusura.
L’Italia dovrebbe quindi separare due questioni:
Quando sarà necessario lo smaltimento geologico del primo combustibile esaurito?
E:
Quando deve iniziare il programma nazionale di smaltimento geologico?
La risposta alla seconda domanda dovrebbe arrivare molto prima.
6.50.1 Lo smaltimento geologico è un programma, non un progetto di costruzione.
Il repository fisico è solo una componente.
Prima dello scavo di un impianto definitivo, l’Italia dovrebbe sviluppare o confermare:
- politica nazionale in materia di combustibile esaurito;
- riciclaggio dei rifiuti;
- inventario di riferimento;
- ipotesi di smaltimento diretto contro ipotesi di riprocessamento;
- Requisiti relativi alla forma dei rifiuti;
- metodologia di vagliatura geologica;
- criteri regolamentari;
- responsabilità istituzionali;
- architettura di finanziamento;
- programmi di ricerca tecnica;
- set di dati geologici;
- modelli idrogeologici;
- concetti di barriera ingegnerizzata;
- materiali per contenitori;
- modelli di corrosione;
- modelli di trasporto dei radionuclidi;
- modelli termici;
- analisi di criticità;
- concetti di salvaguardia;
- misure di sicurezza;
- dati ambientali di base;
- capacità di ricerca sotterranea;
- modalità di partecipazione pubblica;
- processo di interazione tra comunità ospitante e comunità;
- Indagine sul sito;
- valutazione della sicurezza;
- caso di sicurezza;
- licenze;
- pianificazione edilizia;
- criteri di accettazione dei rifiuti;
- piani operativi;
- concetto di chiusura;
- Conoscenze e documentazione successive alla chiusura.
Questa sequenza non può realisticamente iniziare quando il primo deposito a secco è prossimo alla saturazione.
Tabella 6.50-A — Catena indicativa di sviluppo dello smaltimento geologico
| Fase del programma | Attività principale |
|---|---|
| Politica nazionale | Definire una strategia a lungo termine per il combustibile esaurito/i rifiuti |
| Architettura istituzionale | Definire le responsabilità di chi implementa, regola e governa. |
| Definizione di inventario | Determinare le quantità e le caratteristiche di riferimento dei rifiuti/combustibili esauriti |
| Studi concettuali | Valutare le opzioni geologiche e quelle relative alle barriere ingegnerizzate |
| screening nazionale | Individuare ambienti geologici potenzialmente idonei |
| Programma di ricerca e sviluppo | Materiali, idrogeologia, geochimica, trasporto termico e di radionuclidi |
| Indagine preliminare sul sito | Acquisire dati geologici specifici del sito |
| Selezione del sito candidato | Posizioni potenziali ristrette |
| Ricerca sotterranea | Verificare le ipotesi geologiche e ingegneristiche. |
| Caratterizzazione dettagliata | Definire parametri specifici per il sito |
| Valutazione preliminare di sicurezza | Fattibilità del test e principali incertezze |
| Conferma del sito | Stabilire l’idoneità del deposito |
| Domanda di licenza | Presentare la documentazione relativa alla sicurezza sul lavoro in cantiere. |
| Costruzione | Sviluppare una struttura sotterranea |
| Messa in servizio | Dimostrare sistemi e procedure |
| Deposito dei rifiuti | Avviare l’operazione |
| Monitoraggio | Verificare le ipotesi durante il funzionamento |
| Chiusura | Posizionare sigilli/barriere e interrompere le operazioni |
| Post-chiusura | sicurezza passiva a lungo termine |
Le linee guida dell’AIEA in materia di smaltimento geologico descrivono lo sviluppo di un sito come un processo che si articola in pianificazione concettuale, screening regionale, indagine dettagliata del sito e conferma del sito stesso, supportato da prove geologiche, idrogeologiche e ambientali progressivamente più approfondite.
6.50.2 L’Italia non deve confondere il Deposito Nazionale con il deposito geologico
Questa distinzione deve rimanere esplicita in tutta la strategia nucleare.
L’attuale progetto del Deposito Nazionale si occupa principalmente dell’inventario italiano dei rifiuti radioattivi esistenti e dei futuri rifiuti a bassa attività.
Non costituisce di per sé la soluzione geologica definitiva per lo smaltimento di un futuro ingente quantitativo di combustibile nucleare esaurito o di scorie altamente radioattive.
L’attuale architettura progettuale di Sogin prevede lo smaltimento finale presso il Deposito Nazionale per i rifiuti a bassissima e bassa attività, mentre i materiali a media/alta attività saranno temporaneamente stoccati lì in attesa della loro destinazione finale.
Un rinnovato programma nucleare richiederebbe quindi all’Italia di rispondere a una questione di secondo ordine che non si risolve semplicemente completando l’attuale Deposito Nazionale:
Qual è la strategia definitiva per lo smaltimento del combustibile esaurito e dei rifiuti altamente attivi generati dal nuovo programma?
Possibili percorsi strategici potrebbero includere:
ONCE-THROUGH CYCLE
Spent fuel
↓
Storage
↓
Geological disposalO:
REPROCESSING / RECYCLE
Spent fuel
↓
Reprocessing
↓
Recovered material ───► new fuel
↓
High-level residual waste
↓
Geological disposalEntrambe le situazioni richiedono, in definitiva, una soluzione a lungo termine per i materiali che non possono essere riciclati o immagazzinati all’infinito.
Il ritrattamento modifica quindi l’inventario dei materiali da smaltire.
Ciò non elimina le politiche di smaltimento geologico.
6.50.3 L’approvvigionamento dei reattori e la ricerca e sviluppo del deposito devono comunicare fin dall’inizio
La progettazione del deposito dipende dal tipo di rifiuto.
I rifiuti dipendono dal reattore e dal ciclo del combustibile.
I due programmi non possono quindi procedere in modo indipendente.
Ad esempio, i requisiti del repository possono variare in base a:
- geometria dell’assemblaggio del combustibile;
- arricchimento dell’uranio;
- consumo di ossigeno;
- contenuto di plutonio;
- contenuto di attinidi minori;
- materiale di rivestimento;
- matrice del carburante;
- calore di decadimento;
- tempo di raffreddamento;
- caricamento del contenitore;
- strategia di riprocessamento;
- chimica dei rifiuti;
- materiale di imballaggio;
- requisiti di salvaguardia.
Questo crea un flusso di informazioni diretto:
REACTOR CHOICE
↓
FUEL CHOICE
↓
BURN-UP / INVENTORY
↓
SPENT-FUEL CHARACTERISTICS
↓
DECAY HEAT + RADIONUCLIDES
↓
CANISTER LOADING
↓
REPOSITORY SPACING
↓
REPOSITORY SIZE
↓
COST + SITE REQUIREMENTSDi conseguenza, l’elenco preliminare dei reattori dovrebbe già fornire al programma di smaltimento geologico dati di inventario circoscritti.
6.50.4 I reattori avanzati possono modificare, non eliminare, le questioni geologiche
I nuovi fornitori di reattori discutono spesso di:
- maggiore consumo di carburante;
- riciclaggio;
- ridurre i volumi di rifiuti;
- riduzione degli isotopi a lunga vita;
- cicli del combustibile chiusi.
Queste caratteristiche possono essere strategicamente importanti.
Ma dovrebbero essere valutati con parametri fisici precisi.
L’Italia dovrebbe richiedere confronti tra:
- massa di combustibile esaurito/TWh;
- volume di rifiuti trattati/TWh;
- attività totale/TWh;
- attività di lunga durata;
- calore di decadimento in momenti definiti;
- inventario fissile;
- profilo di radiotossicità;
- numero di confezioni;
- dimensioni del repository;
- periodo di isolamento richiesto;
- ritrattamento dei rifiuti;
- rifiuti secondari.
La riduzione degli sprechi non è un parametro adeguato per il governo.
Una tecnologia può produrre una minore massa di rifiuti generando al contempo materiale con caratteristiche diverse:
- Calore;
- attività;
- chimica;
- salvaguardie;
- confezione;
- Requisiti del repository.
Il programma geologico necessita quindi di dati di inventario specifici per la tecnologia con sufficiente anticipo per evitare di progettare un deposito basandosi su presupposti errati in merito ai rifiuti.
6.50.5 Le ricerche sotterranee dovrebbero iniziare mentre le opzioni di progettazione sono ancora aperte
Un programma nazionale non deve necessariamente prevedere la costruzione immediata di un laboratorio sotterraneo su vasta scala.
Ma l’Italia dovrebbe sviluppare l’accesso alle capacità di ricerca sotterranea ben prima di concedere le licenze per i depositi.
Ciò potrebbe comportare:
- partecipazione a strutture di ricerca sotterranee europee;
- programmi di ricerca bilaterali;
- impianti di prova geologici nazionali;
- programmi di perforazione;
- esperimenti di laboratorio;
- programmi di modellazione;
- studi sulla corrosione dei materiali;
- test con barriere ingegnerizzate.
L’AIEA gestisce una rete internazionale di strutture di ricerca sotterranee proprio perché tali strutture forniscono prove pratiche e conoscenze necessarie per lo sviluppo di programmi di smaltimento geologico.
L’Italia può quindi sfruttare la fase iniziale per acquisire conoscenze prima di prendere decisioni irreversibili in merito all’ubicazione degli impianti.
6.50.6 La ricerca geologica precoce preserva le opzioni strategiche
Iniziare presto non significa scegliere subito il sito definitivo.
La distinzione è fondamentale.
Le prime fasi di ricerca possono esaminare molteplici ambienti geologici e molteplici strategie di gestione dei rifiuti.
Il programma può rimanere reversibile man mano che si accumulano nuove conoscenze.
Una possibile sequenza è:
2020s / EARLY 2030s
NATIONAL POLICY
+
INVENTORY MODELLING
+
REGULATORY FRAMEWORK
+
GENERIC R&D
+
EUROPEAN COLLABORATION
↓
EARLY / MID-2030s
REGIONAL GEOLOGICAL SCREENING
+
BOREHOLES
+
HOST-COMMUNITY FRAMEWORK
↓
LATER 2030s / 2040s
CANDIDATE-SITE INVESTIGATION
+
UNDERGROUND RESEARCH
+
SITE-SPECIFIC SAFETY CASE
↓
SUBSEQUENT PHASE
SITE CONFIRMATION
+
LICENSING
+
CONSTRUCTIONSi tratta di una logica di sequenziamento esemplificativa , non di un programma italiano ufficiale.
Il principio fondamentale è che il lavoro deve iniziare prima che gli sprechi creino pressioni sulla pianificazione.
6.50.7 Il programma geologico dovrebbe essere protetto dalla volatilità politica legata al ciclo del reattore.
Uno dei modelli istituzionali più pericolosi sarebbe:
NEW NUCLEAR GOVERNMENT
↓
REACTOR PROGRAMME STARTS
↓
GEOLOGICAL RESEARCH STARTS
NEXT GOVERNMENT
↓
REACTOR DEBATE CHANGES
↓
GEOLOGICAL PROGRAMME STOPS
LATER GOVERNMENT
↓
BACK-END PROBLEM REMAINS
↓
PROGRAMME RESTARTS FROM WEAK BASEGli obblighi in materia di rifiuti restano validi anche in caso di modifiche alle politiche in materia di energia elettrica.
Il programma di smaltimento geologico dovrebbe pertanto essere concepito come un’istituzione scientifica e di sicurezza nazionale di lunga durata , e non semplicemente come un accessorio di un singolo ciclo di approvvigionamento di reattori.
La direttiva 2011/70/Euratom richiede che i programmi nazionali includano le attività di ricerca, sviluppo e dimostrazione necessarie per attuare soluzioni per il combustibile esaurito e i rifiuti radioattivi, unitamente a traguardi, tempistiche, costi, responsabilità e finanziamenti.
Ciò fornisce una solida base istituzionale per separare la ricerca a lungo termine sui rifiuti dai cicli politici a breve termine.
6.50.8 Il finanziamento dovrebbe iniziare con la prima generazione di entrate nucleari
Un nuovo programma nucleare dovrebbe stabilire il meccanismo di finanziamento per lo smaltimento definitivo prima dell’avvio dell’esercizio commerciale.
Il principio dovrebbe essere:
ELECTRICITY GENERATED TODAY
↓
WASTE LIABILITY CREATED TODAY
↓
FUNDING CONTRIBUTION TODAY
↓
RESOURCES AVAILABLE WHEN REQUIREDnon:
ELECTRICITY GENERATED TODAY
↓
WASTE LIABILITY
↓
FUTURE GOVERNMENT PAYSIl quadro normativo di Euratom richiede risorse finanziarie adeguate per la gestione del combustibile esaurito e dei rifiuti radioattivi e applica il principio secondo cui i costi devono essere sostenuti da coloro che hanno generato il materiale.
L’architettura finanziaria italiana dovrebbe pertanto individuare, prima dell’entrata in vigore del FOAK:
- metodologia di contribuzione;
- Struttura del fondo a compartimenti stagni;
- istituzione responsabile;
- politica di investimento;
- ipotesi sull’inflazione;
- metodologia di responsabilità;
- rivalutazione periodica dei costi;
- Gestione degli sforamenti di budget;
- piani di emergenza relativi alla chiusura dello stabilimento;
- responsabilità in caso di insolvenza del gestore.
6.50.9 Il programma dovrebbe mantenere la possibilità di scelta tra smaltimento diretto e riciclaggio senza eludere la questione dello stato finale.
L’Italia non ha necessariamente bisogno di congelare ogni futura decisione sul ciclo del combustibile prima che venga ordinato il primo reattore.
I progressi futuri potrebbero modificare l’attrattività economica di:
- rielaborazione;
- riciclaggio del plutonio;
- reattori veloci;
- partizionamento;
- trasmutazione.
But optionality cannot become an excuse for indefinite deferral.
Il programma geologico può essere progettato tenendo conto dei limiti imposti dai rifiuti .
Per esempio:
SCENARIO A
DIRECT DISPOSAL OF SPENT FUEL
SCENARIO B
PARTIAL REPROCESSING
SCENARIO C
CLOSED-CYCLE / FAST-REACTOR STRATEGY
↓
COMMON QUESTION:
WHAT MATERIAL STILL REQUIRES
FINAL ISOLATION?Ciò consente flessibilità tecnologica pur mantenendo un risultato finale credibile.
6.50.10 La decisione FOAK dovrebbe dare il via al programma geologico, non precederlo di decenni.
La versione più forte del principio politico è quindi la seguente:
L’Italia non dovrebbe autorizzare una nuova flotta di reattori lasciando lo smaltimento geologico come problema indefinito da rimandare a una futura generazione di governo.
Ciò non significa che un deposito geologico debba essere operativo prima del FOAK.
Sarebbe superfluo.
Ciò significa che prima che si creino nuove e significative passività relative al combustibile esaurito, l’Italia dovrebbe già possedere:
- una politica definita a lungo termine;
- un proprietario istituzionale;
- un regolatore;
- un modello di inventario;
- un meccanismo di finanziamento;
- un programma di ricerca e sviluppo;
- un programma di screening geologico;
- collaborazioni internazionali di ricerca;
- un processo indicativo di localizzazione;
- un quadro di riferimento per il coinvolgimento del pubblico;
- una tabella di marcia per lo sviluppo del dossier di sicurezza.
Tabella 6.50-B — Livello minimo di maturità del programma di smaltimento geologico in corrispondenza delle principali tappe fondamentali dei reattori
| Traguardo fondamentale del programma nucleare | Livello di maturità del back-end richiesto |
|---|---|
| Finalista tecnologico | Stabiliti limiti per le scorte di carburante/rifiuti |
| Selezione del reattore | Confronto tra le opzioni di ciclo del combustibile a lungo termine |
| Selezione del sito | Interfacce di trasporto e stoccaggio dei rifiuti prese in considerazione |
| Inizia il processo di concessione delle licenze FOAK | Programma istituzionale di smaltimento geologico attivo |
| FID | Meccanismo di finanziamento istituito |
| Prima costruzione | Attività di ricerca e sviluppo e screening geologico in corso |
| Primo carico di carburante | Inventario a lungo termine integrato nel programma nazionale |
| Primo scarico del combustibile esaurito | Il percorso di stoccaggio è pienamente operativo. |
| Passaggio alla conservazione a secco | Percorso di smaltimento/riciclo in fase di sostanziale sviluppo |
| Espansione della flotta | Modello di capacità del repository aggiornato per l’intera flotta |
Schema principale: la corretta relazione temporale
WRONG MODEL
FOAK CONSTRUCTION
↓
FOAK OPERATION
↓
SPENT FUEL ACCUMULATES
↓
DRY STORAGE EXPANDS
↓
STORAGE PRESSURE
↓
START GEOLOGICAL PROGRAMME
CORRECT MODEL
REACTOR POLICY
│
├────────► GEOLOGICAL R&D
│
├────────► INVENTORY MODELLING
│
├────────► REGULATORY FRAMEWORK
│
├────────► FINANCING SYSTEM
│
└────────► GEOLOGICAL SCREENING
↓
FOAK SELECTION
│
├────────► TECHNOLOGY-SPECIFIC WASTE DATA
│
└────────► SAFETY-CASE DEVELOPMENT
↓
CONSTRUCTION
│
└────────► SITE / R&D PROGRAMME CONTINUES
↓
FIRST CRITICALITY
↓
SPENT-FUEL PRODUCTION
↓
POOL / DRY STORAGE
↓
MATURE GEOLOGICAL-DISPOSAL PROGRAMME
↓
FINAL DISPOSITIONConclusione finale del governo — §§6.47–6.50
Questi quattro problemi costituiscono un unico problema interconnesso relativo alle infrastrutture nazionali.
La standardizzazione dei rifiuti determina quanti diversi:
- attrezzature;
- strutture;
- licenze;
- sistemi di trasporto;
- sistemi di movimentazione;
- sistemi di sorveglianza;
L’Italia deve mantenere.
La pianificazione in loco dei rifiuti determina se ciascun reattore è in grado di continuare a gestire le proprie responsabilità in caso di ritardi nelle infrastrutture nazionali.
Lo stoccaggio del combustibile esaurito determina se il funzionamento del reattore rimane resiliente in caso di modifiche al programma del ciclo del combustibile a valle.
La preparazione per lo smaltimento geologico determina se lo stoccaggio temporaneo rimane effettivamente temporaneo o se si trasforma in una soluzione permanente.
La catena completa è quindi:
REACTOR TECHNOLOGY
↓
WASTE CHARACTERISTICS
↓
STANDARDISATION
↓
ON-SITE MANAGEMENT
↓
POOL STORAGE
↓
DRY / INTERIM STORAGE
↓
TRANSPORT
↓
NATIONAL STORAGE / TREATMENT
↓
GEOLOGICAL DISPOSALUn guasto in qualsiasi fase a valle finisce per propagarsi a monte.
Ciò crea il principio centrale degli appalti:
L’Italia dovrebbe selezionare i reattori non solo in base all’efficienza con cui producono energia elettrica, ma anche in base alla coerenza con cui i loro rifiuti possono essere integrati in un sistema nazionale che deve rimanere sicuro, autorizzabile, trasportabile, recuperabile, finanziabile e, in ultima analisi, smaltibile per periodi che si estendono ben oltre la vita operativa del reattore stesso.
Le implicazioni per la prima flotta nazionale sono significative.
Un gran numero di tecnologie di reattori non correlate tra loro potrebbe ridurre la dipendenza da un singolo fornitore.
Ma può moltiplicarsi simultaneamente:
sistemi di alimentazione + flussi di rifiuti + famiglie di imballaggi + sistemi di stoccaggio + certificazioni di trasporto + specializzazioni degli enti regolatori + interfacce geologico-smaltimento.
Per la prima flotta, la diversità tecnologica dovrebbe quindi essere vincolata da un secondo requisito:
comunanza del back-end.
L’Italia dovrebbe privilegiare le tecnologie che massimizzano il valore del sistema elettrico e industriale senza creare infrastrutture parallele superflue per la gestione dei rifiuti .
L’obiettivo strategico a lungo termine dovrebbe essere semplice:
Non si dovrebbe procedere all’acquisto di un reattore di cui non sia possibile descrivere l’intero percorso di smaltimento dei rifiuti prima dell’inizio della costruzione.
6.51 La condizione tassonomica del 2050 rende la pianificazione geologica economicamente rilevante già ora
Come illustrato nel Capitolo 1, la tassonomia UE per la finanza sostenibile prevede l’applicazione di condizioni relative alla gestione dei rifiuti agli investimenti nucleari ammissibili, tra cui un piano dettagliato per un impianto di smaltimento di rifiuti altamente radioattivi, destinato a entrare in funzione entro il 2050 nell’ambito del quadro di valutazione tecnica applicabile.
Pertanto, il programma italiano di smaltimento geologico non è un problema che si porrà solo nella seconda metà del secolo.
Può influenzare:
- idoneità tassonomica;
- due diligence degli investitori;
- costo del finanziamento;
- Progettazione degli aiuti di Stato;
- credibilità della definizione di “nucleare sostenibile”.
Un nuovo programma di costruzione avviato prima che l’Italia disponga di una tabella di marcia geologica credibile rischia di anteporre le ambizioni di finanziamento alla struttura di gestione dei rifiuti necessaria a supportarle.
6.52 Il deposito è necessario anche per la medicina e l’industria
Si prevede che circa il 40% del volume totale previsto per il repository derivi da:
- medicina nucleare;
- industria;
- ricerca scientifica.
Questo ha rilevanza politica.
Il Deposito Nazionale non può essere presentato in modo accurato come un’infrastruttura necessaria solo a causa di un possibile ritorno all’energia nucleare.
L’Italia ha bisogno di una soluzione nazionale per i rifiuti radioattivi anche se non verrà mai costruito un nuovo reattore .
Al contrario, una nuova flotta di reattori amplia un fabbisogno infrastrutturale nazionale già esistente.
Questa distinzione dovrebbe essere centrale nell’informazione pubblica.
6.53 I rifiuti preesistenti esistono indipendentemente dalla decisione politica del 2026
Le passività esistenti sono state create decenni fa.
Se l’Italia:
- costruisce 20 SMR;
- costruisce un FOAK;
- o non costruisce alcun nuovo reattore,
deve comunque riuscire a:
- Trino;
- Caorso;
- Latina;
- Garigliano;
- EUREX;
- ITREC;
- Casaccia;
- Bosco Marengo;
- Ispra-1;
- residui di riprocessamento restituiti;
- rifiuti medici/industriali/di ricerca in corso.
Il dibattito sui repository non dovrebbe quindi diventare analiticamente dipendente dal dibattito sulle nuove costruzioni.
L’Italia ha già bisogno delle infrastrutture necessarie.
6.54 Il legame politico non può tuttavia essere ignorato
La separazione legale non implica la separazione politica.
L’opposizione pubblica ai nuovi reattori si rafforzerà se lo Stato non avrà risolto la questione del programma di gestione dei rifiuti ereditato dal precedente.
Un cittadino può ragionevolmente chiedere:
Perché un territorio dovrebbe accettare una nuova produzione di materiale radioattivo quando lo Stato non ha ancora costruito il deposito promesso per il programma precedente?
Si tratta di un problema di consenso sociale anche laddove non vi sia alcun obbligo di legge che imponga al Deposito Nazionale di essere operativo prima che possa essere presa in considerazione una licenza per la costruzione di un reattore.
Pertanto, il repository non è necessariamente un prerequisito legale formale per ogni nuova fase di sviluppo.
Si tratta di un elemento fondamentale per la credibilità del programma .
6.55 Finanziamento pregresso attuale: il contribuente si fa carico del programma storico
La decisione normativa dell’ARERA del 2025 conferma che, a partire dal 2023 , i costi derivanti dal passato del nucleare hanno cessato di essere finanziati direttamente attraverso le tariffe a carico degli utenti di energia elettrica e sono diventati oneri a carico diretto del bilancio statale .
ARERA ha mantenuto le proprie responsabilità in materia di rilevazione dei costi e controllo dell’efficienza.
Questa tassazione ha cambiato chi ne percepisce il costo.
Ciò non ha fatto scomparire il costo.
Le spese pregresse ora competono, nell’ambito delle finanze pubbliche, con:
- assistenza sanitaria;
- infrastrutture;
- difesa;
- istruzione;
- altri programmi energetici.
Lo Stato dovrebbe pertanto pubblicare le passività nucleari relative all’intero ciclo di vita in una forma che impedisca che i costi di stoccaggio e smantellamento diventino occulti all’interno della spesa generale.
6.56 La nuova costruzione non deve riprodurre lo stesso trasferimento intergenerazionale
Lo scopo delle disposizioni di garanzia dell’operatore per il 2026 dovrebbe essere quello di impedire che le generazioni future ereditino un altro programma di smantellamento senza finanziamenti.
Il nuovo proprietario di un reattore dovrebbe accumulare risorse sufficienti mentre l’impianto genera entrate.
La regola fondamentale dovrebbe essere:
La generazione che riceve l’elettricità dovrebbe finanziare i costi relativi ai rifiuti e allo smantellamento degli impianti generati dalla sua produzione.
Ciò è economicamente coerente con l’articolo 9 della direttiva 2011/70/Euratom, che richiede risorse finanziarie adeguate tenendo conto della responsabilità dei produttori.
6.57 L’insolvenza dell’operatore deve essere pianificata per
Un reattore può funzionare per 60-80 anni.
Il suo proprietario aziendale potrebbe non farlo.
Pertanto, un fondo di smantellamento non può essere semplicemente una voce contabile nel bilancio dell’operatore.
Dovrebbe rimanere disponibile se l’azienda:
- ristrutturazioni;
- viene acquisito;
- entra in procedura di insolvenza;
- cessa le attività commerciali.
Le possibili forme di protezione includono:
- fondi statutari separati;
- amministratori fiduciari esterni;
- norme sugli investimenti supervisionate dal governo;
- prove periodiche di adeguatezza;
- ricariche obbligatorie.
[IN]
La questione deve essere risolta con i decreti definitivi prima del rilascio delle licenze.
6.58 La chiusura anticipata è il principale stress test di finanziamento
Un fondo calibrato su 60 anni di produzione può risultare sottofinanziato se un impianto chiude dopo:
- 10 anni;
- 20 anni;
- costruzione ma prima della piena operatività commerciale.
La struttura di finanziamento necessita pertanto di una garanzia nelle fasi iniziali.
Altrimenti lo Stato diventa di fatto assicuratore di ultima istanza.
Un test di stress adeguato dovrebbe simulare:
- normale funzionamento per 60 anni;
- Chiusura per 40 anni;
- Chiusura per 20 anni;
- chiusura immediatamente dopo la messa in funzione di importanti impianti nucleari;
- insolvenza dell’operatore.
6.59 I costi di smaltimento geologico devono essere contabilizzati prima che esista un deposito geologico
Un errore contabile comune sarebbe quello di rimandare gli accantonamenti per lo smaltimento geologico fino a quando non viene selezionato un sito.
Ciò sottostimerebbe il costo economico dell’elettricità prodotta prima della selezione.
L’approccio corretto consiste nel raccogliere denaro a fronte di una passività futura stimata , con revisioni periodiche man mano che il programma si sviluppa.
Questa è la logica finanziaria standard tra generazioni.
L’incertezza sui costi del repository è un argomento a favore di un ricalcolo periodico.
Non è un argomento a favore di una previsione zero.
6.60 Chi dovrebbe pagare cosa
Un’allocazione difendibile separerebbe le passività come segue.
| Responsabilità | Pagatore principale |
|---|---|
| Dismissione di reattori storici | Quadro di riferimento preesistente relativo all’eredità statale |
| Residui storici di combustibili/riprocessamento | Quadro di riferimento preesistente dello Stato/Sogin |
| Rifiuti medici/industriali/di ricerca attuali | Generatori soggetti agli accordi tariffari applicabili + meccanismi infrastrutturali nazionali |
| Rifiuti operativi del nuovo reattore | Nuovo gestore del reattore |
| Nuovo deposito temporaneo per il combustibile esaurito | Nuovo gestore del reattore |
| Dismissione di un nuovo reattore | Nuovo gestore del reattore |
| Capacità incrementale del National Repository richiesta dalla nuova costruzione | Nuovi operatori di reattori |
| Capacità incrementale di smaltimento geologico derivante da nuove costruzioni | Nuovi operatori di reattori |
| Controlli normativi attribuibili alla nuova costruzione | Operatori laddove la legislazione lo preveda |
| Sviluppo delle politiche / funzioni istituzionali sovrane | Stato |
[IN]
Lo Stato può scegliere di sovvenzionare parte di questi costi per ragioni di politica energetica.
In tal caso, tale supporto dovrebbe essere registrato esplicitamente anziché essere nascosto nella contabilità dei rifiuti.
6.61 La tariffazione dei depositi dovrebbe riflettere il carico radiologico, non solo i metri cubi
Un sistema di tariffazione dei rifiuti basato esclusivamente sul rapporto €/m³ sarebbe semplice, ma potenzialmente distorsivo.
Un metro cubo di rifiuti a bassissima velocità non è economicamente equivalente a un metro cubo di rifiuti ad alta attività vetrificati.
Un sistema tariffario equo dovrebbe considerare una combinazione di fattori:
- volume;
- attività;
- produzione di calore;
- tipo di confezione;
- inventario degli isotopi a lunga vita;
- durata di conservazione richiesta;
- gestire la complessità;
- percorso di smaltimento finale.
[IN]
Ciò è particolarmente importante se il deposito alla fine accetterà rifiuti provenienti da diverse tecnologie di reattori.
6.62 Il programma italiano richiede un unico conto consolidato dei materiali radioattivi
Lo Stato dovrebbe essere in grado di rispondere, annualmente:
- quanta spazzatura esiste;
- dov’è;
- di quale categoria si tratta;
- se è condizionato;
- di chi è il proprietario;
- chi lo paga;
- qual è la sua destinazione finale;
- quale capacità rimane in ogni negozio.
Il sistema AIGOR di Sogin è una componente importante di tale architettura, ma il futuro sistema nazionale dovrà integrare anche:
- non-Sogin generators;
- nuovi operatori;
- combustibile esaurito;
- residui importati/riportati;
- eventuali pacchetti per lo smaltimento geologico.
Un programma nucleare nazionale privo di un unico rendiconto del ciclo di vita dei materiali sarebbe incompleto sia dal punto di vista fiscale che operativo.
6.63 Fasi decisionali prima dell’autorizzazione di un FOAK italiano
Prima che lo Stato autorizzi l’avvio irreversibile di un nuovo reattore, il programma di gestione dei rifiuti deve soddisfare almeno le seguenti condizioni minime.
Porta W1 — Archivio nazionale
Esiste un percorso legalmente credibile che prevede:
- Procedura finale della CNAI;
- percorso ospite selezionato;
- programma;
- finanziamento.
Il repository non deve necessariamente essere già operativo, ma un processo di localizzazione indefinito e non definito è insufficiente.
Cancello W2 — Residui restituiti
L’Italia ha un piano autorizzato per:
- Residui francesi;
- Residui nel Regno Unito;
- botti da trasporto;
- deposito temporaneo.
Cancello W3 — Smaltimento geologico
Esiste un programma formalmente approvato che identifica:
- percorso nazionale;
- percorso internazionale;
- termini per le decisioni;
- Ricerca e sviluppo;
- finanziamento.
Gate W4 — Nuovo dossier sui rifiuti del reattore
Il fornitore del reattore selezionato fornisce l’inventario del ciclo di vita.
Gate W5 — Strategia per il combustibile esaurito
Il governo decide se la politica di base è:
- smaltimento diretto;
- rielaborazione;
- o un’opzione duale formalmente mantenuta.
Gate W6 — Finanziamento dell’operatore
La struttura di finanziamento/garanzia separata è legalmente operativa.
Gate W7 — Capacità del repository
La capacità incrementale di smaltimento dei rifiuti derivante da nuove costruzioni viene contabilizzata separatamente dalla capacità preesistente.
Il fallimento di questi passaggi non implica necessariamente l’esclusione di tutte le attività di ingegneria preparatoria.
Dovrebbe vietare una decisione irreversibile di finanziamento FOAK sostenuta dallo Stato .
6.64 I rifiuti dovrebbero essere inseriti nella gara d’appalto tecnologica come criterio di valutazione
Una futura gara d’appalto per un reattore non dovrebbe limitarsi a valutare:
- SPESE IN CAPITALE;
- programma;
- efficienza elettrica;
- Contenuti in italiano.
Dovrebbe inoltre ottenere il seguente punteggio:
- quantità di combustibile esaurito;
- carico termico;
- maturità per la conservazione a secco;
- botti già autorizzate;
- standardizzazione degli imballaggi per i rifiuti;
- compatibilità con lo smaltimento finale;
- materiali insoliti;
- prove di smantellamento;
- disponibilità del fornitore a garantire i dati relativi ai rifiuti.
Un reattore leggermente più costoso, ma con una infrastruttura di stoccaggio e smaltimento europea consolidata, potrebbe risultare più economico su un periodo di 100 anni rispetto a un reattore con minori spese in conto capitale (CAPEX) che richiede un nuovo combustibile e una nuova infrastruttura di smaltimento.
6.65 La “minimizzazione dei rifiuti” non deve diventare un sostituto dello “smaltimento dei rifiuti”.
I principi di classificazione italiani del 2015 richiedono che la produzione di rifiuti sia ridotta al livello più basso ragionevolmente possibile.
È appropriato.
Gli operatori dovrebbero perseguire:
- decontaminazione;
- sgombero dei materiali;
- riciclaggio;
- riduzione del volume;
- segregazione.
Ma la riduzione del volume è solo uno degli obiettivi.
Un pacchetto di rifiuti altamente concentrato e a lunga durata può occupare poco spazio, ma richiede isolamento geologico per migliaia di anni.
Pertanto, l’indicatore chiave di prestazione (KPI) del ciclo di vita dovrebbe includere:
- volume;
- attività;
- Calore;
- tutta la vita;
- disposizione finale.
6.66 La strategia di riprocessamento per una nuova flotta non dovrebbe essere ereditata automaticamente dalla vecchia flotta
Il programma storico italiano ha adottato il ritrattamento all’estero, in parte per rimuovere il combustibile dai siti dismessi e per supportare lo smantellamento.
Ciò non dimostra che il riprocessamento sia automaticamente la strategia ottimale per i futuri SMR.
Un nuovo programma dovrebbe confrontare:
Ciclo a passaggio singolo
Vantaggi:
- meno impianti del ciclo del combustibile;
- misure di sicurezza più semplici;
- maturità commerciale per i reattori ad acqua leggera (LWR).
Svantaggi:
- L’inventario completo del combustibile esaurito richiede lo smaltimento geologico.
Riprocessamento estero
Vantaggi:
- recupero di materiali riutilizzabili;
- Rifiuti condizionati restituiti;
- potenzialmente un volume fisico inferiore.
Svantaggi:
- costo;
- dipendenza dall’estero;
- trasporto;
- I residui ritornano comunque;
- È ancora necessario lo smaltimento geologico.
Ciclo chiuso domestico
Vantaggi:
- maggiore sovranità del ciclo del combustibile;
- potenziale utilizzo delle risorse.
Svantaggi:
- richiede impianti di riprocessamento/fabbricazione;
- salvaguardie/sicurezza del plutonio;
- complessità molto elevata in termini di capitale e regolamentazione.
Nessuna opzione è completamente priva di sprechi.
6.67 Il ritrattamento nazionale costituirebbe un secondo programma nucleare nazionale
La delegazione del 2026 apre legalmente la possibilità di realizzare impianti di fabbricazione e riprocessamento di combustibili in Italia.
Non dovrebbe essere considerata un’industria ausiliaria di secondaria importanza.
Un programma nazionale di riprocessamento/MOX richiederebbe:
- siti separati;
- valutazione ambientale separata;
- sistemi di sicurezza nucleare;
- salvaguardie;
- sistemi di gestione dei rifiuti liquidi e solidi;
- infrastruttura contabile del plutonio;
- forza lavoro specializzata;
- fondi aggiuntivi per lo smantellamento.
Si tratterebbe, di fatto, di un secondo importante programma di infrastrutture nucleari, da affiancare alla messa in opera dei reattori.
Per la prima flotta di reattori LWR-SMR, l’Italia non dovrebbe pertanto presumere il ritrattamento a livello nazionale, a meno che non sia supportato da una separata valutazione nazionale di costi-benefici e sicurezza.
6.68 Le politiche relative ai depositi e ai combustibili dovrebbero essere tecnologicamente neutrali, ma non cieche rispetto alla tecnologia.
Il principio di neutralità tecnologica sancito dalla legge non significa che ogni reattore imponga gli stessi requisiti in materia di rifiuti.
Una politica nazionale in materia di rifiuti dovrebbe, ove possibile, tenere conto di diverse famiglie tecnologiche.
Ma gli addetti agli appalti dovrebbero riconoscere che:
- Combustibile LEU per reattori ad acqua leggera;
- TRISO VA;
- HALEU metallico;
- combustibile per reattori veloci MOX
non sono intercambiabili dal punto di vista del back-end.
La neutralità tecnologica dovrebbe quindi significare:
stessi principi decisionali
non
ipotesi di spreco identiche.
6.69 Una strategia di flotta riduce la complessità del back-end
Se l’Italia si schiera:
- BWRX;
- NUWARD;
- Xe-100;
- newcleo;
- Sodio
Allo stesso tempo, crea cinque diversi sistemi back-end.
Se l’Italia si standardizza attorno a una o due tecnologie, può standardizzare:
- carburante;
- botti;
- gestione;
- imballaggi dei rifiuti;
- formazione degli operatori;
- Interfacce del repository.
Questo è un altro motivo per cui la prima flotta dovrebbe avere una diversità tecnologica limitata.
6.70 Lo smantellamento deve essere previsto nella progettazione dell’impianto
Il lavoro dell’AIEA sui reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) pone sempre maggiore enfasi sulla progettazione finalizzata allo smantellamento .
Un reattore progettato per la sostituzione modulare e il facile accesso ai componenti può ridurre:
- dose per lavoratore;
- tempo di smontaggio;
- rifiuti secondari.
L’Italia dovrebbe richiedere ai venditori di dimostrare:
- schermatura rimovibile;
- strategia di segmentazione;
- inventario dei materiali;
- gestione a distanza;
- controllo della contaminazione;
- Strategia di rilascio del sito definitivo.
La gestione dei rifiuti inizia già in fase di progettazione del reattore.
Non dovrebbe iniziare 60 anni dopo.
6.71 Le passività relative ai rifiuti devono essere iscritte nel registro dei rischi del bilancio statale anche quando finanziate privatamente.
Anche laddove la responsabilità legale ricada su un operatore privato, lo Stato rimane esposto se:
- L’operatore fallisce;
- L’impianto di smaltimento è in ritardo;
- I fondi sono insufficienti;
- La sicurezza pubblica richiede un intervento.
Pertanto, MEF dovrebbe tenere un registro separato delle passività nucleari contingenti che identifichi:
- fondi dell’operatore;
- carenze di garanzia;
- impegni relativi al repository;
- Stime relative allo smaltimento geologico;
- Esposizione al fondo di garanzia statale.
Ciò non significa che lo Stato debba accantonare l’intera passività privata come debito pubblico.
Significa che il rischio deve essere visibile.
6.72 Il programma attuale dimostra già il costo di una discrepanza nella pianificazione.
La cronologia storica dell’Italia presenta una semplice incongruenza strutturale:
Il ritrattamento del combustibile è progredito più rapidamente rispetto alle infrastrutture nazionali per lo smaltimento.
Il risultato è:
- rifiuti trattati all’estero;
- obbligo di restituzione differito;
- costi di stoccaggio all’estero in corso;
- nuovo approvvigionamento di botti;
- negoziati intergovernativi in corso.
Una nuova flotta non dovrebbe ripetere quell’errore di sequenziamento.
Il luogo di destinazione finale dei rifiuti non deve necessariamente esistere fisicamente prima del primo caricamento del combustibile.
Ma il percorso, i finanziamenti e le tappe fondamentali dovrebbero esserlo.
6.73 Valutazione complessiva
Il problema dei rifiuti radioattivi in Italia è gestibile.
Il problema non è stato risolto.
Il paese possiede:
- un’azienda statale esperta nello smantellamento di impianti;
- capacità di trattamento dei rifiuti;
- pratiche regolamentari conformi agli standard internazionali;
- un concetto maturo per un archivio nazionale di superficie;
- un insieme identificato di 51 aree di localizzazione;
- un processo SEA attivo;
- inventari definiti di prodotti esteri riprocessati;
- Sono in corso le procedure di approvvigionamento fisico per il recupero dei residui ad alta concentrazione.
Si tratta di beni considerevoli.
Le questioni irrisolte sono altrettanto rilevanti.
L’Italia non possiede ancora:
- un archivio nazionale operativo;
- un sito di repository selezionato;
- un programma di costruzione autorizzato per quel deposito;
- un sito di smaltimento geologico definitivo;
- una strategia nazionale di smaltimento geologico aggiornata e pienamente approvata;
- Restituzione completata dei residui ad alto livello provenienti da Francia e Regno Unito;
- Rimozione e gestione completate di tutto il combustibile esaurito preesistente;
- una formula definita per l’imposta sui rifiuti di nuova costruzione o per il fondo di smantellamento.
Lo storico programma ha generato circa 1.864 tonnellate di combustibile esaurito .
L’invio all’estero di circa il 99% per il ritrattamento ha ridotto le scorte interne di combustibile temporaneo e ha supportato lo smantellamento, ma non ha trasferito la responsabilità finale.
I residui condizionati stanno tornando.
Il contratto per l’acquisto di botti da 32 milioni di euro, aggiudicato il 24 settembre 2026, è la prova tangibile di questa realtà.
Il National Repository è quindi indispensabile, ma rappresenta solo una parte della soluzione.
La sua capacità di smaltimento a bassa attività, pari a circa 84.000 m³, unitamente alla capacità di stoccaggio temporaneo ad alta attività, pari a 14.000 m³, rappresenta il passo mancante verso la centralizzazione a livello nazionale.
Non fornisce l’isolamento geologico definitivo necessario per i materiali più longevi d’Italia.
Questo è il divario intergenerazionale più importante.
Per la nuova flotta di reattori, lo Stato deve applicare una normativa più rigorosa di quella ereditata dal ventesimo secolo:
Nessuna tecnologia di reattore può essere considerata pienamente implementabile se non vengono identificati, prima che l’investimento diventi irreversibile, il combustibile, il combustibile esaurito, i rifiuti operativi, i rifiuti derivanti dallo smantellamento, lo stoccaggio temporaneo, lo smaltimento finale e il percorso di finanziamento.
Tale standard non impone all’Italia di risolvere ogni dettaglio di ingegneria geologica prima di selezionare un SMR.
Ciò richiede che il sistema di smaltimento dei rifiuti venga trattato come parte integrante del sistema del reattore.
Il programma dovrebbe quindi basarsi su cinque principi:
Innanzitutto, è necessario completare il ciclo di gestione dei dati preesistenti.
Il National Repository è un progetto necessario indipendentemente dalle nuove costruzioni e dovrebbe rimanere una priorità per le infrastrutture statali.
In secondo luogo, restituire e mettere in sicurezza i residui esteri.
Il programma Francia/Regno Unito deve essere rendicontato in modo trasparente come passività italiana continuativa.
In terzo luogo, è necessario sviluppare fin da ora un sistema di smaltimento geologico.
Lo stoccaggio temporaneo dovrebbe servire a guadagnare tempo, non a diventare la strategia definitiva per impostazione predefinita.
In quarto luogo, separare le passività relative alle nuove costruzioni dai contribuenti preesistenti.
I futuri gestori dovranno finanziare i propri obblighi di smantellamento, smaltimento dei rifiuti e del combustibile esaurito attraverso fondi protetti per l’intero ciclo di vita.
Quinto, selezionare la tecnologia con la sua parte terminale integrata.
Un SMR non può essere valutato unicamente come un reattore isolato. Il ciclo del combustibile e l’architettura di gestione dei rifiuti sono parte integrante del processo di appalto.
La conclusione più rilevante è dunque di natura istituzionale piuttosto che radiologica:
L’Italia non può inaugurare in modo credibile una seconda era nucleare continuando a considerare le infrastrutture per lo smaltimento come un problema che appartiene alla fine della prima.
I due programmi ora si sovrappongono.
Il modo in cui l’Italia risolverà questa sovrapposizione determinerà non solo la politica relativa ai depositi, ma anche la credibilità legale, fiscale e politica dell’intero programma di costruzione di nuovi depositi.
CAPITOLO 6 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
Classificazione italiana dei rifiuti radioattivi
G1 — Decreto interministeriale del 7 agosto 2015 — Classificazione dei rifiuti radioattivi. Stabilisce i principi italiani di classificazione e smaltimento dei rifiuti radioattivi di bassissima, bassissima e alta radioattività (VSLW/VLLW/LLW/ILW/HLW).
Gazzetta Ufficiale — Decreto del 7 agosto 2015
G2 — MASE — testo ufficiale della classificazione dei rifiuti radioattivi del 7 agosto 2015.
MASE — Decreto sulla classificazione dei rifiuti radioattivi
Combustibile irradiato pregresso e riprocessamento estero
G3 — Sogin — Gestione del combustibile nucleare. Principale fonte ufficiale per l’inventario storico di combustibile per reattori di circa 1.864 tonnellate, riprocessamento estero al 99%, trasferimenti di circa 938 tonnellate nell’ambito di contratti in essere, le restanti circa 13 tonnellate e la restituzione dei residui condizionati.
Sogin — Gestione del combustibile nucleare
G4 — Sogin — Residui di riprocessamento francesi e britannici. Francia: 15,4 m³ di rifiuti altamente radioattivi vetrificati e 47,6 m³ di residui metallici compattati; Regno Unito: circa 20 m³ di rifiuti altamente radioattivi vetrificati a seguito di un accordo di sostituzione.
G5 — Sogin, 25 giugno 2026 — Stoccaggio a secco ITREC. Reincapsulamento di 64 elementi combustibili Elk River in due contenitori per lo stoccaggio a secco, in attesa della disponibilità presso il Deposito Nazionale.
G6 — Sogin, 24 settembre 2026 — Approvvigionamento di CASTOR HAW28M. Cinque botti da GNS; circa 32 milioni di euro; parte del programma franco-britannico di riprocessamento e restituzione dei residui.
L1 — Camera dei Deputati, 12 febbraio 2025 — risposta all’interrogazione 5-03541. Distinzione ufficiale tra costi di stoccaggio/gestione all’estero e spese storiche di ritrattamento/trasporto; circa 5 milioni di euro/anno per i contratti di stoccaggio/gestione in essere e 1,3942 miliardi di euro di spesa cumulativa di Sogin dal 1999.
L2 — Verbale del Senato — Tappe fondamentali dell’Accordo di Lucca. Registra la data di scadenza originaria del 31 dicembre 2025 per la restituzione.
L3 — Senato, luglio 2026 — verbale parlamentare sull’accordo francese rivisto in materia di stoccaggio. Il verbale riporta l’affermazione secondo cui l’accordo rivisto potrebbe estendere lo stoccaggio in Francia fino al 2040; in questo rapporto è trattato come prova parlamentare in attesa della revisione del relativo strumento bilaterale.
Sogin e il patrimonio nucleare pregresso
G7 — Sogin Group, Rapporto di sostenibilità 2024. Inventario dettagliato dei rifiuti radioattivi e stato di conservazione al 31 dicembre 2024.
G8 — Sogin Group, Bilancio 2025, approvato nell’agosto 2026. Programma nazionale di smantellamento completato al 47,7% al 31 dicembre 2025.
G9 — Sogin — missione aziendale e siti nucleari attuali. Quattro ex centrali commerciali, impianti del ciclo del combustibile, Ispra-1, CISAM/RTS-1 e responsabilità EURACOS.
G10 — Sogin — Gestione dei rifiuti. Caratterizzazione, trattamento, condizionamento, stoccaggio, trasferimento al Deposito Nazionale e sequenza greenfield.
Archivio nazionale e CNAI
G11 — Sogin — Parco Tecnologico e di Deposito Nazionale. Architettura del deposito di superficie; ~84.000 m³ di smaltimento finale per rifiuti a bassissima e bassa attività (VLLW/LLW), ~14.000 m³ di stoccaggio temporaneo per rifiuti a media e alta attività (ILW/HLW); ~98.000 m³ di volume totale; suddivisione 60/40 tra nucleare, medico/industriale e di ricerca.
G12 — Sogin — Procedura di assegnazione del sito al repository. Conferma l’assenza di autocandidature, la prosecuzione della procedura SEA, l’aggiornamento del CNAI, il parere ISIN e il successivo processo di negoziazione.
G13 — MASE — elenco ufficiale proposto dalla CNAI. Elenco completo di 51 aree, incluse 21 aree di Viterbo.
G14 — Provincia di Viterbo, settembre 2026. Esame formale delle osservazioni integrative supportate da esperti presentate alla CNAI nell’ambito della procedura di Valutazione Ambientale Strategica (VAS).
G15 — Sogin, 30 giugno/1 luglio 2026 — Audizione al Senato. Conferma il raggiungimento del 47,7% di progressi nello smantellamento e l’obiettivo del Deposito Nazionale entro il 2039 .
G16 — Sogin / ARERA, 7 agosto 2026. Il restauro del Deposito Nazionale procede dopo il completamento della documentazione di pianificazione richiesta.
Smaltimento geologico e revisione internazionale
I1 — Revisione ARTEMIS dell’IAEA sull’Italia. Smaltimento in superficie per VLLW/LLW; stoccaggio intermedio consolidato per ILW/HLW/combustibile esaurito; mancante percorso geologico definitivo; bozza di approccio duale nazionale/internazionale del 2023.
I2 — Rapporto annuale 2025 della piattaforma SMR dell’AIEA. Informazioni/esperienze attuali limitate sui rifiuti, il combustibile esaurito e lo smantellamento degli SMR; si prevedono flussi di rifiuti diversificati.
I3 — Piattaforma SMR dell’IAEA — Gestione dei rifiuti. Progettazione basata sulla gestione dei rifiuti e approccio del ciclo di vita per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
I4 — IAEA — Progressi nello sviluppo di SMR. Gli SMR raffreddati ad acqua utilizzano generalmente approcci di back-end simili a quelli dei reattori ad acqua avanzati; i rifiuti altamente radioattivi/combustibile esaurito dichiarati come rifiuti richiedono lo smaltimento geologico profondo.
responsabilità finanziaria dell’UE e dell’Italia
L4 — Direttiva del Consiglio 2011/70/Euratom. Programmi nazionali, responsabilità dei produttori, risorse finanziarie adeguate, trasparenza e catena completa di gestione del combustibile esaurito/dei rifiuti.
L5 — DDL 1924 del Senato, Articolo 3(o). Garanzie finanziarie adeguate per l’intero ciclo di vita, con costi a carico degli operatori autorizzati, compresi eventuali fondi dedicati per lo smantellamento, i rifiuti radioattivi e il combustibile esaurito.
L6 — DDL 1924 del Senato, articoli 2–3. Regolamentazione futura della fabbricazione, riprocessamento, stoccaggio, smaltimento e smantellamento del combustibile.
G17 — Risoluzione ARERA 261/2025/R/eel. Dal 2023 i costi pregressi relativi al nucleare sono a carico diretto del bilancio statale; ARERA mantiene la supervisione del riconoscimento dei costi e dell’efficienza.
FINE DEL CAPITOLO 6
CAPITOLO 7 — IMPATTI SUL SISTEMA, SULL’AMBIENTE, SUI SISMICI E SULLA SICUREZZA
7.1 Risultati esecutivi
Una nuova flotta nucleare italiana non opererebbe come fonte isolata di energia elettrica di base. Entrerebbe in un sistema elettrico soggetto a simultanei cambiamenti strutturali: rapida penetrazione delle energie rinnovabili, pressione per la dismissione degli impianti termici obsoleti, diffusione dei sistemi di accumulo, espansione della domanda di elettricità tramite pompe di calore ed elettrificazione industriale, crescente richiesta di connessioni da parte dei data center, potenziamento dei corridoi di trasmissione nord-sud, nuovi collegamenti HVDC e crescente esposizione alla variabilità climatica.
Il valore di sistema dell’energia nucleare deve pertanto essere valutato considerando più dei soli terawattora annui o del costo livellato.
Un reattore può contribuire a:
- generazione programmabile a basse emissioni di carbonio;
- capacità affidabile;
- inerzia sincrona laddove collegata tramite un generatore-turbina sincrono convenzionale;
- Supporto di tensione e potenza reattiva;
- ridotta dipendenza dalla produzione di energia correlata alle condizioni meteorologiche;
- calore potenzialmente industriale;
- elettricità per la produzione di idrogeno;
- Alimentazione ad alto fattore di carico per data center e altri carichi continui.
Ma una flotta nucleare non elimina la necessità di:
- magazzinaggio;
- rinforzo della trasmissione;
- interconnettori;
- risposta alla domanda;
- equilibrio delle energie rinnovabili;
- riserva operativa;
- risorse di riavvio a freddo;
- capacità di formazione di griglie;
- resistenza alle condizioni meteorologiche estreme.
Tali requisiti cambiano in quantità e natura, anziché scomparire.
La Valutazione Nazionale dell’Adeguatezza delle Risorse Energetiche di Terna per il 2025 è particolarmente rilevante. I suoi scenari 2030-2035 non includono ancora una nuova flotta nucleare italiana, ma dimostrano il futuro problema di sistema in cui il nucleare si inserirebbe. Terna applica uno standard di adeguatezza di tre ore di perdita di carico (Loss-of-Load-Expectation, LOLE) all’anno e utilizza una modellazione probabilistica sensibile al clima. In uno scenario in cui tutta la capacità termica economicamente non redditizia viene dismessa, Terna stima oltre 150 ore LOLE nel 2030 e oltre 200 ore nel 2035 , anche dopo aver tenuto conto dello stoccaggio garantito tramite MACSE. Collega inoltre il deterioramento dell’adeguatezza tra il 2030 e il 2035 in parte alla maggiore domanda di picco derivante dall’elettrificazione, dalle pompe di calore e dai data center e rileva una continua e forte dipendenza dalle condizioni climatiche in un sistema ad alta quota di energie rinnovabili. [G]
Queste evidenze non dimostrano che il nucleare sia l’unica soluzione al problema dell’adeguatezza energetica italiana. Stabiliscono piuttosto che il sistema futuro richiederà quantità considerevoli di capacità affidabile, flessibilità e capacità di rete. Il nucleare è una delle possibili fonti che possono contribuire a soddisfare tale requisito.
Il clima rappresenta contemporaneamente un problema per la rete elettrica e per i siti dei reattori. L’ISPRA ha registrato un significativo deterioramento della disponibilità idrica in Italia nel corso del 2025 e una grave crisi idrica in alcune zone del sistema Po nell’estate del 2026, mentre il monitoraggio climatico europeo ha rilevato caldo e siccità eccezionali in alcune parti dell’Europa occidentale e meridionale. L’Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE ha documentato separatamente che ondate di calore, siccità, bassi livelli dei fiumi e alte temperature dell’acqua di raffreddamento possono limitare la produzione nucleare, a meno che gli impianti non siano progettati e gestiti per tali condizioni. [G][S]
Di conseguenza, la capacità del reattore non dovrebbe essere modellata come invariante rispetto al clima.
Un reattore da 300 MWe nominali non contribuisce automaticamente a fornire 300 MW di capacità di sistema affidabile durante ogni evento di stress. Il valore rilevante dipende da:
- probabilità di interruzione forzata;
- rifornimento programmato;
- disponibilità di acqua di raffreddamento;
- temperatura ambiente;
- connessione alla rete;
- rischi comuni del sito;
- se più moduli possono guastarsi simultaneamente.
Per quanto riguarda la sicurezza, la soglia legale è altrettanto rigorosa. L’attuazione da parte dell’Italia del regime di sicurezza nucleare Euratom richiede che i nuovi impianti nucleari siano progettati, localizzati, costruiti, gestiti e smantellati in modo da prevenire incidenti e mitigarne le conseguenze, in particolare evitando rilasci radioattivi precoci per i quali non sarebbe stato possibile attuare in tempo misure di protezione esterne e rilasci di grandi dimensioni che richiederebbero misure di protezione illimitate nello spazio o nel tempo. La legge italiana richiede inoltre una difesa multilivello e un’esplicita considerazione dei rischi estremi di origine naturale e di quelli involontari di origine antropica. [L]
Questo requisito si applica indipendentemente dalle dimensioni del reattore.
Un SMR può avere:
- un inventario radioattivo più piccolo per modulo;
- minore calore di decadimento;
- sicurezza passiva;
- strutture sotterranee;
- termini di origine di incidenti di minore entità per scenari specifici.
Nessuna di queste caratteristiche crea un presupposto legale secondo cui la pianificazione delle emergenze scompaia.
Le zone di pianificazione di emergenza devono essere giustificate in base alla progettazione effettiva, alla sorgente, al sito, all’analisi degli incidenti e alle conseguenze della dose al di fuori del sito. Il lavoro normativo internazionale riconosce che i SMR (Superconcentrati di radioattività) possono giustificare disposizioni di pianificazione di emergenza più ridotte in alcuni casi; non supporta una regola universale di zone di pianificazione di emergenza a zero.
L’Italia possiede già un sistema nazionale di emergenza radiologica/nucleare, ma il suo attuale piano nazionale è stato elaborato principalmente in relazione ad incidenti presso centrali nucleari estere e ad altri eventi radiologici che interessano l’Italia. Un reattore nucleare nazionale richiederebbe un piano di emergenza esterno specifico per il sito, ai sensi del Decreto Legislativo 101/2020. La legge italiana prevede tale piano per gli impianti nucleari, attribuisce al Prefetto un ruolo centrale di pianificazione con la Regione, i comuni, i servizi sanitari, l’ARPA/APPA, i vigili del fuoco, le forze dell’ordine e il gestore, e vieta ai nuovi impianti che richiedono tale pianificazione di iniziare l’attività prima che i piani di emergenza siano stati approvati. Il piano deve essere rivisto almeno ogni tre anni ed esercitato periodicamente. [L]
La sicurezza aggiunge un ulteriore livello di licenza indipendente.
Il futuro impianto dovrà integrare:
- protezione fisica;
- prevenzione del sabotaggio;
- Protezione dalle minacce interne;
- controllo dei materiali;
- sicurezza informatica;
- sicurezza della catena di approvvigionamento;
- risposta alle emergenze.
L’Italia aderisce alla Convenzione sulla protezione fisica del materiale nucleare (CFPB) emendata e mantiene norme nazionali che regolano la protezione fisica degli impianti e del materiale nucleare. La digitalizzazione integra inoltre l’impianto nella più ampia architettura di cybersicurezza NIS2, pur mantenendo pienamente applicabili i requisiti di sicurezza informatica specifici per il settore nucleare.
Infine, l’attuale regime italiano di responsabilità civile nucleare non è illimitato . A seguito dell’attuazione delle convenzioni di Parigi e Bruxelles sulla responsabilità nucleare, la responsabilità generale degli operatori italiani è di 700 milioni di euro per incidente nucleare , con i risarcimenti supplementari pubblici e internazionali previsti dal regime di Bruxelles che portano l’insieme dei risarcimenti garantiti ad almeno circa 1,5 miliardi di euro . Importi legali inferiori possono essere applicati a specifici impianti e trasporti a basso rischio. [L/G]
Il ritorno alla produzione attiva di energia nucleare a fini commerciali solleva quindi un interrogativo politico che l’Italia non si era dovuta confrontare con la gestione di soli impianti di smantellamento e di ricerca: ovvero se l’attuale struttura di responsabilità legale e assicurativa rimanga adeguata per una nuova flotta di reattori o se debba essere modificata prima del rilascio della prima licenza.
La conclusione principale è che le motivazioni ambientali e di sicurezza a favore di un SMR italiano non possono essere ridotte alla semplice affermazione che “i nuovi reattori sono più piccoli e più sicuri”.
La questione statale rilevante è:
Il reattore selezionato è in grado di mantenere un valore di sistema affidabile, un raffreddamento adeguato, una difesa multilivello, un funzionamento sicuro, la preparazione alle emergenze e una responsabilità assicurabile per l’intero ciclo di vita, nelle attuali condizioni della rete elettrica italiana, climatiche, sismiche, idrogeologiche e di sicurezza, per sessanta anni o più?
Questo è lo standard applicato di seguito.
7.2 Il problema del sistema elettrico italiano è l’adeguatezza, la flessibilità e la geografia della rete, non solo l’energia annua
In Italia, la transizione energetica sta progressivamente separando la sufficienza energetica dall’adeguatezza della capacità .
Un sistema energetico può generare una quantità sufficiente di elettricità rinnovabile all’anno, pur dovendo comunque affrontare ore critiche in cui:
- La produzione di energia solare non è disponibile;
- La produzione di energia eolica è bassa;
- Lo spazio di archiviazione è esaurito;
- Le importazioni sono soggette a restrizioni;
- Le unità convenzionali non sono disponibili;
- picchi di domanda.
Terna misura questo aspetto attraverso indicatori di adeguatezza probabilistici anziché tramite bilanci annuali di produzione.
La sua valutazione del 2025 mostra che i maggiori rischi di mancata fornitura di energia negli scenari futuri si concentrano in particolare in:
- ore serali;
- periodi invernali;
- alcuni periodi di picco della domanda estiva.
Identifica inoltre la necessità di accumulo per coprire l’elevato carico residuo serale quando la capacità termica diminuisce. [G]
È in questo contesto che la capacità nucleare può acquisire valore.
La produzione di energia nucleare non è correlata alle condizioni meteorologiche nello stesso modo della produzione fotovoltaica o eolica.
Può quindi ridurre il volume della domanda residua che deve essere soddisfatta da:
- magazzinaggio;
- gas;
- importazioni;
- risposta alla domanda.
Ma il confronto corretto va effettuato a livello di sistema.
Un reattore dovrebbe essere valutato rispetto a portafogli alternativi che potrebbero fornire un’affidabilità equivalente attraverso combinazioni di:
- energie rinnovabili;
- magazzinaggio;
- interconnessione;
- risposta alla domanda;
- generazione programmabile;
- CCS;
- importazioni ferme a basse emissioni di carbonio.
Tale analisi rientra in parte nel Capitolo 10, ma il requisito relativo al sistema fisico è già chiaramente illustrato qui.
7.3 Il credito di capacità non corrisponde alla potenza nominale del reattore.
Un errore analitico ricorrente è quello di considerare ogni megawatt di capacità nominale nucleare come un megawatt di capacità di adeguatezza garantita.
Il concetto corretto è valore di capacità effettiva .
Un’unità nucleare può non essere disponibile durante un periodo di stress del sistema a causa di:
- interruzione programmata;
- interruzione non pianificata;
- problema del ciclo del carburante;
- limitazione del raffreddamento;
- interruzione della trasmissione;
- pericolo naturale esterno.
Pertanto, il futuro modello italiano di adeguatezza dovrà calcolare il contributo nucleare in modo probabilistico.
A settembre 2026, Terna non disponeva di dati storici empirici sulle prestazioni dei nuovi reattori italiani da cui ricavare tale credito di capacità.
Un modello di flotta nazionale dovrebbe quindi utilizzare:
- dati internazionali di riferimento sulle interruzioni forzate;
- ipotesi di rifornimento specifiche per ciascun reattore;
- Declassamento in base alle condizioni climatiche;
- Modellazione del sito a causa comune;
- Ipotesi conservative sulla disponibilità di FOAK.
[IN]
Lo Stato non dovrebbe permettere che un modello di approvvigionamento presupponga un fattore di capacità annuale del 90-95% e poi traduca la stessa percentuale direttamente in capacità adeguata senza una modellazione probabilistica oraria.
Le due metriche rispondono a domande diverse.
7.4 Gli SMR possono ridurre la contingenza di singola unità, ma i siti multi-modulo creano un rischio correlato
Un argomento a favore dei SMR è di natura fisicamente valida.
Se una singola unità da 1.200 MWe si guasta, la rete perde immediatamente circa 1.200 MWe.
Se la stessa produzione del sito è composta da moduli da 300 MWe operanti in modo indipendente, l’arresto di un modulo potrebbe ridurre la perdita istantanea a circa 300 MWe.
A parità di altre condizioni, ciò può ridurre:
- Fabbisogno di riserva associato alla maggiore perdita in ingresso;
- escursione di frequenza dopo un viaggio di una singola unità.
Ma questo vantaggio non va sopravvalutato.
Diversi moduli situati sullo stesso sito possono condividere:
- sottostazione elettrica;
- sistema di raffreddamento ad acqua;
- griglia esterna;
- strade di accesso;
- rischio di alluvioni;
- rischio sismico;
- perimetro di sicurezza;
- determinati sistemi ausiliari.
Un’alluvione che interessa l’intero sito, un guasto alla rete elettrica, un incendio, un attacco informatico o un’altra condizione causata da eventi comuni potrebbero quindi interessare più di un’unità.
I requisiti di localizzazione dell’AIEA richiedono specificamente che vengano presi in considerazione pericoli esterni multi-unità e a causa comune, anziché trattare ciascun modulo come statisticamente indipendente. [S]
Il beneficio del sistema dovrebbe pertanto essere calcolato a partire dall’architettura di modo comune reale del progetto selezionato.
7.5 Il nucleare e le energie rinnovabili sono complementari a livello di sistema, ma economicamente possono competere ora per ora
Sia l’AIE che l’OCSE-NEA riconoscono che la generazione nucleare programmabile può integrare la generazione rinnovabile variabile, fornendo energia stabile a basse emissioni di carbonio e servizi di sistema.
Ma la complementarità non deve essere confusa con la costante compatibilità di mercato.
Un futuro sistema italiano potrebbe attraversare periodi caratterizzati da:
- elevata produzione di energia solare;
- elevata produzione eolica;
- Prezzi all’ingrosso bassi durante il giorno;
- capacità di esportazione limitata.
Una centrale nucleare che continua a funzionare a pieno regime durante tali ore potrebbe subire le seguenti conseguenze:
- bassi ricavi di mercato;
- esposizione a prezzi negativi;
- riduzione delle energie rinnovabili in altri ambiti;
- pressione per ridurre la produzione.
Pertanto, il modello commerciale deve affrontare la questione se il reattore:
- operano quasi ininterrottamente e si basano su un contratto di entrate a lungo termine;
- load-follow;
- deviare l’elettricità verso l’idrogeno o altri carichi flessibili;
- fornire energia termica;
- collocare in prossimità di siti con elevato fattore di carico;
- combina diverse di queste opzioni.
La risposta ha ripercussioni sia sull’economia che sulla progettazione dei reattori.
7.6 Il caricamento in base al carico è possibile per i reattori moderni, ma non è una flessibilità libera
Le moderne flotte di reattori PWR e BWR possono variare la potenza erogata.
Diversi potenziali SMR pubblicizzano esplicitamente la capacità di seguire il carico.
Ma la flessibilità ha delle conseguenze.
Le ripetute manovre di potenza possono influire su:
- gestione del carburante;
- sistemi di controllo;
- ciclo termico;
- manutenzione;
- fatica dei componenti;
- fattore di capacità;
- reddito.
Il confronto tra i sistemi non dovrebbe quindi presupporre che il nucleare possa assorbire ogni fluttuazione delle energie rinnovabili senza costi.
Il bilanciamento a breve termine può essere fornito in modo più efficace tramite:
- batterie;
- idroelettrico;
- risposta alla domanda;
- interconnettori.
Il ruolo più importante del nucleare a livello di sistema potrebbe invece essere quello di ridurre il volume del carico residuo che tali risorse devono gestire.
[IN]
7.7 Inerzia sincrona: utile, reale, ma non esclusiva del nucleare
Un’unità convenzionale a ciclo di vapore nucleare si collega generalmente alla rete elettrica tramite un grande generatore-turbina sincrono .
La massa rotante può fornire inerzia fisica, che rallenta la velocità iniziale di variazione della frequenza dopo un forte squilibrio.
Con l’aumento degli impianti solari, eolici e delle batterie collegati tramite inverter, l’inerzia sincrona convenzionale può diminuire.
La produzione nucleare può quindi contribuire a:
- inerzia rotazionale;
- corrente di guasto;
- supporto di potenza reattiva;
- controllo della tensione.
Ma ciò non deve essere interpretato come l’affermazione che l’energia nucleare sia necessaria per mantenere la stabilità del sistema.
Terna sta già implementando tecnologie alternative.
Il suo progetto italiano “G for Grid Forming” ha dimostrato la capacità delle batterie di formare la rete, specificamente concepite per rafforzare la stabilità del sistema con l’aumento della generazione di energia rinnovabile tramite inverter. [G]
Altre soluzioni includono:
- Inverter per la formazione della rete;
- condensatori sincroni;
- batterie;
- generatori idroelettrici;
- comandi avanzati del convertitore eolico.
L’energia nucleare rappresenta quindi una fonte di forza per il sistema, piuttosto che l’unica.
7.8 Una flotta nucleare non elimina lo stoccaggio
In alcuni scenari, un programma nucleare può ridurre la quantità di stoccaggio necessaria fornendo energia durante:
- notti;
- inverno;
- periodi di vento debole.
Ma non può eliminare il fabbisogno di accumulo creato dall’elevata penetrazione dell’energia solare.
Il lavoro di Terna sull’adeguatezza dimostra il notevole valore dello stoccaggio nei futuri periodi di carico residuo serale. [G]
Inoltre, lo stoccaggio fornisce servizi che una centrale nucleare potrebbe non essere in grado di offrire con la stessa efficienza:
- risposta in frequenza nell’ordine dei millisecondi;
- spostamento solare intraday;
- sollievo dalla congestione;
- servizi di tensione locali.
La domanda politica corretta è quindi:
In che modo l’energia nucleare modifica il portafoglio ottimale di sistemi di accumulo?
non:
L’energia nucleare rende superfluo lo stoccaggio?
7.9 Gli interconnettori rimangono strategicamente importanti
L’Italia è profondamente interconnessa con:
- Francia;
- Svizzera;
- Austria;
- Slovenia;
- altri mercati attraverso percorsi aggiuntivi e infrastrutture pianificate.
Una flotta nucleare nazionale potrebbe ridurre in parte la dipendenza dalle importazioni.
Ciò non renderebbe l’interconnessione obsoleta dal punto di vista economico o operativo.
Gli interconnettori forniscono:
- assistenza di emergenza;
- condivisione delle riserve;
- arbitraggio di prezzo;
- equilibrio delle energie rinnovabili;
- Opportunità di esportazione in un periodo di bassa domanda interna;
- accesso a una generazione geograficamente diversificata.
La costruzione di un grande impianto nucleare italiano, che al contempo riducesse la flessibilità dell’interconnessione, indebolirebbe anziché rafforzare la resilienza.
7.10 Il rafforzamento della rete rimane necessario anche con il nucleare
L’introduzione della generazione nucleare non eliminerebbe la necessità di potenziare il sistema di trasmissione italiano.
Ciò modificherebbe in parte il motivo di tale rinforzo.
La rete elettrica italiana sta già attraversando una profonda trasformazione strutturale, guidata dal rapido aumento della produzione da fonti rinnovabili, dello stoccaggio, dell’elettrificazione, dei nuovi interconnettori, dei grandi consumatori industriali e dei nuovi carichi concentrati geograficamente, come i data center. Il Piano di Sviluppo 2025 di Terna prevede investimenti per oltre 23 miliardi di euro nelle infrastrutture di trasmissione nel periodo 2025-2034 . Si ipotizza un incremento di oltre 65 GW di capacità rinnovabile entro il 2030 rispetto al 2023 , di cui circa 43 GW dovranno essere integrati nella rete ad alta tensione nell’arco del decennio di pianificazione . Lo stesso programma prevede lo sviluppo di grandi corridoi in corrente alternata e in corrente continua, destinati ad aumentare la capacità di trasmissione tra le zone di mercato italiane e a rafforzare la resilienza interna della rete.
Un futuro programma nucleare entrerebbe a far parte di questa rete in evoluzione.
Non entrerebbe nel sistema elettrico italiano come se la rete di trasmissione fosse congelata nella sua configurazione attuale.
Questa distinzione è fondamentale.
La nuova generazione nucleare fornirebbe una produzione programmabile e ad alto fattore di carico, ma creerebbe anche nuovi punti di iniezione concentrata , potenzialmente variabili da poche centinaia di megawatt per un singolo SMR a iniezioni aggregate considerevolmente maggiori per siti multi-unità.
La questione della trasmissione non è quindi:
“Esiste già una linea a 380 kV nelle vicinanze del sito?”
La domanda corretta è:
“Il futuro sistema di trasmissione sarà in grado di assorbire in sicurezza la potenza erogata dal reattore in quel nodo specifico, in condizioni normali e plausibili, tenendo conto di tutti gli altri progetti di generazione, stoccaggio, consumo e rete che si prevede saranno esistenti quando il reattore entrerà in funzione?”
Si tratta di un test decisamente più impegnativo.
7.10.1 L’infrastruttura di trasmissione esistente è un vantaggio, non una prova della capacità di connessione
La presenza di infrastrutture ad alta o altissima tensione in prossimità di un sito candidato può ridurre significativamente le difficoltà di connessione.
Può fornire:
- corridoi di trasmissione esistenti;
- sottostazioni;
- diritti di passaggio;
- interfacce di griglia stabilite;
- servitù esistenti;
- accesso stradale;
- terreni industriali;
- Ubicazione delle sottostazioni elettriche;
- conoscenza pregressa delle condizioni elettriche locali;
- infrastrutture potenzialmente riutilizzabili provenienti da centrali elettriche dismesse.
Ma nessuna di queste caratteristiche dimostra che la rete possieda un margine di sicurezza sufficiente per la produzione di energia nucleare in futuro .
Un nodo esistente da 380 kV potrebbe già essere soggetto ai seguenti vincoli:
- generazione collegata altrove lungo il corridoio;
- futuri progetti nel settore delle energie rinnovabili;
- progetti di stoccaggio;
- connessioni a richiesta;
- convertitori HVDC pianificati;
- fabbisogno di potenza reattiva;
- limiti di cortocircuito;
- Interruzioni di linea programmate;
- condizioni di manutenzione;
- vincoli di stabilità;
- congestione tra le zone di mercato.
Il codice di rete di Terna tratta esplicitamente la sicurezza della rete attraverso l’analisi delle contingenze, inclusa la sicurezza N-1 , e identifica la perdita di linee, trasformatori e unità di generazione tra le singole contingenze da considerare. Impone inoltre requisiti relativi alla regolazione della tensione, alla potenza reattiva e alla stabilità del sistema.
Di conseguenza:
EXISTING 380 kV INFRASTRUCTURE
│
▼
REDUCES CONNECTION UNCERTAINTY
│
▼
BUT DOES NOT EQUAL
│
▼
AVAILABLE CONNECTION CAPACITY
│
▼
AND DOES NOT EQUAL
│
▼
CONNECTION AUTHORISATION7.10.2 I siti del Capitolo 3 possiedono un importante contesto di trasmissione, ma ciascuno richiede ancora un nuovo studio Terna
I siti precedentemente identificati nel Capitolo 3, tra cui Montalto, Trino, Latina, Caorso, Civitavecchia e Brindisi , presentano importanti caratteristiche di trasmissione ad alta tensione già esistenti.
Le prove dirette raccolte da Terna confermano la presenza di consistenti infrastrutture ad altissima tensione in diverse di queste aree.
Montalto è un nodo a 380 kV consolidato. Il progetto Hypergrid Milano-Montalto di Terna prevede una connessione VSC-HVDC da 2.000 MW che termina in prossimità del nodo a 380 kV di Montalto, a dimostrazione sia della forza strategica della posizione sia del fatto che la sua futura architettura elettrica è in continua evoluzione.
Trino è collegata all’architettura di trasmissione a 380 kV tramite il corridoio Trino-Lacchiarella .
Caorso è collegata alla rete a 380 kV tramite il sistema La Casella-Caorso e la successiva razionalizzazione della rete.
Brindisi è inserita in un’importante rete a 380 kV che comprende Brindisi–Bari Ovest, Brindisi–Taranto Nord, Brindisi–Brindisi Nord e collegamenti associati a Brindisi Sud.
Latina è già integrata nelle principali infrastrutture ad altissima tensione e nel sistema HVDC italiano; è inoltre inclusa nei progetti di sviluppo a lungo termine dell’Hypergrid.
Anche l’area di Civitavecchia/Torrevaldaliga rientra nell’importante corridoio di trasmissione tirrenico identificato nella documentazione della rete Terna.
Ma questi risultati dimostrano solo che queste aree meritano un’indagine elettrica dettagliata.
Non dimostrano che un impianto nucleare da 300, 470, 600 o oltre 1.000 MW potrebbe essere collegato senza interventi aggiuntivi significativi.
Tabella 7.10-A — Interpretazione corretta delle infrastrutture ad alta tensione preesistenti
| Area candidati | Vantaggio di trasmissione verificato | Ciò che resta da dimostrare |
|---|---|---|
| Montalto | Nodo a 380 kV già realizzato; futura architettura VSC-HVDC Milano-Montalto da 2 GW | Capacità di iniezione nucleare disponibile dopo lo sviluppo dell’iperrete |
| Trino | Infrastruttura esistente Trino–Lacchiarella a 380 kV | Capacità futura del nodo, stabilità locale e lavori di connessione |
| Lato | Storia delle principali reti HV/HVDC e rilevanza futura delle iperreti. | Capacità disponibile per il nucleare dopo una futura riconfigurazione della rete |
| Caorso | Architettura di rete esistente a 380 kV | Capacità effettiva per la nuova generazione e lavori di sottostazione necessari |
| Civitavecchia / Torrevaldaliga | Importante nodo di generazione/trasmissione tirrenico di rilevanza storica | Configurazione futura della rete post-generazione termica e capacità di connessione nucleare |
| Brindisi | Struttura di trasmissione densa a 380 kV | Congestione futura, coda di generazione, cortocircuito e limiti di stabilità |
La norma relativa agli appalti deve pertanto essere la seguente:
Le infrastrutture elettriche preesistenti possono aumentare l’attrattiva di un sito, ma solo uno studio di sistema Terna può stabilire la fattibilità del collegamento.
7.10.3 La capacità di trasmissione termica è solo il primo test
La domanda più semplice relativa alla rete elettrica è se le linee collegate a un nodo siano in grado di trasportare la corrente aggiuntiva.
Ciò è necessario.
Non è sufficiente.
La capacità termica di:
- direttori d’orchestra;
- trasformatori;
- Sbarre collettrici;
- apparecchiature di commutazione;
- cavi;
- interruttori;
deve rimanere entro i limiti consentiti in condizioni normali e di emergenza.
Un reattore può quindi essere compatibile con la rete in condizioni di N intatto , ma incompatibile in seguito alla perdita di un circuito di trasmissione critico.
Per esempio:
NORMAL CONDITION
NUCLEAR PLANT
│
├──────── LINE A
│
└──────── LINE B
POWER DIVIDED BETWEEN TWO PATHS
↓
THERMAL LIMITS OK
N-1 CONDITION
LINE A LOST
│
▼
LINE B RECEIVES LARGER FLOW
│
▼
THERMAL LIMIT EXCEEDED?
│
YES ─────► CONNECTION / NETWORK REINFORCEMENT REQUIREDUno studio di connessione credibile deve quindi esaminare non solo la potenza nominale del reattore, ma anche i flussi di energia nell’intera rete regionale interessata.
7.10.4 L’analisi N-1 diventa particolarmente importante per i grandi siti multi-unità
Il quadro di sicurezza N-1 di Terna include la perdita di un’unità di generazione e dei principali componenti di rete tra le singole eventualità rilevanti.
Nel settore nucleare, l’analisi deve andare oltre la semplice domanda se un modulo del reattore possa arrestarsi.
Un sito multi-modulo può contenere infrastrutture comuni come:
- Trasformatori per generatori;
- sottostazioni elettriche;
- Sbarre collettrici;
- corridoi di trasmissione comuni;
- sistemi di raffreddamento ad acqua;
- sistemi di turbine condivise in alcune architetture;
- sistemi di protezione comuni;
- Connessioni di alimentazione ausiliarie.
La contingenza di rete rilevante potrebbe quindi essere superiore alla capacità di un singolo modulo nominale.
Per esempio:
4 × 300 MWe SITE
│
├── Unit 1 = 300 MWe
├── Unit 2 = 300 MWe
├── Unit 3 = 300 MWe
└── Unit 4 = 300 MWe
THE GRID STUDY MUST NOT AUTOMATICALLY ASSUME:
Largest credible loss = 300 MW
IT MUST ASK:
Can one common failure disconnect:
600 MW?
900 MW?
1,200 MW?Questa è la più grande questione credibile relativa alla perdita di dati in ingresso .
Influisce direttamente su:
- risposta in frequenza;
- requisiti di riserva;
- protezione della rete;
- Requisiti di inerzia del sistema;
- controllo automatico;
- spedizione;
- accordi di mercato.
7.10.5 La stabilità della tensione deve essere valutata separatamente dal trasporto di potenza attiva.
Una linea di trasmissione può rimanere al di sotto del suo limite di corrente termica e il sistema circostante può comunque riscontrare problemi di tensione.
Le grandi unità di generazione scambiano potenza reattiva con la rete.
Il sistema reattore-generatore deve quindi essere analizzato per:
- capacità reattiva;
- intervallo di controllo della tensione;
- limiti di eccitazione del generatore;
- Intervalli di prese del trasformatore;
- Risposta di tensione a seguito di eventi imprevisti;
- condizioni di commutazione;
- condizioni di alta tensione a bassa richiesta di sistema;
- condizioni di bassa tensione a seguito di gravi perturbazioni.
Il codice di rete di Terna contiene esplicitamente i requisiti di stabilità di tensione e di potenza reattiva per i generatori e gli utenti collegati.
La questione progettuale rilevante è quindi la seguente:
L’unità nucleare è in grado di mantenere un funzionamento attivo e reattivo accettabile nell’intera gamma di condizioni di rete previste durante la sua vita utile?
Ciò assume particolare importanza in quanto il sistema italiano degli anni 2030 e 2040 conterrà un numero considerevolmente maggiore di impianti di generazione da fonti rinnovabili, sistemi di accumulo e apparecchiature HVDC connesse tramite convertitori rispetto al sistema a cui erano originariamente collegati molti siti nucleari esistenti.
7.10.6 La capacità di cortocircuito può diventare una condizione limitante
Il collegamento di un grande generatore sincrono modifica i livelli di guasto.
Può aumentare la corrente di cortocircuito potenziale rilevata da:
- Sbarre collettrici;
- interruttori automatici;
- trasformatori;
- sottostazioni.
Ciò può richiedere:
- sostituzione dell’interruttore;
- modifica della sbarra collettiva;
- riconfigurazione della sottostazione;
- soluzioni di limitazione della corrente;
- topologia di connessione alternativa.
I requisiti di connessione Terna considerano espressamente le correnti di cortocircuito come parametro di progettazione per le apparecchiature collegate.
Ciò crea un importante paradosso.
Un sito dotato di una rete elettrica robusta è vantaggioso per:
- supporto di tensione;
- solidità del sistema;
- evacuazione affidabile della generazione.
Ma la stessa rete robusta, unita a un grande generatore sincrono, può aumentare i livelli di cortocircuito.
Perciò:
STRONG GRID
│
├── ADVANTAGE: voltage / stability / evacuation
│
└── POSSIBLE ISSUE: higher fault levelLa risposta corretta può provenire solo da uno studio specifico del sito.
7.10.7 La stabilità transitoria deve essere dimostrata
Un generatore nucleare non può essere considerato semplicemente come una fonte costante di megawatt.
A seguito di un grave guasto alla rete, il rotore del generatore accelera rispetto alla rete elettrica.
La protezione elimina il guasto.
La questione è se la macchina ritorni poi a un funzionamento sincrono stabile.
Il codice di rete di Terna riconosce esplicitamente i limiti di stabilità transitoria e stabilisce i requisiti di eliminazione delle sovratensioni, in parte per preservare la stabilità del sistema di trasmissione.
Gli studi pertinenti dovrebbero pertanto includere:
- guasti trifase;
- guasti monolinea;
- sgombero ritardato;
- viaggi in linea;
- perdite di trasformazione;
- Interruzioni del generatore;
- Contingenze delle sbarre collettrici;
- gravi disturbi di tensione;
- interazione con gli stabilizzatori del sistema elettrico;
- interazione con i sistemi di controllo HVDC.
Questo diventa un problema di progettazione del reattore oltre che un problema di trasmissione perché:
- Caratteristiche della turbina-generatore;
- inerzia del generatore;
- controllo dell’eccitazione;
- risposta del governatore;
- logica di protezione delle piante;
tutto influisce sul risultato.
7.10.8 La perdita di alimentazione deve essere valutata come un evento di sistema
L’arresto di un reattore da 300 MW e l’arresto di più unità da 1.200 MW non producono la stessa perturbazione di frequenza.
Lo studio dovrebbe quindi quantificare:
- la più grande perdita istantanea credibile;
- tasso di variazione della frequenza risultante;
- frequenza minima;
- requisito di risposta primaria;
- requisito di riserva secondaria;
- risposta di archiviazione disponibile;
- risposta dell’interconnettore;
- risposta alla domanda;
- traiettoria di ripristino.
La modularità degli SMR potrebbe rappresentare un vantaggio se i singoli moduli fossero elettricamente indipendenti, poiché il guasto di un modulo produrrebbe un disturbo minore rispetto al guasto di una grande unità convenzionale.
Ma questo vantaggio sussiste solo se i guasti di modo comune non provocano l’arresto simultaneo di più moduli.
Pertanto il governo dovrebbe valutare:
dimensione del modulo
E
dimensione dell’interruzione del sito di modalità comune
come variabili separate.
7.10.9 L’interazione con i sistemi HVDC deve diventare una specifica categoria di studio italiana
L’Italia sta sviluppando un’architettura di trasmissione in cui la trasmissione in corrente continua ad alta tensione (HVDC) riveste un ruolo molto più importante.
Alcuni esempi includono:
- Collegamento tirrenico;
- Collegamento adriatico;
- Milano–Montalto;
- Elmed;
- SA.CO.I.3;
- futuri corridoi Hypergrid.
Il piano di sviluppo di Terna prevede esplicitamente la creazione di una rete in cui le infrastrutture in corrente alternata (AC) e in corrente continua ad alta tensione (HVDC) interagiscono per aumentare la capacità di trasferimento tra le zone di mercato.
Ciò è particolarmente rilevante per siti candidati come Montalto e Latina.
Uno studio sulla connessione nucleare dovrebbe quindi esaminare:
- Interazione di controllo del convertitore;
- comportamento della potenza reattiva;
- controllo della tensione;
- Ridistribuzione del flusso di potenza a seguito di un’interruzione della rete HVDC;
- capacità di supporto della frequenza;
- comportamento in caso di guasto;
- interazione oscillante;
- eventi di blocco del convertitore;
- Previsione simultanea di sistemi nucleari/HVDC laddove plausibile.
L’esistenza della trasmissione in corrente continua ad alta tensione non rende di per sé problematica l’integrazione nucleare.
Ciò significa che la topologia della rete futura differisce significativamente dalla rete storica su cui operavano i vecchi impianti nucleari.
7.10.10 La coda di connessione deve essere modellata alla futura data di messa in servizio
L’errore più grave sarebbe quello di effettuare lo studio della rete utilizzando solo le infrastrutture attualmente connesse.
Terna sta elaborando simultaneamente code molto lunghe per:
- produzione da fonti rinnovabili;
- magazzinaggio;
- centri dati;
- utenti di consumo convenzionali
Alla fine di gennaio 2026, Terna ha segnalato oltre 300 GW di richieste di connessione per impianti di generazione rinnovabile , oltre a quasi 80 GW di richieste di connessione per data center . Queste cifre rappresentano le richieste, non una previsione della capacità effettiva, ma dimostrano l’entità delle rivendicazioni concorrenti sulle future infrastrutture di rete.
Uno studio sulla connessione nucleare dovrebbe pertanto utilizzare diversi scenari futuri di rete.
Tabella 7.10-B — Scenari minimi per la valutazione della connessione alla rete nucleare
| Scenario | Test richiesto |
|---|---|
| Rete attuale | Stabilire la linea di base elettrica esistente |
| Rete impegnata per il 2030 | Includere il rinforzo Terna autorizzato/in costruzione |
| Rete prevista per la messa in servizio del reattore | Includere i progetti che probabilmente esisteranno all’avvio del reattore |
| Caso ad alta rinnovabilità | Test di un’elevata produzione simultanea di RES |
| Caso a bassa domanda/alta RES | Test di sovragenerazione e condizioni di alta tensione |
| Caso ad alta richiesta | Test del carico del centro dati/elettrificazione |
| Caso di interruzione del servizio HVDC | Prova la ridistribuzione dei flussi di potenza |
| Caso di viaggio nucleare | Valutare la perdita di alimentazione |
| Caso della linea N-1 | Valutare i limiti termici/di tensione/di sicurezza |
| Trasformatore N-1 custodia | Valutare la capacità di evacuazione locale |
| Viaggio multi-unità in modalità comune | Valutare l’impatto sulla sicurezza delle frequenze |
| Caso di manutenzione programmata | Verificare che la connessione rimanga operativa anche in assenza dell’apparecchiatura. |
7.10.11 Anche i requisiti di alimentazione fuori sede rendono la rete di trasmissione parte della sicurezza nucleare
La rete elettrica non è rilevante solo perché il reattore vi immette energia elettrica.
Anche il reattore dipende dalla rete elettrica.
Le linee guida dell’AIEA identificano il sistema di trasmissione come parte integrante dell’alimentazione elettrica preferenziale per una centrale nucleare e affermano che l’alimentazione elettrica esterna al sito è un elemento importante della difesa in profondità. L’AIEA raccomanda un’adeguata capacità di alimentazione esterna e, di norma, alimentazioni esterne fisicamente indipendenti, con accordi dettagliati a seconda della progettazione del reattore e dell’analisi di sicurezza.
Un futuro studio sulla rete nucleare italiana dovrà pertanto valutare due direzioni del flusso di energia:
NORMAL OPERATION
REACTOR
│
▼
ELECTRICITY EXPORTED TO GRID
SHUTDOWN / START-UP / DISTURBANCE
GRID
│
▼
OFF-SITE POWER SUPPLIED TO REACTORAnche i reattori dotati di sistemi di sicurezza passiva avanzati richiedono un’architettura elettrica definita in modo rigoroso.
I sistemi di emergenza sono in grado di gestire l’interruzione dell’alimentazione elettrica esterna.
Ciò non rende irrilevante una rete esterna affidabile.
7.10.12 Il nucleare dovrebbe quindi diventare un elemento da considerare nella pianificazione di Terna prima del completamento dell’approvvigionamento dei reattori.
La pianificazione della rete e la selezione dei reattori non dovrebbero avvenire in sequenza.
La sequenza inefficiente sarebbe:
SELECT REACTOR
↓
SELECT SITE
↓
APPLY FOR CONNECTION
↓
DISCOVER LARGE NETWORK REINFORCEMENT
↓
COST + DELAYLa sequenza corretta è:
TECHNOLOGY ENVELOPE
+
CANDIDATE SITE FAMILY
+
EXPECTED UNIT SIZE
↓
EARLY TERNA STUDY
↓
NETWORK CONSTRAINTS
↓
SITE / REACTOR REFINEMENT
↓
DETAILED CONNECTION STUDY
↓
FINAL PROCUREMENTTabella 7.10-C — Dati di griglia specifici per il settore nucleare richiesti prima della selezione del sito
| Variabile | Documentazione richiesta |
|---|---|
| Produzione unitaria netta | Voi |
| Massima produzione del sito | Voi |
| Uscita minima stabile | Voi |
| Capacità di rampa | MW/min |
| Generatore MVA | Valore del design |
| capacità reattiva | Diagramma delle capacità PQ |
| Inerzia del generatore | Valore specifico della macchina |
| Contributo della corrente di faglia | Studio del generatore/sistema |
| Configurazione del trasformatore | Principale + ausiliaria + di riserva |
| Carico di avvio | MW/Mvar |
| Spegnimento del carico | MW/Mvar |
| Viaggio individuale più lungo | MW |
| Il più grande viaggio in modalità comune | MW |
| Configurazione prevista per il rifornimento. | Requisito di importazione della griglia |
| Architettura di alimentazione fuori sede | Numero e indipendenza delle forniture |
| Presupposti per affrontare il blackout | Valore del caso di sicurezza |
| Capacità di supporto della griglia | Frequenza, tensione, potenza reattiva |
| Operazione sull’isola | Se affermato, formalmente dimostrato |
| interazione HVDC | Ove pertinente |
| Interazione armoniche/controllo | Ove pertinente |
| rafforzamento della connessione | Sono necessarie linee/sottostazioni/trasformatori |
| Data di connessione prevista | Integrato con il programma del reattore |
La conclusione strategica è quindi diretta:
La produzione di energia nucleare può ridurre la dipendenza dalla produzione di elettricità legata alle condizioni meteorologiche, ma non può relegare il sistema di trasmissione a un ruolo secondario. Un programma nucleare richiede una rete elettrica robusta per ben due motivi: una volta per il trasporto dell’energia e una seconda volta per garantire un approvvigionamento elettrico affidabile all’impianto, anche al di fuori del sito.
L’infrastruttura a 380 kV che circonda diversi siti candidati in Italia rappresenta pertanto un importante asset strategico.
Non si tratta di una licenza di connessione .
7.11 I data center rappresentano un carico emergente importante, ma la coda di connessione non deve essere interpretata in modo errato.
La domanda di energia elettrica dei data center è diventata un fattore determinante nella pianificazione delle reti di trasmissione italiane.
L’entità del cambiamento è ora direttamente visibile nei dati di connessione di Terna.
Alla fine del 2024 , Terna ha segnalato circa 30 GW di richieste di connessione ai data center . Entro il 28 febbraio 2025, la cifra era salita a 39,62 GW . Entro il 30 giugno 2025, le richieste hanno superato i 50 GW . Alla fine del 2025, si contavano 411 richieste, pari a 69,05 GW . Alla fine di gennaio 2026, Terna ha registrato 449 richieste di connessione, pari a 78,79 GW .
Tale accelerazione è strategicamente importante.
Ma il dato di 78,79 GW non deve essere interpretato come una previsione di carico .
7.11.1 Cosa significa 78,79 GW
Significa che gli sviluppatori del progetto hanno presentato richieste di connessione per una capacità totale di 78,79 GW.
Ciò non significa che l’Italia avesse:
- 78,79 GW di data center operativi;
- 78,79 GW di data center in costruzione;
- 78,79 GW di progetti finanziati;
- 78,79 GW di progetti autorizzati;
- 78,79 GW di domanda IT contrattualizzata;
- 78,79 GW di consumo di energia elettrica;
- Una previsione di Terna che indica un carico effettivo futuro di 78,79 GW.
La distinzione probatoria deve rimanere esplicita:
CONNECTION REQUEST
≠
PERMITTED PROJECT
≠
FINANCED PROJECT
≠
CONSTRUCTED PROJECT
≠
ENERGISED PROJECT
≠
ACTUAL ELECTRICITY DEMAND7.11.2 Le code di connessione contengono opzioni strategiche
Gli sviluppatori possono presentare le richieste di connessione prima che tutte le altre decisioni di investimento siano state completate.
Questo è razionale.
L’accesso all’energia elettrica può rappresentare una delle risorse più scarse per lo sviluppo di un grande data center.
Uno sviluppatore può quindi cercare di riservare o valutare l’accesso alla rete elettrica mentre:
- valutazione di diversi siti;
- negoziare terreni;
- negoziare con i clienti;
- confronto tra giurisdizioni;
- ottenere permessi ambientali;
- alla ricerca di finanziamenti;
- in attesa dell’approvvigionamento di semiconduttori/server;
- valutazione delle infrastrutture idriche e di raffreddamento.
Di conseguenza, diverse potenziali ubicazioni possono rappresentare alternative per lo stesso investimento di base .
Ciò crea la possibilità di richieste sovrapposte.
Pertanto, una coda può essere molto lunga, mentre il carico effettivo finale è molto inferiore.
7.11.3 Ma la coda non è priva di significato
L’errore opposto sarebbe quello di scartare la lista dei progetti perché non tutti si concretizzeranno.
Anche questo sarebbe sbagliato.
Il valore probatorio dei dati è elevato.
Ciò dimostra che:
Un numero senza precedenti di sviluppatori sta testando la disponibilità di carichi elettrici continui e molto elevati sulla rete di trasmissione italiana.
Terna stessa conclude che per connettere i data center saranno necessarie nuove infrastrutture o il potenziamento degli elementi di rete esistenti.
La conclusione politica rilevante non è quindi:
“L’Italia avrà bisogno di 78,79 GW per i data center.”
È:
“I data center sono diventati una variabile di primaria importanza nella pianificazione delle reti italiane, ma la domanda effettiva deve essere filtrata dalla ben più ampia coda di connessioni.”
7.11.4 Anche la distribuzione geografica è importante
Terna ha ripetutamente identificato il Nord Italia, in particolare la Lombardia , come la principale area di concentrazione della domanda di connessioni ai data center.
Il Piano di sviluppo 2025 ha evidenziato che le richieste si concentravano principalmente nell’Italia settentrionale, e in particolare in Lombardia. Precedenti analisi di Terna avevano già mostrato Milano come il nodo dominante nel mercato dei data center lombardi.
Ciò crea un problema geografico per l’analisi nucleare/dei centri dati.
Un sito nucleare dotato di un’abbondante infrastruttura di rete, ma situato lontano dal principale polo di data center, può comunque contribuire alla fornitura di energia elettrica al sistema nazionale.
Ma ciò non crea automaticamente un ecosistema locale di data center nucleari.
L’analisi deve distinguere:
fornitura nazionale di energia elettrica
da
co-locazione locale .
7.11.5 La domanda dei data center dovrebbe essere suddivisa in classi di maturità
Ai fini della pianificazione del sistema, l’Italia non dovrebbe considerare ogni richiesta di connessione come ugualmente probabile.
Un sistema di maturità strutturato sarebbe più utile.
Tabella 7.11-A — Classificazione di maturità proposta per la domanda di rete dei data center
| Classe | Prova | Trattamento in fase di pianificazione |
|---|---|---|
| DC-0 — richiesta | Solo interesse preliminare | Non trattare come richiesta impegnata |
| DC-1 — richiesta formale di connessione | Richiesta di attivazione presentata | Prova della coda |
| DC-2 — soluzione di rete definita | Soluzione di connessione accettata/avanzata | prova media |
| DC-3 — controllato in loco | Terreno/diritto garantito | Credibilità accresciuta |
| DC-4 — consentendo l’avanzato | Procedure in corso per le autorizzazioni ambientali/locali | Maggiore credibilità |
| DC-5 — finanziamento/impegno del cliente | Capitale e clienti di riferimento sostanzialmente consolidati | Forte segnale di domanda |
| DC-6 — costruzione | Progetto fisico in fase di costruzione | Segnale di domanda molto forte |
| DC-7 — messa in funzione programmata | Lavori di rete e messa in servizio degli impianti allineati | Carico quasi certo |
| DC-8 — operativo | Consumo misurato | Domanda effettiva |
La classificazione esatta dovrebbe essere definita in collaborazione con Terna e le autorità competenti.
Ciò che conta è il principio:
I megawatt in coda dovrebbero essere corretti in base alla probabilità prima di diventare presupposti per le politiche energetiche.
7.11.6 Il numero rilevante è in definitiva l’energia e la potenza
Una richiesta di connessione viene misurata in MW.
La pianificazione del sistema deve tenere conto anche del rapporto MWh/TWh.
Due clienti da 500 MW possono avere consumi annuali di elettricità radicalmente diversi se i loro profili di utilizzo differiscono.
Una previsione seria sui data center richiede pertanto le seguenti ipotesi:
- Carico IT;
- carico termico;
- carico ausiliario;
- efficacia nell’utilizzo dell’energia;
- utilizzo;
- architettura di ridondanza;
- manutenzione;
- crescita del carico;
- risposta alla domanda;
- generazione/stoccaggio in loco.
I grandi centri dati sono particolarmente rilevanti perché possono generare una domanda di energia elettrica costante per gran parte dell’anno.
Terna ha descritto i data center come utenti ad alto consumo energetico e ha osservato che il loro rapido sviluppo è legato al cloud computing e, sempre più spesso, alle applicazioni di intelligenza artificiale.
7.11.7 La pianificazione a griglia si trova di fronte a una difficile asimmetria
Se Terna ipotizza una domanda di data center troppo bassa:
UNDER-BUILD GRID
↓
CONNECTION DELAYS
↓
INVESTMENT CONSTRAINTSe Terna presuppone che l’intera coda si materializzi:
OVER-BUILD GRID
↓
UNDERUTILISED INFRASTRUCTURE
↓
SYSTEM COSTLa risposta politica corretta è quindi:
- filtraggio in base alla maturità;
- Requisiti per il raggiungimento delle tappe fondamentali;
- Gestione trasparente delle code;
- depositi/impegni di allacciamento, ove previsti;
- pianificazione geografica coordinata;
- investimenti preventivi laddove giustificati.
7.11.8 I centri dati dovrebbero essere inclusi negli scenari relativi ai siti nucleari, ma non conteggiati come clienti garantiti.
Nella valutazione di un potenziale sito per un reattore nucleare, è necessario esaminare tre scenari di carico:
LOW DATA-CENTRE REALISATION
MEDIUM DATA-CENTRE REALISATION
HIGH DATA-CENTRE REALISATIONIl business case non dovrebbe presupporre che una particolare richiesta di connessione diventerà un cliente del reattore a meno che:
- il progetto del data center esiste;
- La posizione è nota;
- Il programma è credibile;
- Il fabbisogno energetico è contrattualizzato;
- Il rapporto commerciale è vincolante.
Altrimenti, il carico del data center rimane uno scenario di sistema , non un ricavo del progetto.
7.12 Le centrali nucleari e i centri dati possono essere tecnicamente compatibili
La produzione di energia nucleare e la domanda di data center presentano diverse caratteristiche che possono renderle compatibili sia dal punto di vista tecnico che commerciale.
La strategia SMR (Small Modular Reactor) della Commissione europea del marzo 2026 identifica esplicitamente i data center come una classe di utenti emergenti ad alta domanda, ai quali gli SMR potrebbero fornire energia elettrica stabile. La stessa strategia individua anche il teleriscaldamento, il riscaldamento industriale, le applicazioni chimiche e l’idrogeno tra le possibili applicazioni non elettriche o combinate.
La compatibilità è reale.
Non bisogna semplificare eccessivamente la questione.
7.12.1 Perché il profilo di carico può essere interessante
I grandi data center generalmente apprezzano:
- disponibilità molto elevata;
- fornitura di energia elettrica prevedibile;
- elevata disponibilità energetica annuale;
- certezza dei prezzi a lungo termine;
- elettricità a basse emissioni di carbonio;
- qualità elettrica;
- affidabilità contrattuale.
Le centrali nucleari sono progettate per garantire un’elevata disponibilità annua e una produzione continua e consistente.
Ciò crea un abbinamento apparentemente naturale:
NUCLEAR
HIGH-CAPACITY-FACTOR GENERATION
│
▼
LARGE CONTINUOUS LOAD
│
▼
DATA CENTREQuesta combinazione può risultare particolarmente interessante quando un gestore di data center cerca un contratto di fornitura di energia elettrica a basse emissioni di carbonio a lungo termine.
7.12.2 La compatibilità commerciale è diversa dalla co-locazione elettrica
Esistono almeno quattro modelli distinti di centri dati nucleari.
Tabella 7.12-A — Architetture di alimentazione per centrali nucleari/centri dati
| Modello | Disposizione fisica | rapporto commerciale |
|---|---|---|
| PPA di rete | Reattore e centro dati situati ovunque all’interno del sistema di mercato di riferimento | Acquisto di energia finanziario/contrattuale |
| Alimentazione dalla rete locale | Reattore e centro dati collegati alla stessa rete regionale | La griglia rimane tra le strutture |
| Collegamento diretto / rete privata | Collegamento elettrico dedicato in aggiunta o a fianco della rete | Relazione fisica più forte |
| Campus energetico integrato | Reattore, centro dati e possibilmente carichi industriali co-ubicati | Massima integrazione infrastrutturale |
Questi modelli non dovrebbero mai essere considerati equivalenti.
Un PPA (Power Purchase Agreement) può collegare un centro dati in Lombardia alla produzione di energia nucleare in un’altra località, senza che il centro dati sia fisicamente collegato al reattore.
Un progetto di collegamento diretto solleva questioni completamente diverse riguardanti:
- protezione elettrica;
- stato normativo;
- costi di rete;
- fornitura di riserva;
- operazione sull’isola;
- obblighi relativi al codice di griglia;
- proprietà delle infrastrutture elettriche.
7.12.3 “Dietro il contatore” non significa “senza griglia”
Questa distinzione è particolarmente importante.
Un centro dati situato accanto a un reattore nucleare potrebbe ricevere gran parte del suo normale fabbisogno energetico da tale centrale.
Ma il data center potrebbe comunque richiedere:
- Feed di rete alternativi;
- gruppi di continuità;
- batterie;
- generatori di emergenza o forniture di emergenza alternative;
- quadri elettrici ridondanti;
- percorsi elettrici indipendenti.
Analogamente, la centrale nucleare stessa richiede un’architettura di alimentazione elettrica esterna ben definita.
Le linee guida dell’AIEA sulla sicurezza nucleare affermano che la rete di trasmissione contribuisce alla difesa in profondità e raccomandano un’adeguata alimentazione elettrica esterna in grado di soddisfare le esigenze dell’impianto; a seconda del caso di sicurezza del reattore, potrebbero essere necessarie più fonti di alimentazione esterne fisicamente indipendenti.
Perciò:
NUCLEAR REACTOR ───────► DATA CENTRE
│ │
│ │
▼ ▼
TRANSMISSION GRID ◄──────── REDUNDANT SUPPLY
│
▼
NUCLEAR OFF-SITE POWERLa conclusione corretta è:
La co-locazione può ridurre l’esposizione alla rete di trasmissione per la normale fornitura di energia, ma non elimina automaticamente la necessità di un collegamento esterno alla rete per nessuno dei due impianti.
7.12.4 Il funzionamento in isola richiederebbe un caso tecnico separato
Una delle semplificazioni più fuorvianti sarebbe:
“Se il centro dati si trova accanto al reattore, i due possono semplicemente scollegarsi dalla rete elettrica e continuare a funzionare.”
Ciò non è automaticamente vero.
Il funzionamento stabile dell’isola elettrica richiede il controllo di:
- frequenza;
- voltaggio;
- potenza reattiva;
- bilancio di potenza attiva;
- rifiuto del carico;
- risposta termica;
- Protezione del generatore;
- Interazione tra UPS e data center;
- risincronizzazione;
- condizioni di emergenza.
Supponiamo:
REACTOR OUTPUT = 300 MW
DATA-CENTRE LOAD = 250 MW
GRID EXPORT = 50 MWSe la connessione alla rete elettrica si interrompe improvvisamente, l’isola del reattore-data center deve assorbire immediatamente lo squilibrio e stabilizzarsi.
Ora considerate:
REACTOR OUTPUT = 300 MW
DATA-CENTRE LOAD = 200 MW
GRID EXPORT = 100 MWUn’improvvisa disconnessione dalla rete elettrica crea un surplus di produzione istantanea di 100 MW all’interno dell’isola.
Viceversa:
REACTOR TRIPS
DATA CENTRE STILL REQUIRES 200 MWIl data center necessita immediatamente di un’alimentazione elettrica alternativa.
Si tratta di problemi di protezione e controllo.
Non si risolvono in base alla prossimità geografica.
7.12.5 Le interruzioni di servizio delle centrali nucleari devono essere integrate nell’architettura del data center.
Le centrali nucleari non funzionano ininterrottamente a tempo indeterminato.
Sono necessari:
- interruzioni per rifornimento di carburante;
- manutenzione programmata;
- ispezione;
- sostituzione delle apparecchiature;
- interruzioni impreviste.
Un centro dati che necessita di alimentazione continua non può quindi basare la propria architettura di affidabilità sul presupposto che il reattore non si fermi mai.
Le possibili soluzioni includono:
NORMAL:
NUCLEAR → DATA CENTRE
REACTOR OUTAGE:
GRID → DATA CENTRE
GRID DISTURBANCE:
UPS / BATTERY → CRITICAL IT LOAD
+
BACKUP POWER
NUCLEAR + GRID DISTURBANCE:
SITE EMERGENCY ARCHITECTUREUn progetto per un centro dati nucleare dovrebbe quindi specificare separatamente:
- fonte di energia ;
- backup di capacità ;
- capacità di attraversamento ;
- fornitura di emergenza .
7.12.6 Un data center non è automaticamente un carico perfettamente piatto
Sebbene i grandi data center abbiano spesso un elevato tasso di utilizzo, la loro domanda effettiva può variare in base a:
- carico di lavoro IT;
- utilizzo del server;
- condizioni di raffreddamento;
- installazione hardware;
- manutenzione;
- domanda dei clienti;
- pianificazione computazionale.
Le future infrastrutture di intelligenza artificiale potrebbero inoltre sviluppare una domanda più controllabile.
Ciò crea una potenziale e utile opportunità di flessibilità.
In teoria, alcuni carichi di calcolo potrebbero essere programmati per periodi di:
- elevata disponibilità di energia nucleare;
- eccedenza di energie rinnovabili;
- bassa domanda di rete.
Tuttavia, questo dovrebbe essere considerato come una potenziale caratteristica operativa , non come un dato di fatto finché un gestore di data center non abbia dimostrato, a livello contrattuale e tecnico, la possibilità di controllare il carico.
7.12.7 La co-localizzazione può ridurre alcuni flussi di rete, ma può aumentare il rischio di concentrazione locale
Un campus nucleare/data center di grandi dimensioni potrebbe combinare:
- centinaia di MW di generazione;
- centinaia di MW di carico;
- principali sottostazioni elettriche;
- infrastrutture in fibra ottica;
- infrastrutture di raffreddamento;
- eventualmente idrogeno o sistemi di stoccaggio.
Ciò può generare economie di scala a livello infrastrutturale.
Può anche creare un’esposizione di modo comune.
Tra gli eventi comuni potenzialmente possibili si annoverano:
- allagamento;
- terremoto;
- condizioni meteorologiche estreme;
- incendio industriale;
- Guasto grave a una sottostazione della rete elettrica;
- incidente informatico;
- interruzione dell’accesso;
- interruzione dell’acqua di raffreddamento.
La co-locazione dovrebbe pertanto essere valutata attraverso:
integrazione economica
E
rischio di causa comune
simultaneamente.
7.12.8 I confini di sicurezza nucleare devono rimanere indipendenti
Un centro dati non dovrebbe diventare un sistema da cui dipende la sicurezza nucleare, a meno che non sia stato formalmente classificato, progettato e autorizzato per tale ruolo.
Analogamente, il reattore nucleare non dovrebbe diventare l’unico meccanismo di affidabilità per un centro dati.
Le interfacce devono essere progettate in modo tale che:
DATA-CENTRE FAILURE
≠
NUCLEAR SAFETY FAILUREE:
NUCLEAR TRIP
≠
UNCONTROLLED DATA-CENTRE FAILURE7.12.9 La struttura commerciale è importante quanto la compatibilità tecnica
Una centrale nucleare può funzionare per molti decenni.
Il ciclo tecnologico di un data center è molto più breve.
I server potrebbero essere sostituiti entro pochi anni.
Un’azienda di data center può:
- espandere;
- contrarre;
- spostare il carico di lavoro;
- cambiare la tecnologia;
- modificare il mix di clienti.
Un contratto di fornitura di energia elettrica deve quindi affrontare la discrepanza tra:
Impianto nucleare con oltre 60 anni di vita
E
ciclo commerciale digitale più breve .
Il progetto del reattore non dovrebbe dipendere finanziariamente da un singolo cliente di un data center, a meno che i rischi di credito, di carico di sostituzione e di cessazione del servizio non siano stati attentamente allocati.
Tabella 7.12-B — Matrice di due diligence per impianti nucleari e centri dati
| Dimensione | Domanda obbligatoria |
|---|---|
| Carico | La domanda è reale, finanziata e contrattualizzata? |
| Posizione | Il reattore e il carico sono effettivamente situati nello stesso luogo? |
| Griglia | Quale connessione indipendente è ancora necessaria? |
| Affidabilità | Cosa accade durante un’interruzione del reattore? |
| Arresto del reattore | Come avviene il trasferimento del carico del data center? |
| Perdita di rete | Le strutture possono transitare autonomamente? |
| Isolamento | È tecnicamente dimostrato? |
| Backup | Quale durata e tecnologia? |
| PPA | Fisico o finanziario? |
| Contabilità del carbonio | Quale quadro contrattuale si applica? |
| Cyber | Le reti di controllo sono separate fisicamente/logicamente? |
| Sicurezza | Le infrastrutture condivise creano vulnerabilità? |
| Raffreddamento | Le diverse strutture competono per l’acqua? |
| Calore | È possibile riutilizzare in modo produttivo il calore di scarto dei data center? |
| Programma | Quale risorsa deve essere resa operativa per prima? |
| Credito | Chi si assume il rischio di domanda per l’intera durata di vita del reattore? |
Conclusione fondamentale
La proposta:
“I SMR potrebbero alimentare i data center”
è tecnicamente credibile ed è esplicitamente riconosciuto nella strategia 2026 della Commissione europea.
La proposta:
“Pertanto, un campus SMR/data center non necessita della rete di trasmissione.”
non lo è.
7.13 Il tempismo è fondamentale: il nucleare non può risolvere l’immediata coda dei data center in Italia
Il principale ostacolo all’utilizzo dell’energia nucleare per risolvere l’attuale problema di connessione dei data center in Italia non è la compatibilità teorica.
È giunto il momento .
Oggi gli sviluppatori di data center sono alla ricerca di connessioni.
Attualmente, la nuova generazione di energia nucleare in Italia non è disponibile.
Nella pianificazione del sistema, tale distinzione deve rimanere assoluta.
7.13.1 Il percorso ufficiale dell’Italia verso il nucleare è successivo al 2030
Il PNIEC italiano considera la possibile messa in funzione di nuovi piccoli reattori a fissione modulari come un’opzione a medio termine, successiva al 2030 , subordinata al raggiungimento della maturità tecnologica e alla sicurezza.
A partire dal 2026, Nuclitalia sta conducendo uno studio di fattibilità e un processo di selezione tecnologica , inizialmente incentrato sui reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) raffreddati ad acqua, ormai consolidati; non sta costruendo una centrale nucleare in Italia.
Attualmente ISIN partecipa alla Joint Early Review di NUWARD in qualità di osservatore e dichiara esplicitamente che l’Italia non possiede ancora un quadro normativo che consenta un processo di autorizzazione per i reattori di potenza.
ISIN ha fatto riferimento separatamente ai reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) e ai reattori avanzati, entrambi considerati per il mix energetico italiano nel periodo 2035-2045 .
La conclusione è pertanto solida anche senza assegnare una data ipotetica al FOAK:
Nessun programma nucleare italiano attualmente in uso è in grado di produrre energia elettrica in tempo utile per risolvere i problemi di connessione dei data center previsti per il periodo 2026-2030.
7.13.2 I due problemi operano su orologi diversi
DATA-CENTRE CLOCK
2026
│
├── SITE
├── GRID APPLICATION
├── PERMITTING
├── CONSTRUCTION
└── ENERGISATION
↓
LATE 2020s / EARLY 2030s
ITALIAN NUCLEAR CLOCK
2026
│
├── POLICY / LAW
├── TECHNOLOGY ASSESSMENT
├── REGULATORY FRAMEWORK
├── SITE SELECTION
├── LICENSING
├── FID
├── CONSTRUCTION
├── COMMISSIONING
└── FIRST POWER
↓
POST-2030Cercare di far sì che il secondo risolva il problema immediato del primo distorcerebbe entrambi i programmi.
7.13.3 La gestione delle connessioni a breve termine richiede soluzioni a breve termine
Per il periodo 2026-2030 , la strategia italiana per i data center si basa pertanto su strumenti che possano effettivamente operare entro tale arco temporale.
Questi includono:
- rafforzamento della rete;
- nuove sottostazioni;
- investimenti preventivi nella rete elettrica laddove giustificati;
- riforma della coda di connessione;
- Requisiti di maturità più stringenti;
- ridistribuzione geografica dei progetti;
- magazzinaggio;
- richiedere flessibilità;
- efficienza energetica;
- generazione in loco laddove legalmente e tecnicamente appropriato;
- Procedure di autorizzazione più rapide per le infrastrutture elettriche.
Il piano di sviluppo di Terna individua già la crescita dei data center come fattore trainante per la realizzazione di nuove infrastrutture di rete.
L’energia nucleare appartiene a un orizzonte di pianificazione diverso.
7.13.4 L’energia nucleare potrebbe diventare rilevante per il sistema di carico strutturale post-2035
Il fatto che il nucleare non possa risolvere l’attuale problema delle code non significa che i centri dati siano irrilevanti per la pianificazione nucleare.
Se la consistente domanda dei data center dovesse superare l’attuale fase di attesa per le connessioni e trasformarsi in consumo elettrico permanente, la curva di carico italiana alla fine degli anni 2030 potrebbe risultare sostanzialmente diversa da quella odierna.
Ciò solleva una legittima questione di pianificazione a lungo termine:
La futura generazione nucleare programmabile potrebbe contribuire a soddisfare parte del carico strutturale creato dalle infrastrutture digitali?
La risposta può essere solo condizionata.
Dipende da:
- domanda effettiva di data center;
- posizione;
- Ubicazione del reattore;
- Programma di funzionamento del reattore;
- topologia a griglia;
- investimenti nella trasmissione;
- costo del nucleare;
- fonti di energia elettrica concorrenti;
- Struttura PPA;
- requisiti in materia di carbonio;
- longevità dei clienti dei data center.
7.13.5 La corretta sequenza di pianificazione è quindi cronologica
2026–2030
─────────
MANAGE CURRENT CONNECTION QUEUE
+
BUILD GRID
+
FILTER REAL FROM SPECULATIVE DEMAND
2030–2035
─────────
OBSERVE ACTUAL DATA-CENTRE LOAD
+
FINALISE NUCLEAR SITE/TECHNOLOGY
+
COORDINATE TRANSMISSION PLANNING
2035–2045
─────────
POTENTIAL NEW NUCLEAR
+
MATURE DATA-CENTRE CLUSTERS
+
STORAGE
+
RENEWABLES
+
HVDC
+
INDUSTRIAL ELECTRIFICATIONLe date rappresentano orizzonti di pianificazione , non promesse di messa in funzione del reattore.
7.13.6 Non si dovrebbe ritardare la connessione al data center presumendo che l’energia nucleare arriverà più tardi
Un esito politico particolarmente dannoso sarebbe:
DATA CENTRE NEEDS POWER IN 2028
↓
GRID REINFORCEMENT NOT BUILT
↓
ASSUMPTION:
“NUCLEAR WILL SOLVE THIS LATER”
↓
DATA CENTRE CANNOT CONNECT
↓
NUCLEAR STILL NOT AVAILABLEIl nucleare e il potenziamento della rete elettrica sono complementari.
Non devono essere presentati come sostituti.
7.13.7 Né un SMR dovrebbe essere giustificato utilizzando speculazioni sulla futura domanda di data center.
L’errore inverso è altrettanto importante.
Supponiamo che un business case per un reattore richieda:
400 MW REACTOR
↓
350 MW DATA-CENTRE OFFTAKESe il presunto cliente del data center esiste solo come richiesta di connessione, il caso relativo ai ricavi non è bancabile.
Prima che la domanda di data center venga accreditata a una decisione finale di investimento nucleare (FID), l’Italia dovrebbe richiedere:
- cliente identificato;
- controllo del sito;
- autorizzazione credibile;
- finanziamento;
- carico contratto;
- data di inizio;
- domanda minima;
- durata del contratto;
- qualità del credito;
- disposizioni di risoluzione.
7.13.8 Le infrastrutture nucleari e digitali dovrebbero comunque essere pianificate insieme fin da ora
L’apparente contraddizione si risolve distinguendo:
tempi di costruzione
da
pianificazione dei tempi .
L’energia nucleare non può fornire energia alla coda immediata.
Ma il governo dovrebbe già includere scenari di carico digitale in:
- localizzazione del reattore;
- Piani di sviluppo di Terna;
- pianificazione delle zone industriali;
- corridoi di trasmissione;
- pianificazione idrica;
- strategie di riutilizzo del calore;
- pianificazione dello stoccaggio.
Ciò evita una situazione futura in cui:
NUCLEAR BUILT HERE
│
DATA CENTRES DEVELOPED THERE
│
▼
MAJOR NEW TRANSMISSION REQUIREDquando una pianificazione integrata precedente avrebbe potuto ridurre i requisiti infrastrutturali.
Tabella 7.13-A — Uso corretto delle prove provenienti dai centri dati in base alla fase decisionale in materia nucleare
| Fase nucleare | Utilizzo di dati provenienti da data center |
|---|---|
| Fattibilità 2026 | Variabile di scenario soltanto |
| Finalista tecnologico | Valutare la compatibilità con carichi continui elevati |
| Screening del candidato presso la sede | Mappare i cluster digitali maturi |
| Studi sulla griglia | Includi scenari di data center alti/medi/bassi |
| FID | Solo credito contratto a richiesta |
| Costruzione | Coordinare gli effettivi rinforzi della rete |
| Operazione | Ottimizzare la gestione/la contrattualistica in base al carico effettivo. |
Conclusione del governo
La distinzione deve pertanto rimanere esplicita in tutto il rapporto:
I data center rappresentano un problema immediato per la pianificazione della trasmissione e una potenziale clientela a lungo termine per il nucleare. Non sono però la prova che il nucleare possa risolvere l’attuale problema delle code di connessione in Italia.
7.14 Il calore industriale potrebbe aumentare il valore del sistema del reattore
Il valore economico e di decarbonizzazione di un reattore nucleare non deve limitarsi all’energia elettrica inviata attraverso il generatore.
Un reattore produce innanzitutto calore .
L’elettricità è uno dei possibili prodotti finali di quel calore.
In linea di principio, parte del calore prodotto può essere reindirizzato verso applicazioni non elettriche.
Questi possono includere:
- teleriscaldamento;
- vapore industriale;
- desalinizzazione;
- idrogeno;
- carburanti sintetici;
- processi chimici;
- cogenerazione di calore ed energia.
La strategia SMR 2026 della Commissione europea individua espressamente applicazioni che vanno dal teleriscaldamento e dal calore industriale alle industrie chimiche e alla produzione di idrogeno .
Anche l’AIEA identifica la cogenerazione nucleare come un’applicazione potenzialmente importante per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) e osserva che le diverse tecnologie dei reattori forniscono livelli di temperatura sostanzialmente differenti.
7.14.1 L’efficienza basata esclusivamente sull’elettricità non tiene conto dell’energia utile totale
Una centrale nucleare convenzionale converte in elettricità solo una parte dell’energia termica del reattore.
La parte restante viene espulsa attraverso il condensatore.
In forma semplificata:
REACTOR HEAT
│
▼
STEAM CYCLE
│
├────────► ELECTRICITY
│
└────────► REJECTED HEATLa cogenerazione modifica l’architettura:
REACTOR HEAT
│
├────────► ELECTRICITY
│
├────────► INDUSTRIAL STEAM
│
├────────► DISTRICT HEAT
│
├────────► DESALINATION
│
└────────► HYDROGEN / CHEMICAL PROCESSIl parametro economico rilevante può quindi diventare:
valore della produzione totale di energia utile
piuttosto che semplicemente:
€/MWh di elettricità.
7.14.2 Ma il calore utile ha valore solo quando esiste un cliente
Un reattore in grado di produrre vapore industriale non genera automaticamente ricavi derivanti dal calore industriale.
Un’attività di riscaldamento richiede:
- un cliente;
- temperatura corretta;
- pressione corretta;
- quantità di calore corretta;
- un tasso di utilizzo annuo sufficientemente elevato;
- distanza accettabile;
- programma operativo compatibile;
- infrastrutture per la distribuzione del calore;
- Acquisto contrattuale.
La variabile decisiva non è la potenza termica teorica.
È:
domanda termica finanziabile a una distanza fisicamente utilizzabile dal reattore.
7.14.3 Il calore non può essere trasportato come l’elettricità
L’elettricità può essere trasmessa per centinaia di chilometri attraverso la rete.
Il vapore e l’acqua calda ne risentono:
- perdite termiche;
- perdite di pressione;
- requisiti di pompaggio;
- costo del capitale per la condotta;
- diritti di passaggio;
- requisiti di isolamento.
L’AIEA osserva che il calore è relativamente difficile e costoso da trasportare e, in una valutazione SMR, fornisce un raggio di copertura per il teleriscaldamento di circa 10-15 km per le applicazioni di acqua calda/vapore.
Non esiste una distanza massima universale tra impianti a vapore industriali e impianti a vapore.
L’economia dipende da:
- pressione del vapore;
- temperatura;
- diametro del tubo;
- carico;
- terreno;
- utilizzo;
- condensa di ritorno;
- valore del combustibile spostato.
Ma la conclusione strategica è solida:
Il calore industriale è fondamentalmente localizzato.
Ciò rende l’integrazione termica un problema di scelta del sito , non semplicemente una caratteristica di progettazione del reattore.
7.14.4 La scelta del sito dovrebbe quindi basarsi sulla domanda termica
Ogni sito candidato per l’installazione di un impianto nucleare dovrebbe essere circondato da un raggio definito per lo studio delle emissioni termiche industriali.
All’interno di tale raggio l’Italia dovrebbe individuare:
- impianti industriali;
- fabbisogno annuo di calore;
- picco di richiesta di calore;
- requisito di temperatura;
- pressione del vapore;
- Orari di apertura;
- caldaie esistenti;
- combustibili esistenti;
- emissioni;
- durata prevista della pianta;
- piani di elettrificazione futuri.
Un distretto industriale dovrebbe quindi essere rappresentato come una mappa del carico termico .
5 km
┌────────────────┐
│ HIGH-VALUE │
│ HEAT USERS │
│ NPP │
└────────────────┘
15 km
┌──────────────────────┐
│ DISTRICT / INDUSTRIAL│
│ HEAT OPPORTUNITIES │
└──────────────────────┘
FARTHER
ELECTRICITY / HYDROGEN
GENERALLY BECOME MORE
TRANSPORTABLE PRODUCTS
Le distanze indicate sono indicative e non rappresentano limiti universali di progetto.
7.14.5 L’Italia ha diverse classi rilevanti di domanda di calore industriale
Le possibili applicazioni in Italia includono:
- sostanze chimiche;
- raffinazione;
- prodotti petrolchimici;
- acciaio;
- ceramica;
- trasformazione alimentare;
- carta;
- teleriscaldamento;
- desalinizzazione;
- idrogeno.
Il punto importante è che questi settori richiedono gradi di resistenza al calore differenti .
Un impianto di trasformazione alimentare che richiede vapore a temperature relativamente moderate e un processo metallurgico ad alta temperatura non rappresentano lo stesso mercato dei reattori.
Tabella 7.14-A — Concetto di grado termico per l’ubicazione dei reattori
| Classe di calore | Applicazione illustrativa | Rilevanza del reattore |
|---|---|---|
| Bassa temperatura | Teleriscaldamento, acqua calda | LWR altamente rilevante |
| Basso-medio | Desalinizzazione, alcuni alimenti/processi termici | LWR/SMR rilevante |
| Vapore medio | Prodotti chimici, servizi industriali | Progettazione specifica |
| Alta temperatura | Processi chimici/di raffinazione ad alta temperatura | I reattori avanzati sono sempre più vantaggiosi |
| Temperatura molto elevata | Alcuni possibili percorsi futuri per l’idrogeno/processo | Sistemi di tipo HTGR/VHTR più rilevanti |
Questa tabella è volutamente qualitativa.
Gli acquisti industriali effettivi devono basarsi sulla temperatura, la pressione e la portata massica richieste dal cliente , non su etichette generiche di settore.
7.14.6 L’estrazione del vapore comporta un costo opportunità dell’elettricità
Se l’energia termica viene estratta da un ciclo a vapore prima che l’espansione attraverso la turbina sia completata, la produzione di energia elettrica può diminuire.
Perciò:
MORE HEAT SOLD
│
▼
POTENTIALLY LESS
ELECTRICITY GENERATEDIl confronto economico corretto non è:
“Il calore è una risorsa aggiuntiva gratuita.”
È:
VALUE OF HEAT
+
REMAINING ELECTRICITY VALUE
-
COGENERATION CAPEX
-
HEAT NETWORK COST
-
LOST ELECTRICITY REVENUE
=
COGENERATION VALUECiò richiede una modellazione oraria o stagionale.
7.14.7 La domanda industriale e la domanda di reattori devono essere abbinate dinamicamente
Un impianto industriale può:
- fermare;
- ridurre la produzione;
- sottoporsi a manutenzione;
- cambiare prodotto;
- chiudere definitivamente.
Il reattore potrebbe dover continuare a funzionare contemporaneamente.
Pertanto, una centrale nucleare a integrazione termica dovrebbe mantenere percorsi energetici alternativi.
Per esempio:
NORMAL INDUSTRIAL DEMAND
REACTOR → STEAM CUSTOMER
CUSTOMER REDUCES DEMAND
REACTOR → TURBINE / CONDENSER
REACTOR OUTAGE
BACKUP BOILER / GRID / STORAGE → CUSTOMERCiò conduce a un principio commerciale fondamentale:
Normalmente, non si può permettere a un cliente industriale di subordinare la sicurezza nucleare o l’operatività del reattore all’accettazione continua di calore.
7.14.8 Potrebbero essere necessari sistemi di riscaldamento intermedi
Il collegamento diretto del circuito primario nucleare a un processo chimico industriale sarebbe generalmente poco attraente dal punto di vista della sicurezza e dell’interfaccia.
A seconda della configurazione del reattore, il calore può essere trasferito anche attraverso:
- refrigerante secondario;
- scambiatore di calore intermedio;
- trasformatore di vapore;
- circuito terziario.
Il progetto di cogenerazione NUWARD, presentato tramite l’AIEA, sottolinea esplicitamente che l’integrazione industriale richiede un’analisi dei rischi specifica per la progettazione, l’integrazione del piano di lottizzazione e apparecchiature aggiuntive come i trasformatori di vapore.
Il concetto di separazione può essere rappresentato come:
NUCLEAR PRIMARY SYSTEM
│
▼
NUCLEAR SECONDARY / INTERMEDIATE SYSTEM
│
▼
ISOLATION HEAT EXCHANGER
│
▼
INDUSTRIAL STEAM NETWORK
│
▼
CUSTOMERL’obiettivo è impedire che le perturbazioni industriali si propaghino nei sistemi di sicurezza nucleare e ridurre al minimo i problemi di interfaccia radiologica.
7.14.9 La desalinizzazione è particolarmente dipendente dal sito
La desalinizzazione nucleare può utilizzare:
- elettricità per l’osmosi inversa;
- calore per la desalinizzazione termica;
- combinazione di elettricità e calore.
Ciò può essere particolarmente rilevante per le località costiere.
Ma richiede:
- prelievo di acqua di mare;
- gestione della salamoia;
- permessi idrici;
- oleodotti;
- fabbisogno idrico del prodotto.
Di conseguenza:
“Reattore in grado di desalinizzare” non equivale a “la desalinizzazione è economicamente giustificata in questo sito”.
7.14.10 L’idrogeno introduce diversi percorsi nucleari
L’energia nucleare può supportare la produzione di idrogeno attraverso almeno due percorsi principali.
Elettrolisi elettrica:
NUCLEAR
↓
ELECTRICITY
↓
ELECTROLYSER
↓
HYDROGENQuesto percorso può essere tecnicamente utilizzato con qualsiasi reattore in grado di produrre elettricità.
Elettrolisi ad alta temperatura / produzione termicamente assistita:
ADVANCED REACTOR
↓
ELECTRICITY + HIGH-TEMPERATURE STEAM
↓
HIGH-TEMPERATURE ELECTROLYSIS
↓
HYDROGENI reattori a temperature più elevate potrebbero migliorare la seconda architettura perché parte dell’energia in ingresso viene fornita sotto forma di calore anziché di elettricità.
L’AIEA identifica le famiglie di reattori ad alta temperatura come particolarmente rilevanti per il calore di processo industriale e le applicazioni dell’idrogeno.
7.14.11 L’idrogeno può risolvere in parte il problema della distanza termica, ma aggiunge costi di conversione
Il calore è difficile da trasportare su lunghe distanze.
L’idrogeno è più facile da trasportare.
Perciò:
NUCLEAR SITE
↓
HEAT + ELECTRICITY
↓
HYDROGEN
↓
PIPELINE / STORAGE / INDUSTRYpuò potenzialmente servire clienti più distanti dal reattore.
Ma questo introduce:
- costo di capitale dell’elettrolizzatore;
- perdite di conversione;
- compressione;
- magazzinaggio;
- conduttura;
- sistemi di sicurezza;
- rischio di mercato dell’idrogeno
Pertanto, l’idrogeno non elimina le problematiche economiche legate alla localizzazione.
Li cambia.
7.14.12 Il calore industriale potrebbe modificare sostanzialmente l’attrattiva relativa dei siti
Consideriamo due ipotetici siti nucleari.
Sito A
Excellent grid
No nearby industrial heat userSito B
Excellent grid
+
large chemical/refining cluster 5 km away
+
long-term steam demandNel caso di un reattore che produce solo elettricità, il sito A e il sito B possono apparire simili.
Per un reattore in grado di cogenerare, il sito B potrebbe offrire:
- entrate derivanti dall’energia elettrica;
- entrate derivanti dal vapore;
- valore della decarbonizzazione industriale;
- riduzione del consumo di gas industriale;
- una potenziale maggiore integrazione economica locale.
Pertanto, l’algoritmo di selezione del sito dovrebbe includere:
domanda termica utile recuperabile entro un raggio economicamente realistico.
Tabella 7.14-B — Dati relativi al calore industriale richiesti per ciascun sito nucleare candidato
| Variabile | Misurazione richiesta |
|---|---|
| Cliente | Struttura denominata |
| Distanza | km dall’interfaccia termica del reattore |
| Fabbisogno annuo di calore | GWhth/anno |
| Picco di domanda | MWth |
| Domanda minima | MWth |
| Temperatura | °C |
| pressione del vapore | sbarra |
| fattore di carico | % |
| Carburante attuale | Gas/petrolio/elettricità/ecc. |
| Emissioni attuali | tCO₂/anno |
| Capacità della caldaia esistente | MWth |
| Requisiti di backup | MWth |
| Contratto di vita | Anni |
| Durata di vita degli asset del cliente | Anni |
| Spese in conto capitale per la rete di teleriscaldamento | € |
| Perdite di calore | % |
| Penalità elettrica del reattore | Voi |
| Reddito | €/MWh |
| carburante evitato | Valore fisico + valore finanziario |
In assenza di queste informazioni, il calore industriale dovrebbe rimanere un’opzione , non una fonte di reddito derivante da progetti di reattori.
7.14.13 L’integrazione termica può creare un cluster industriale più forte, ma anche una maggiore interdipendenza reciproca.
L’integrazione profonda può creare:
NUCLEAR
│
├── POWER
├── STEAM
├── HYDROGEN
└── WATER
↓
INDUSTRIAL CLUSTERCiò può migliorare la situazione economica.
Ma crea interdipendenza.
Il polo industriale dipende dalla disponibilità dei reattori.
Il modello di business dei reattori dipende dalla domanda industriale.
La soluzione non è evitare l’integrazione.
Si tratta di progettare:
- sistemi di backup;
- Dissipatori di calore alternativi;
- flessibilità contrattuale;
- più clienti, ove possibile;
- reti di teleriscaldamento modulari.
7.14.14 Il calore dovrebbe essere integrato nella valutazione del sito, non una giustificazione aggiunta in seguito.
La sequenza errata sarebbe:
SELECT REACTOR
↓
SELECT SITE
↓
THEN SEARCH FOR HEAT CUSTOMERLa sequenza più forte è:
MAP NATIONAL HEAT DEMAND
+
MAP GRID
+
MAP WATER
+
MAP SITES
↓
IDENTIFY NUCLEAR-INDUSTRIAL CLUSTERS
↓
MATCH REACTOR TEMPERATURE
↓
PROCUREMENTConclusione del governo
Il calore industriale può aumentare il valore complessivo del sistema di energia nucleare.
Ma solo se la richiesta termica è:
reale + vicino + tecnicamente compatibile + durevole + contraibile.
Il calore industriale dovrebbe quindi diventare una variabile quantitativa nella scelta del sito, e non un beneficio generico elencato nelle brochure dei reattori.
7.15 Il calore del reattore LWR e il calore del reattore avanzato non sono intercambiabili
Il termine “calore nucleare” può celare differenze sostanziali tra le tecnologie dei reattori.
Un megawatt di potenza termica a 120 °C non ha la stessa utilità industriale di un megawatt di potenza termica a 550 °C o 750 °C.
La temperatura determina la qualità , o exergia, del calore.
Il calore ad alta temperatura può essere utilizzato per processi non accessibili ai sistemi a bassa temperatura.
Pertanto, i confronti tra reattori devono distinguere:
QUANTITY OF HEAT
FROM
QUALITY / TEMPERATURE OF HEAT7.15.1 I reattori ad acqua leggera occupano l’estremità a bassa temperatura dello spettro della cogenerazione nucleare.
I reattori ad acqua leggera convenzionali (LWR) e i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) raffreddati ad acqua operano a temperature adatte a:
- teleriscaldamento;
- desalinizzazione;
- vapore a bassa e media temperatura;
- numerose applicazioni di cogenerazione convenzionale;
- produzione di energia elettrica tramite elettrolisi.
L’AIEA conclude che i reattori ad acqua leggera attualmente disponibili sono particolarmente adatti al teleriscaldamento e alla desalinizzazione grazie al loro intervallo di temperatura di esercizio inferiore .
Questa non è una debolezza.
Il calore industriale a bassa e media temperatura rappresenta un mercato energetico considerevole.
La tecnologia LWR offre inoltre importanti vantaggi in termini di:
- esperienza operativa;
- maturità del combustibile;
- familiarità con la normativa;
- materiali consolidati;
- ingegneria convenzionale del ciclo a vapore.
La questione strategica è semplicemente che il calore prodotto dai reattori LWR non dovrebbe essere utilizzato per processi i cui requisiti di temperatura superano quelli che il reattore può fornire in modo economicamente sostenibile.
7.15.2 Le famiglie di reattori ad alta temperatura espandono sostanzialmente l’intervallo di calore di processo
L’analisi dell’AIEA individua intervalli indicativi di temperatura di esercizio, tra cui approssimativamente:
- LFR: ~550 °C ;
- MSR: ~800 °C ;
- GFR: ~850°C ;
- VHTR: circa 750–950 °C .
Questi sistemi ad alta temperatura possono potenzialmente essere utilizzati per una gamma più ampia di applicazioni di riscaldamento di processo e di produzione di idrogeno.
Il significato è sostanziale.
A temperature più elevate, l’energia nucleare può potenzialmente sostituire la combustione di combustibili fossili in processi che non possono essere gestiti in modo efficiente dal solo vapore a bassa temperatura.
7.15.3 Xe-100 dimostra chiaramente la differenza
X-energy descrive l’Xe-100 come avente le seguenti caratteristiche:
- Potenza termica di 200 MWth ;
- Potenza elettrica in uscita: 80 MWe ;
- Temperatura di uscita del reattore: 750 °C ;
- temperatura del vapore di circa 565 °C .
Il progetto è specificamente pensato per applicazioni nel settore elettrico e per la produzione di vapore a livello industriale.
Questo lo colloca in una categoria di applicazioni termiche industriali fondamentalmente diversa rispetto ai reattori SMR convenzionali raffreddati ad acqua.
Confronto semplificato
WATER-COOLED SMR
│
▼
LOW / MEDIUM TEMPERATURE HEAT
│
├── DISTRICT HEAT
├── DESALINATION
├── PROCESS STEAM
└── ELECTRICITY → H₂
HTGR / HIGH-TEMPERATURE SYSTEM
│
▼
HIGHER-TEMPERATURE HEAT
│
├── ALL OF THE ABOVE
├── HIGHER-GRADE PROCESS STEAM
├── CHEMICAL PROCESSES
├── HIGH-TEMPERATURE H₂
└── SYNTHETIC-FUEL PATHWAYS7.15.4 Ma la capacità termica e la prontezza di implementazione si muovono su assi diversi
Questa è la principale distinzione tra i governi.
Un reattore può offrire temperature di processo superiori, pur presentando al contempo una maggiore incertezza in fase di implementazione.
Tabella 7.15-A — Capacità termica rispetto alle variabili di impiego
| Famiglia tecnologica | Grado termico industriale | maturità del combustibile | Familiarità con la normativa | prove di implementazione commerciale |
|---|---|---|---|---|
| Reattore modulare di piccole dimensioni (SMR) convenzionale ad acqua leggera (LWR). | Basso-medio | Alto | Alto | Il valore più alto tra le famiglie SMR attualmente esistenti |
| HTGR / tipo Xe-100 | Alto | HALEU/TRISO continua il processo di industrializzazione. | Inferiore | Prime implementazioni commerciali in corso |
| Reattore veloce al sodio | Potenziale di temperatura più elevato | HALEU/combustibile avanzato | Inferiore | Avanzamento di un importante progetto di riferimento |
| reattore veloce al piombo | Potenziale di temperatura più elevato | Percorso avanzato/MOX | Inferiore | Il percorso dimostrativo/commerciale è ancora in fase di sviluppo. |
| MSR / altri concetti avanzati | Potenzialmente alto | Tecnologia specifica | Basso | Generalmente fase commerciale precedente |
La tabella, volutamente, non riduce le tecnologie a un unico punteggio.
Gli assi sono indipendenti.
7.15.5 L’Italia dovrebbe quindi respingere una classificazione unidimensionale dei reattori
Se l’obiettivo della politica è:
prima implementazione di energia elettrica tecnicamente credibile
Un SMR raffreddato ad acqua maturo potrebbe offrire importanti vantaggi.
Se l’obiettivo è:
decarbonizzazione profonda di un distretto industriale ad alta temperatura
Un reattore avanzato ad alta temperatura potrebbe rappresentare una soluzione energetica finale più vantaggiosa.
La conclusione errata sarebbe:
HIGHER HEAT TEMPERATURE
=
BETTER REACTORLa conclusione altrettanto errata sarebbe:
MORE MATURE LWR
=
BEST SOLUTION FOR EVERY INDUSTRIAL PROCESSIl confronto corretto è multi-obiettivo.
7.15.6 La temperatura del reattore non è necessariamente la temperatura fornita al cliente
L’intera catena di trasferimento del calore è fondamentale.
Per esempio:
REACTOR OUTLET
750°C
↓
INTERMEDIATE HEAT EXCHANGER
↓
SECONDARY CIRCUIT
↓
STEAM GENERATOR
↓
PIPELINE
↓
CUSTOMER
565°C OR LOWERLa temperatura si disperde attraverso gli scambiatori di calore e i mezzi di trasporto.
Pertanto, gli appalti dovrebbero richiedere ai fornitori di dichiarare:
- temperatura di uscita del refrigerante del reattore;
- temperatura del lato secondario;
- temperatura del vapore di processo;
- pressione del vapore di processo;
- calore disponibile al limite della batteria del cliente;
- ipotesi di distanza;
- perdita di calore;
- conseguente penalità in termini di potenza elettrica erogata.
Un opuscolo che riporti solo la temperatura di uscita del reattore non è sufficiente.
7.15.7 Il calore industriale deve essere valutato presso il cliente
A fini di confronto, l’Italia dovrebbe introdurre un parametro di riferimento standard:
Calore utile garantito nel punto di consegna
espresso come:
MWth
+
TEMPERATURE
+
PRESSURE
+
ANNUAL AVAILABILITY
+
DELIVERY DISTANCEPer esempio:
200 MWth
at
450°C
40 bar
90% contractual availability
5 km from reactorè analiticamente significativo.
In parole semplici:
“Il reattore produce calore ad alta temperatura”
non lo è.
7.15.8 Il calore di processo LWR può ancora risultare economicamente dominante laddove il cliente non necessiti di alte temperature
Il calore di alta qualità ha un potenziale di utilità maggiore.
Ma fornire una capacità di 700 °C a un cliente che necessita di vapore a 150 °C non crea necessariamente valore economico.
Potrebbe invece introdurre:
- maggiore complessità del reattore;
- nuovo carburante;
- oneri di licenza più elevati;
- minore maturità della catena di approvvigionamento.
Pertanto il principio di corrispondenza corretto è:
CUSTOMER NEED = 150°C
A 150–250°C SOLUTION MAY BE SUFFICIENT
HIGHER TEMPERATURE
DOES NOT AUTOMATICALLY CREATE
ADDITIONAL CUSTOMER VALUEEcco perché la mappatura della domanda industriale deve precedere la classificazione del calore del reattore.
7.15.9 La capacità di operare ad alta temperatura dovrebbe essere valorizzata solo laddove esista un acquirente in grado di operare ad alta temperatura.
La matrice di approvvigionamento dovrebbe distinguere:
capacità potenziale
da
capacità monetizzabile .
Tabella 7.15-B — Logica di punteggio proposta per il potere calorifico
| Condizione | Trattamento |
|---|---|
| Il reattore non ha capacità di produzione di calore utile. | Valore di cogenerazione pari a zero |
| Il reattore può fornire calore, ma non esiste alcun cliente. | solo il valore dell’opzione |
| Il cliente esiste ma la temperatura non corrisponde | Valore basso |
| Il cliente esiste e la temperatura corrisponde | Valore significativo |
| Numerosi clienti nelle vicinanze | Maggiore resilienza/valore |
| Il cliente ha un contratto a lungo termine | Valore bancabile |
| Il cliente richiede una nuova interfaccia termica | Applicare la contingenza tecnologica |
| La fornitura di calore riduce notevolmente l’elettricità | Dedurre il costo opportunità |
| È necessario un sistema di backup | Includi CAPEX/OPEX di riserva |
| La rete di riscaldamento richiede un corridoio principale | Includi i costi dell’infrastruttura |
7.15.10 Il calore avanzato introduce anche ulteriori questioni relative all’interfaccia nucleare-industriale
L’integrazione ad alta temperatura può comportare:
- Cicli intermedi;
- scambiatori di calore specializzati;
- materiali avanzati;
- compatibilità chimica;
- valvole per alte temperature;
- ciclo termico;
- sicurezza dell’idrogeno;
- sistemi di pressione industriali
Una temperatura elevata all’uscita del reattore non è quindi esclusivamente un vantaggio.
Ciò comporta obblighi di ingegneria.
Nei sistemi di raffreddamento a sodio o a piombo, l’interfaccia termica industriale deve inoltre mantenere un’adeguata separazione tra il refrigerante nucleare e il processo industriale.
Il sistema completo diventa:
REACTOR
↓
PRIMARY COOLANT
↓
INTERMEDIATE HEAT TRANSPORT
↓
PROCESS HEAT EXCHANGER
↓
INDUSTRIAL SYSTEMOgni interfaccia richiede:
- analisi della sicurezza;
- qualificazione dei materiali;
- ispezione;
- isolamento;
- individuazione delle perdite;
- controllo della pressione.
7.15.11 Non si dovrebbe permettere che la cogenerazione indebolisca il quadro di sicurezza del reattore.
L’impianto industriale potrebbe subire le seguenti conseguenze:
- improvvisa perdita di richiesta di vapore;
- Rottura del tubo;
- incidente chimico;
- fuoco;
- interruzione di corrente;
- fermare.
La centrale nucleare deve essere in grado di tollerare questi eventi senza compromettere la sicurezza.
Il progetto deve quindi affrontare i seguenti aspetti:
- valvole di intercettazione;
- transienti di pressione;
- alternative ai dissipatori di calore;
- distanze di separazione;
- pericoli esterni;
- incidenti sul lavoro;
- guasti comuni alle utenze.
Il sistema industriale dovrebbe essere considerato come un potenziale pericolo di interfaccia esterna , non semplicemente come un consumatore di energia.
7.15.12 Il programma nazionale necessita quindi di due diversi punteggi di prontezza
Ogni reattore considerato per la cogenerazione industriale dovrebbe essere sottoposto ad almeno due valutazioni indipendenti:
A. Prontezza al dispiegamento
Basato su:
- maturità del progetto;
- licenze;
- progetto di riferimento;
- costruzione;
- carburante;
- catena di fornitura;
- finanziamento.
B. Capacità energetica industriale
Basato su:
- temperatura massima di utilizzo;
- condizioni del vapore;
- quantità di calore;
- capacità di utilizzo dell’idrogeno;
- capacità di desalinizzazione;
- flessibilità;
- integrazione del cliente.
Le due valutazioni non dovrebbero mai essere unite prima che i responsabili delle decisioni le abbiano esaminate separatamente.
Schema testuale: perché sono necessari due assi
HIGH INDUSTRIAL-HEAT CAPABILITY
▲
│
HTGR │ ADVANCED FAST
│ REACTORS
│
│
LOW DEPLOYMENT ─────────────┼──────────── HIGH DEPLOYMENT
READINESS │ READINESS
│
│ LWR / WATER-COOLED
│ SMR
│
▼
LOWER-TEMPERATURE HEAT
Questo diagramma è qualitativo.
Non dovrebbe essere convertito in punteggi tecnologici numerici senza una metodologia definita.
7.15.13 Il reattore ottimale può quindi variare a seconda del sito italiano
Un sito dominato da:
- domanda di elettricità;
- trasmissione forte;
- nelle vicinanze non sono presenti grandi utenze termiche;
può favorire un profilo tecnologico.
Un sito adiacente a:
- impianti chimici;
- raffinerie;
- produzione di idrogeno;
- richiesta continua di alte temperature;
potrebbe giustificarne un altro.
Pertanto, l’Italia dovrebbe evitare di selezionare un reattore esclusivamente a livello nazionale e poi presumere che abbia lo stesso valore in ogni sito candidato.
La formulazione migliore è:
tecnologia × sito × cliente × rete × carburante × programma
Confronto principale — §§7.10–7.15
ITALIAN ENERGY SYSTEM
│
┌───────────────────────┼──────────────────────┐
│ │ │
▼ ▼ ▼
GRID DATA CENTRES INDUSTRIAL HEAT
│ │ │
│ │ │
▼ ▼ ▼
NETWORK CAPACITY LARGE NEW LOAD LOCAL HEAT DEMAND
│ │ │
▼ ▼ ▼
N-1 / STABILITY CONNECTION QUEUE TEMP./PRESSURE
│ │ │
▼ ▼ ▼
HVDC / VOLTAGE REAL OR SPECULATIVE? DISTANCE
│ │ │
▼ ▼ ▼
NUCLEAR SITE LONG-TERM CUSTOMER REACTOR MATCH
│ │ │
└───────────────────────┼──────────────────────┘
│
▼
TECHNOLOGY SELECTION
│
┌────────────────────┴───────────────────┐
▼ ▼
DEPLOYMENT READINESS SYSTEM VALUE
• licence • electricity
• fuel • reliability
• FOAK • data-centre load
• construction • industrial heat
• regulator • hydrogen
│ • desalination
└────────────────────┬───────────────────┘
│
▼
ITALIAN INVESTMENT DECISION
Conclusioni definitive del governo — §§7.10–7.15
Le questioni relative alla rete elettrica, ai data center e al calore industriale non dovrebbero essere analizzate come appendici separate alla tecnologia dei reattori.
Fanno parte del processo decisionale relativo al reattore stesso.
Una futura centrale nucleare è contemporaneamente:
- una connessione generazionale molto ampia;
- un utente di energia elettrica proveniente da fonti esterne;
- una potenziale fonte di energia elettrica stabile per i nuovi carichi digitali;
- un potenziale produttore di calore industriale;
- un possibile punto di ancoraggio per l’idrogeno o la desalinizzazione;
- una nuova fonte di rischio contingente che Terna deve integrare nel sistema nazionale.
La prima implicazione è che l’infrastruttura esistente a 380 kV è preziosa, ma le prove a supporto sono insufficienti . Montalto, Trino, Latina, Caorso, Civitavecchia e Brindisi potrebbero possedere caratteristiche di trasmissione interessanti, ma ciascuna richiede un nuovo studio di sistema basato sulla topologia di rete prevista al momento della messa in servizio del reattore, e non solo su mappe storiche.
La seconda implicazione è che l’Italia non dovrebbe confondere i 78,79 GW di richieste di connessione ai data center di gennaio 2026 con i 78,79 GW di consumo futuro . La cifra è comunque strategicamente importante perché dimostra un interesse senza precedenti da parte degli sviluppatori per carichi elettrici molto elevati.
La terza implicazione è di natura cronologica. Il nucleare non può risolvere l’immediato problema della connessione dei data center nel periodo 2026-2030 . La pianificazione nucleare italiana è ancora nelle fasi di valutazione di fattibilità, regolamentazione e tecnologia, mentre il PNIEC prevede la possibile realizzazione di nuove centrali a fissione dopo il 2030.
La quarta implicazione è che i data center potrebbero comunque diventare un’importante classe strutturale di clienti nucleari nel sistema elettrico 2035-2045, qualora l’attuale programma di connessioni si traducesse in una domanda reale e duratura.
La quinta implicazione è che il calore industriale può modificare sostanzialmente l’economia dei reattori, ma solo laddove la domanda termica sia fisicamente presente nelle vicinanze del sito.
Il sesto punto è che il calore dei reattori LWR e quello dei reattori avanzati non possono essere considerati lo stesso prodotto . I reattori raffreddati ad acqua presentano una maggiore familiarità con le attuali implementazioni, ma una minore capacità di raggiungere temperature di processo elevate; i sistemi ad alta temperatura e a reattore veloce possono offrire un campo di applicazione più ampio per il calore industriale, introducendo al contempo maggiori novità in termini di combustibile, licenze e tecnologie.
Il principio appropriato da applicare in materia di appalti pubblici è pertanto il seguente:
L’Italia non dovrebbe limitarsi a chiedersi quanti megawatt può generare un reattore. Dovrebbe chiedersi dove questi megawatt e megawatt termici entrano nel sistema energetico italiano, di quale potenziamento della rete hanno bisogno, quali carichi credibili a lungo termine servono, quali combustibili industriali possono sostituire e se il valore aggiunto per il sistema è sufficiente a compensare i rischi legati al combustibile, alle licenze, alla costruzione e alla tecnologia del reattore.
La catena decisionale completa è la seguente:
REACTOR
↓
SITE
↓
GRID CONNECTION
↓
SYSTEM SECURITY
↓
ELECTRICITY MARKET
│
├────────► ORDINARY GRID LOAD
│
├────────► DATA CENTRES
│
├────────► ELECTROLYSIS
│
└────────► OTHER ELECTRIFICATION
│
▼
THERMAL OUTPUT
│
├────────► DISTRICT HEATING
│
├────────► INDUSTRIAL STEAM
│
├────────► DESALINATION
│
└────────► HIGH-TEMPERATURE PROCESS HEAT
│
▼
TOTAL SYSTEM VALUE
│
▼
BALANCED AGAINST
│
├── FUEL RISK
├── LICENSING RISK
├── FOAK RISK
├── GRID CAPEX
├── SITE RISK
└── SCHEDULE RISKÈ a questo livello che il programma nucleare italiano dovrebbe valutare l’integrazione nella rete, la domanda digitale e la cogenerazione industriale .
7.16 L’idrogeno non fa automaticamente scomparire la scarsa redditività dei reattori.
Un reattore nucleare può produrre idrogeno a basse emissioni di carbonio attraverso:
- elettrolisi convenzionale mediante elettricità;
- elettrolisi ad alta temperatura potenzialmente più efficiente laddove sia disponibile vapore adeguato.
L’idrogeno può fornire una soluzione flessibile per l’assorbimento di energia elettrica durante i periodi di basso prezzo.
Ma la validità economica dipende da:
- Investimenti (CAPEX) per l’elettrolizzatore;
- Orari di apertura;
- mercato dell’idrogeno;
- infrastrutture di gasdotti/stoccaggio;
- costo opportunità dell’elettricità;
- domanda industriale
Un modello governativo non dovrebbe quindi presupporre che l’energia nucleare in eccesso possa sempre essere monetizzata sotto forma di idrogeno a prezzi vantaggiosi.
L’idrogeno è un’opzione , non una fonte di entrate garantita per il bilanciamento del bilancio energetico.
7.17 La co-localizzazione industriale crea ulteriori rischi esterni
Individuazione di un reattore nelle vicinanze:
- produzione chimica;
- stoccaggio dell’idrogeno;
- infrastrutture di raffineria;
- principali centri dati;
- impianti di gas industriale
può migliorare l’integrazione energetica.
Può inoltre introdurre:
- pericoli di esplosione;
- rilasci tossici;
- incendi;
- oleodotti;
- incidenti di trasporto.
I requisiti di valutazione dei siti dell’AIEA richiedono che tali pericoli esterni di origine antropica siano inclusi nel dossier di sicurezza nucleare.
La cogenerazione crea quindi sia valore di sistema sia obblighi di interfaccia di sicurezza .
7.18 L’acqua è un vincolo di progettazione per l’intero ciclo di vita.
La disponibilità idrica non può essere valutata basandosi sul clima degli anni ’60, periodo in cui furono progettate le centrali nucleari storiche italiane.
Un nuovo reattore, entrato in funzione intorno al 2040, potrebbe rimanere operativo fino a circa:
- 2100;
- potenzialmente anche più tardi, qualora venisse concessa una proroga della vita.
Il suo sistema idrico deve quindi resistere a condizioni climatiche sostanzialmente diverse da quelle in cui operavano i vecchi impianti.
Secondo i dati ISPRA, le risorse idriche rinnovabili italiane nel 2025 ammontavano a circa 128 miliardi di m³ , oltre il 7% in meno rispetto alla media di lungo periodo e circa il 19% in meno rispetto al 2024. [G]
L’estate del 2026 ha ulteriormente dimostrato che i principali sistemi idrici settentrionali rimangono esposti a temperature persistenti, scarse precipitazioni e al calo dei livelli dei bacini idrici.
L’implicazione è diretta:
La disponibilità storica di acqua di raffreddamento fluviale non è garanzia di futura sicurezza idrica per il raffreddamento.
7.19 Anche il caldo mediterraneo rappresenta un problema di efficienza termica
Ogni centrale termoelettrica opera con una differenza di temperatura.
Man mano che la temperatura del dissipatore di calore aumenta:
- L’efficienza del condensatore diminuisce;
- La produzione della turbina può diminuire;
- I vincoli relativi alla temperatura dell’acqua di scarico possono diventare più stringenti.
Ciò vale per:
- nucleare;
- gas;
- carbone;
- concentrazione solare termica.
L’OCSE-NEA documenta casi in cui:
- alta temperatura del fiume;
- basso livello del fiume;
- ondate di calore;
- siccità
hanno ridotto la produzione nucleare o richiesto adattamenti. [S]
Per l’Italia, un futuro calcolo della “capacità affidabile” dovrà quindi includere la possibilità di una riduzione della capacità durante il periodo estivo, laddove il concetto di raffreddamento sia sensibile al clima.
7.20 Raffreddamento a passaggio singolo: prelievo massimo, forte dipendenza dal dissipatore di calore
Un sistema di raffreddamento convenzionale a passaggio singolo preleva grandi quantità di:
- acqua di fiume;
- acqua del lago;
- acqua di mare.
La maggior parte viene restituita, ma a temperature più elevate.
Vantaggi:
- elevata efficienza termica;
- Dissipazione del calore relativamente semplice.
Sfide:
- prelievo idrico molto elevato;
- scarica termica;
- Impatto dei pesci sulla biodiversità;
- ostruzione delle prese d’aria;
- elevata dipendenza dal livello e dalla temperatura dell’acqua.
Per l’entroterra italiano, una siccità prolungata potrebbe rendere particolarmente difficile giustificare un sistema di raffreddamento ad acqua dolce a ciclo aperto.
Nelle zone costiere, l’acqua di mare elimina la maggior parte della competizione con l’acqua dolce, ma non i vincoli termici/ecologici.
7.21 Torri a ricircolo umido: minore prelievo, maggiore consumo
Le torri di raffreddamento ricircolano l’acqua.
Rispetto ai sistemi a passaggio unico, in genere riducono notevolmente i prelievi.
Ma perdono acqua attraverso:
- evaporazione;
- abbattimento.
Ciò li rende potenzialmente interessanti laddove il prelievo idrico dai fiumi è limitato, ma si dipende comunque da un approvvigionamento idrico di rifornimento affidabile.
Durante:
- ondate di calore;
- siccità;
- restrizioni sull’uso dell’acqua,
La loro domanda evaporativa può assumere rilevanza politica e ambientale.
7.22 Raffreddamento a secco: una vera opzione per la resilienza alla siccità, non una soluzione gratuita
Il raffreddamento a secco disperde il calore principalmente nell’aria anziché far evaporare grandi quantità di acqua.
Può ridurre drasticamente la dipendenza dall’acqua.
Ciò conferisce particolare rilevanza a questo prodotto per:
- Ubicazione del bacino del Po;
- aree industriali dismesse nell’entroterra;
- zone mediterranee soggette a scarsità idrica.
Ma il raffreddamento a secco comporta dei compromessi.
Questi possono includere:
- strutture di scambiatori di calore più grandi;
- maggiore impronta territoriale;
- costi di capitale più elevati;
- maggiore consumo di energia ausiliaria;
- efficienza termica ridotta;
- maggiore penalizzazione delle prestazioni alle temperature ambientali più elevate.
Il lavoro tecnico dell’AIEA sui sistemi di raffreddamento nucleare riconosce questi compromessi. [I/S]
Il paradosso è importante:
Il raffreddamento a secco protegge dalla siccità, ma può risultare meno efficace proprio durante le ondate di calore più intense.
La tecnologia e il sito devono quindi essere valutati congiuntamente.
7.23 Il raffreddamento a secco non elimina il dissipatore di calore finale nucleare
Un malinteso frequente è che un reattore raffreddato a secco non presenti problemi di sicurezza legati all’acqua.
Il condensatore del ciclo di potenza e il dissipatore di calore di sicurezza finale svolgono funzioni ingegneristiche diverse.
A seconda della configurazione del reattore, il calore residuo dopo lo spegnimento può essere dissipato tramite:
- acqua;
- aria;
- evaporazione passiva;
- combinazioni di sistemi.
I requisiti del sito dell’AIEA richiedono esplicitamente che vengano valutate la disponibilità e le caratteristiche del dissipatore di calore finale, tra cui:
- temperatura dell’aria;
- umidità;
- temperatura dell’acqua;
- livello dell’acqua;
- flusso sostenibile.
La valutazione di sicurezza deve pertanto dimostrare la rimozione del calore in condizioni estreme, anche laddove il normale funzionamento dell’impianto utilizzi poca acqua di raffreddamento.
7.24 Gli scambi di raffreddamento costieri comportano un rischio di siccità per il rischio marino e costiero
Un sito costiero può evitare la competizione per le scarse risorse di acqua dolce dell’entroterra.
Questo rappresenta un vantaggio considerevole.
Ma il sito presenta altri pericoli:
- tsunami;
- mareggiata;
- azione ondosa;
- innalzamento del livello del mare;
- erosione costiera;
- ondate di calore marine;
- corrosione salina;
- incrostazioni biologiche;
- vincoli ambientali marini.
Il capitolo 3 ha individuato le seguenti problematiche:
- Montalto;
- Latina;
- Civitavecchia;
- Brindisi;
- Fiume Santo;
- Garigliano.
La conclusione corretta non è “la costa è più sicura”.
È:
I siti costieri e quelli interni presentano rischi di accumulo di calore differenti.
7.25 Gli impatti ambientali durante il normale funzionamento rimangono significativi
Anche in assenza di incidenti, una centrale nucleare può avere un impatto sull’ambiente attraverso:
- prelievo di acqua di raffreddamento;
- scarica termica;
- trattamento chimico dei sistemi di raffreddamento;
- occupazione del territorio;
- corridoi di trasmissione;
- scavo edile;
- rumore;
- ecologia marina o d’acqua dolce;
- Scarichi radioattivi controllati di routine entro i limiti autorizzati.
Tali impatti sono soggetti a valutazione ambientale e permessi di esercizio.
Una fonte di energia elettrica a basse emissioni di carbonio non è priva di impatto ambientale.
Il confronto più appropriato va effettuato con l’impatto ambientale dei sistemi di produzione di energia elettrica concorrenti lungo l’intero ciclo di vita.
7.26 La sicurezza sismica non può essere ridotta alla mappa delle zone sismiche comunali italiane
La classificazione sismica civile nazionale è utile per una valutazione preliminare.
Non è la base della progettazione nucleare.
Un progetto di reattore richiede un’analisi specifica del sito relativa a:
- rischio di scosse telluriche;
- guasti capaci;
- liquefazione;
- rottura superficiale;
- insediamento;
- instabilità del pendio;
- inondazione provocata dal terremoto;
- interazione con le infrastrutture circostanti.
La norma SSR-1 dell’AIEA richiede che i rischi presenti nei siti nucleari siano identificati e valutati per tutta la durata di vita dell’impianto e che, ove pertinente, vengano prese in considerazione le combinazioni di rischi.
Pertanto un’affermazione come:
“Questo comune si trova solo nella zona sismica 3”
non è possibile stabilire l’idoneità nucleare.
7.27 La valutazione probabilistica del rischio sismico deve essere specifica per il reattore e per il sito.
I risultati rilevanti delle indagini geologiche in campo nucleare non costituiscono un’etichetta politica.
Si tratta di una curva di rischio quantitativa a supporto della progettazione di:
- strutture legate alla sicurezza;
- sistemi;
- componenti;
- isolamento sismico laddove utilizzato;
- qualificazione delle apparecchiature.
Il futuro organismo di regolamentazione italiano dovrà stabilire:
- metodologia accettabile;
- periodi di rendimento;
- trattamento dell’incertezza;
- Spettri di movimento del suolo;
- criteri di guasto capacitivo.
Gli studi sismici pregressi condotti a Trino, Latina, Caorso o Garigliano non possono essere semplicemente ereditati dai loro impianti storici.
La valutazione della sicurezza deve essere riesaminata utilizzando le attuali conoscenze scientifiche.
7.28 L’idrogeologia è parte integrante della sicurezza, non si limita all’ottenimento dei permessi ambientali.
Le condizioni delle acque sotterranee e superficiali influenzano:
- stabilità delle fondamenta;
- allagamento;
- liquefazione;
- trasporto di contaminanti;
- costruzione;
- strutture di reattori sotterranei;
- depositi di rifiuti.
Per un SMR (Single Modular Reactor) con costruzione profonda o parzialmente sotterranea, le acque sotterranee possono diventare ancora più importanti, anziché meno.
Il dossier di sicurezza deve pertanto includere:
- geologia;
- idrologia;
- progettazione civile;
- analisi delle conseguenze radiologiche.
7.29 I rischi climatici devono essere trattati come rischi variabili
La dottrina dell’AIEA in materia di localizzazione richiede che le caratteristiche che possono cambiare durante il ciclo vitale della pianta vengano rivalutate.
Per un reattore potenzialmente operativo fino al prossimo secolo, la linea di base relativa ai rischi esterni deve considerare la plausibile evoluzione di:
- caldo estremo;
- siccità;
- piogge intense;
- inondazione del fiume;
- livello del mare;
- mareggiata;
- incendi boschivi;
- fabbisogno idrico
Un “evento alluvionale con periodo di ritorno di 100 anni”, derivato meccanicamente da un set di dati climatici storici statici, non costituisce automaticamente una base adeguata per la progettazione futura.
Le ipotesi statistiche stesse potrebbero necessitare di una valutazione adeguata al clima.
Ho verificato queste sezioni confrontandole con fonti normative e istituzionali primarie solo per quanto riguarda i principi fondamentali di sicurezza: gli standard di sicurezza dell’AIEA e le lezioni apprese da Fukushima, il quadro normativo Euratom in materia di sicurezza nucleare vigente, il Decreto Legislativo 101/2020 e il quadro normativo della Protezione Civile italiani, il materiale di INGV, ISPRA, Terna e NRC sui termini di origine meccanicistica e sulla pianificazione delle emergenze per i reattori avanzati. Ho mantenuto la numerazione esatta da 7.30 a 7.32 e ho ampliato le sezioni come sostituzioni dirette.
7.30 I pericoli complessi contano più dei pericoli isolati
L’analisi dei rischi esterni per un futuro programma nucleare italiano non dovrebbe essere concepita come un catalogo in cui terremoti, alluvioni, tsunami, caldo estremo, siccità, incendi boschivi e perdita di infrastrutture esterne vengono valutati in modo indipendente e si presume che rimangano tali anche nella realtà.
Per quanto riguarda la sicurezza nucleare, la questione più impegnativa è:
Cosa può accadere quando un pericolo ne causa un altro, quando diversi pericoli hanno una causa fisica comune o quando un evento estremo disattiva simultaneamente diversi livelli di difesa?
Questa distinzione è ormai sancita dalla dottrina internazionale in materia di sicurezza nucleare.
Lo standard di sicurezza SSR-1 dell’AIEA richiede che la valutazione del sito consideri non solo la frequenza e la gravità degli eventi esterni, sia naturali che antropici, ma anche le potenziali combinazioni di tali eventi. Esso afferma esplicitamente che gli eventi esterni possono verificarsi simultaneamente o in brevi intervalli di tempo e che le loro interrelazioni e il loro nesso di causalità devono essere valutati. Per i siti che ospitano più di un impianto nucleare, è necessario considerare anche le combinazioni plausibili in grado di influenzare più impianti, unitamente agli effetti combinati sulle persone e sull’ambiente.
Tale requisito è direttamente rilevante per l’Italia.
Un futuro dossier italiano sulla sicurezza nucleare non dovrebbe quindi consistere in:
EARTHQUAKE → PASS
FLOOD → PASS
HEATWAVE → PASS
WILDFIRE → PASS
LOSS OF GRID → PASS
TSUNAMI → PASSe concludiamo che il sito è pertanto sicuro.
Deve inoltre stabilire:
EARTHQUAKE
+
LOSS OF GRID
+
DAMAGED ACCESS
+
MULTIPLE UNIT CHALLENGE
→ ?
EARTHQUAKE
+
TSUNAMI / COASTAL FLOODING
→ ?
EXTREME RAINFALL
+
RIVER FLOOD
+
DRAINAGE FAILURE
+
ACCESS IMPAIRMENT
→ ?
HEATWAVE
+
DROUGHT
+
LOW RIVER FLOW
+
HIGH COOLING-WATER TEMPERATURE
+
PEAK GRID DEMAND
→ ?
WILDFIRE
+
SMOKE
+
TRANSMISSION-LINE OUTAGE
+
ROAD RESTRICTION
→ ?La differenza è fondamentale.
Una centrale nucleare non si guasta semplicemente perché un parametro fisico calcolato supera un altro.
Gravi incidenti possono verificarsi quando diverse ipotesi, considerate indipendenti, cessano di esserlo contemporaneamente .
7.30.1 I rischi composti devono essere suddivisi in diverse categorie causali
Il termine “rischi combinati” può di per sé celare diversi fenomeni differenti.
L’Italia dovrebbe distinguere almeno cinque categorie.
Tabella 7.30-A — Tassonomia dei composti pericolosi per la sicurezza nucleare
| Categoria | Definizione | Esempio nucleare illustrativo |
|---|---|---|
| Rischi causalmente collegati | Un evento fisico produce un secondo pericolo | Terremoto in mare aperto → tsunami |
| Rischi consequenziali | Il pericolo iniziale danneggia le infrastrutture e crea un’ulteriore sfida | Terremoto → guasto alla rete elettrica → interruzione dell’alimentazione elettrica esterna |
| Rischi di causa comune | Un singolo evento influisce simultaneamente su diversi sistemi di sicurezza. | L’alluvione ha invaso diverse sale elettriche. |
| Rischi concomitanti | Diversi pericoli si verificano in un lasso di tempo sufficientemente ravvicinato da interagire | Ondata di calore + siccità + bassa portata dei fiumi |
| Rischi a cascata per le infrastrutture | Eventi esterni danneggiano i sistemi esterni al sito nucleare che richiedono una risposta | Incendio boschivo → interruzione della trasmissione + chiusura delle strade + interruzione delle telecomunicazioni |
| Rischi multi-unità | Lo stesso evento mette in discussione più di un reattore o di un inventario radioattivo | L’alluvione ha colpito contemporaneamente sei moduli SMR. |
| Rischi derivanti da installazioni multiple | Il pericolo riguarda il reattore, i sistemi di combustibile esaurito, gli impianti di smaltimento dei rifiuti o gli impianti nucleari limitrofi. | Il terremoto ha colpito i moduli del reattore e il deposito di combustibile esaurito. |
| stress composto di lunga durata | Le condizioni ambientali persistenti riducono progressivamente il margine di sicurezza | Siccità + temperature dell’acqua elevate + stress prolungato della rete elettrica |
Queste categorie non devono essere considerate intercambiabili.
Ad esempio, la probabilità che si verifichi uno tsunami in seguito a un forte terremoto sottomarino non si ottiene moltiplicando due probabilità indipendenti.
Gli eventi sono fisicamente collegati.
Analogamente:
PROBABILITY OF EARTHQUAKE
×
PROBABILITY OF GRID LOSSsarebbe inappropriato se il terremoto stesso potesse danneggiare le infrastrutture di trasmissione e causare l’interruzione della connessione alla rete.
La dipendenza deve essere modellata.
7.30.2 Fukushima ha dimostrato il pericolo di considerare i livelli di difesa come indipendenti, quando un singolo pericolo può neutralizzarne diversi contemporaneamente.
L’incidente di Fukushima Daiichi rappresenta il principale riferimento moderno per questo principio.
Le lezioni apprese dall’AIEA dopo il disastro di Fukushima affermano esplicitamente che le valutazioni dei rischi naturali devono considerare le combinazioni di eventi che si verificano simultaneamente o in sequenza , i loro effetti combinati e la loro capacità di colpire più unità di reattori. L’AIEA ha inoltre concluso che l’inondazione causata dallo tsunami ha messo a dura prova simultaneamente diversi livelli di difesa in profondità e ha prodotto guasti dovuti a cause comuni.
La lezione importante è più ampia di così:
“Uno tsunami può essere pericoloso.”
La lezione più profonda è:
Un singolo evento esterno può eliminare contemporaneamente diverse misure di sicurezza apparentemente indipendenti.
Una rappresentazione semplificata è:
EARTHQUAKE
│
├────────► REACTOR TRIP
│
├────────► OFF-SITE GRID DAMAGE
│
└────────► TSUNAMI
│
▼
FLOODING
│
┌─────────┼─────────┐
▼ ▼ ▼
GENERATORS SWITCHGEAR ACCESS
│ │ │
└─────────┼─────────┘
▼
COMMON-CAUSE LOSS
│
▼
LOSS OF COOLINGIl significato di un nuovo programma italiano non risiede nel fatto che l’Italia debba copiare i presupposti di progettazione del reattore di Fukushima.
Le moderne tecnologie dei reattori possono differire sostanzialmente.
La rilevanza è di natura metodologica:
Una funzione di sicurezza non può essere considerata realmente indipendente se lo stesso evento esterno può disattivarla insieme alla funzione che dovrebbe proteggere.
7.30.3 Il diritto italiano incorpora già il principio di difesa in profondità successivo al disastro di Fukushima.
Non si tratta semplicemente di una buona prassi internazionale.
È già entrato a far parte del quadro normativo italiano in materia di sicurezza nucleare.
L’articolo 78 del Decreto Legislativo 101/2020 stabilisce l’obiettivo di sicurezza nucleare secondo cui gli impianti nucleari devono essere progettati, localizzati, costruiti, messi in servizio, gestiti e smantellati in modo da prevenire gli incidenti, mitigarne le conseguenze ed evitare entrambi:
- rilasci radioattivi precoci per i quali non ci sarebbe tempo sufficiente per attuare le necessarie misure di emergenza fuori sede; e
- Rilasci radioattivi di grandi dimensioni che richiedevano misure di protezione non limitabili nello spazio o nel tempo.
L’articolo 79 richiede quindi una difesa in profondità, ove applicabile, specificamente per ridurre al minimo l’impatto di pericoli esterni estremi di origine naturale o antropica non intenzionale , nonché per controllare gli incidenti di progettazione e le condizioni severe.
Questa formulazione attua direttamente le modifiche introdotte dopo il disastro di Fukushima nella Direttiva 2014/87/Euratom. La Direttiva, analogamente, richiede la minimizzazione dei rischi estremi esterni di origine naturale e dei rischi antropici non intenzionali, e prevede disposizioni di emergenza in loco per far fronte ad incidenti e incidenti gravi che possano coinvolgere o interessare simultaneamente diverse unità .
Il test legale per un futuro reattore italiano non è quindi semplicemente:
L’impianto è in grado di resistere al terremoto previsto dal progetto?
È più ampio:
L’architettura di difesa a più livelli può rimanere efficace quando pericoli esterni credibili e le relative conseguenze minacciano simultaneamente diversi sistemi, diverse unità o diversi livelli di difesa?
7.30.4 Terremoto + interruzione dell’alimentazione elettrica esterna è uno scenario combinato fondamentale
Non è necessario che un terremoto danneggi direttamente le strutture di sicurezza del reattore per creare una grave minaccia per l’impianto.
Può danneggiare:
- linee di trasmissione;
- sottostazioni;
- trasformatori;
- sistemi di distribuzione regionali;
- telecomunicazioni;
- strade;
- sistemi idrici;
- infrastrutture per la distribuzione del carburante.
Di conseguenza, un sito può subire le seguenti conseguenze:
SEISMIC EVENT
│
├────────► REACTOR AUTOMATIC SHUTDOWN
│
├────────► TRANSMISSION FAULT
│
├────────► SUBSTATION DAMAGE
│
└────────► REGIONAL INFRASTRUCTURE DAMAGE
│
▼
LOSS OF OFF-SITE POWERCiò crea una condizione di sicurezza diversa rispetto a un guasto isolato della rete.
Uno scenario convenzionale di interruzione della rete elettrica può presupporre che:
- Le strade rimangono accessibili;
- Le comunicazioni restano disponibili;
- le sottostazioni vicine rimangono intatte;
- Il supporto esterno può raggiungere l’impianto;
- I servizi di emergenza regionali funzionano regolarmente.
Un’interruzione della rete elettrica causata da un terremoto potrebbe invalidare simultaneamente tutte queste ipotesi.
Per questo motivo, il caso di sicurezza dovrebbe essere modellato separatamente:
LOOP ordinario — perdita di alimentazione esterna
E
LOOP indotto da calamità: perdita di alimentazione esterna che si verifica come conseguenza di un evento regionale più ampio .
Quest’ultima è potenzialmente molto più grave.
7.30.5 Il rischio di terremoto e tsunami deve essere valutato per ogni sito costiero candidato in cui il pericolo è fisicamente credibile.
L’Italia non dovrebbe presumere che il rischio tsunami sia un fenomeno esclusivamente del Pacifico.
Il Dipartimento della Protezione Civile italiano afferma che tutte le coste del Mediterraneo sono potenzialmente esposte al rischio di tsunami e che negli ultimi mille anni sono stati documentati diverse decine di tsunami lungo le coste italiane. Le aree storicamente più colpite includono la Sicilia orientale, la Calabria, la Puglia e le Isole Eolie, sebbene eventi di minore entità siano stati registrati anche lungo le coste liguri, tirreniche e adriatiche. Le coste italiane possono essere colpite anche da tsunami generati in altre zone del Mediterraneo.
Il modello di rischio tsunami italiano 2025 (ITHM25) dell’INGV fornisce ora curve probabilistiche di rischio tsunami generate da terremoti per l’intera costa italiana in 1.085 punti , distanziati in media di circa 5 km, e offre molteplici misure statistiche e rappresentazioni del periodo di ritorno.
Queste evidenze a livello nazionale dimostrano che il rischio di tsunami merita uno screening sistematico.
Ciò non stabilisce che ogni sito costiero italiano candidato a ospitare un impianto nucleare presenti lo stesso rischio di tsunami.
Ciò deve essere determinato caso per caso.
L’analisi nucleare dovrebbe esaminare:
- fonte del terremoto;
- meccanismo di generazione dello tsunami;
- orario di arrivo;
- altezza delle onde;
- rincorsa;
- profondità dell’inondazione;
- velocità del flusso;
- detriti;
- carico idrodinamico;
- erosione;
- strofinare;
- trasporto di sedimenti;
- inversione del drenaggio;
- onde ripetute;
- marea simultanea;
- condizioni di tempesta laddove fisicamente plausibili;
- accessibilità dopo l’inondazione.
La questione progettuale critica non è semplicemente:
“L’edificio del reattore si trova al di sopra dell’altezza di tsunami calcolata?”
È:
Quali funzioni di sicurezza, vie di accesso, allacciamenti elettrici, prese d’acqua, strutture di scarico, centri di emergenza e sistemi di supporto rimangono operativi per tutta la durata dell’evento?
7.30.6 Il rischio di alluvione stesso può essere composto
Le inondazioni fluviali, le inondazioni pluviali, le inondazioni costiere e l’innalzamento delle falde acquifere non possono essere automaticamente trattate come fenomeni indipendenti.
Le linee guida meteorologiche e idrologiche dell’AIEA affermano che un’inondazione di progetto nucleare può derivare da eventi gravi simultanei , nessuno dei quali, preso singolarmente, rappresenta l’evento limitante. Le linee guida richiedono pertanto un esame dell’interdipendenza tra i fenomeni che generano l’inondazione.
Un sito può presentare combinazioni come:
INTENSE RAINFALL
│
├────────► LOCAL SURFACE RUNOFF
│
├────────► DRAINAGE SATURATION
│
└────────► RIVER LEVEL RISE
│
▼
RIVER FLOOD
│
+ HIGH GROUNDWATER
│
▼
COMPOUND INUNDATIONoppure, per una località costiera:
HEAVY RAIN
+
HIGH RIVER FLOW
+
STORM SURGE
+
HIGH SEA LEVEL
↓
REDUCED DRAINAGE TO SEA
↓
GREATER INLAND FLOODINGL’esposizione nazionale dell’Italia al rischio di alluvioni è considerevole. Gli attuali indicatori nazionali dell’ISPRA individuano 6,8 milioni di residenti , pari a circa l’11,5% della popolazione , in aree associate allo scenario di rischio idraulico medio; oltre 1,5 milioni di edifici rientrano in tale scenario. L’ISPRA segnala inoltre che il 94,5% dei comuni italiani è esposto a uno o più rischi di frana, alluvione, valanghe o erosione costiera.
Queste statistiche nazionali non determinano l’idoneità di un sito nucleare.
Dimostrano perché un sito nucleare non può fare affidamento su medie nazionali generiche.
7.30.7 Inondazione + danneggiamento della strada di accesso devono essere trattati come uno scenario di sicurezza nucleare, non solo come un inconveniente di ingegneria civile
L’accesso fisico diventa particolarmente importante durante eventi esterni di grave entità.
La risposta alle emergenze potrebbe richiedere:
- personale aggiuntivo;
- generatori mobili;
- pompe;
- tubi flessibili;
- carburante;
- apparecchiature di monitoraggio;
- capacità antincendio;
- squadre radiologiche;
- pezzi di ricambio;
- apparecchiature di comunicazione.
Un impianto può quindi essere fisicamente intatto, pur avendo una capacità di gestione degli incidenti compromessa a causa dell’inaccessibilità della regione circostante.
Il modello corretto è:
FLOOD
│
├────────► SITE WATER CHALLENGE
│
├────────► SUBSTATION DAMAGE
│
├────────► ROAD INUNDATION
│
├────────► BRIDGE CLOSURE
│
└────────► TELECOM FAILURE
│
▼
EXTERNAL SUPPORT DELAYLe lezioni apprese dall’AIEA a Fukushima richiedono specificamente che la gestione degli incidenti tenga conto dell’interruzione delle infrastrutture regionali, comprese le comunicazioni, i trasporti e i servizi pubblici.
Di conseguenza, un piano italiano di emergenza nucleare dovrebbe dimostrare l’accesso alle seguenti condizioni:
- condizioni normali;
- perdita delle strade principali;
- perdita di strade secondarie;
- cedimento del ponte;
- isolamento dalle inondazioni;
- ostruzione causata da detriti;
- traffico di evacuazione;
- condizioni di esclusione radiologica.
Ove necessario, si dovrebbero valutare vie di accesso alternative, che potrebbero includere percorsi stradali indipendenti o altre soluzioni logistiche praticabili.
7.30.8 Ondata di calore + siccità + picco di domanda di elettricità: uno scenario di particolare importanza per i sistemi italiani
Il calore estremo può colpire simultaneamente diverse parti del reattore e del sistema di alimentazione.
Le possibili conseguenze includono:
- acqua di raffreddamento più calda;
- efficienza di raffreddamento ridotta;
- riduzione delle prestazioni del condensatore;
- declassamento termico;
- maggiore richiesta di acqua di raffreddamento;
- aumento della pressione sul fiume o sul bacino idrico;
- aumento della domanda di elettricità dovuta all’aria condizionata;
- aumento del carico di trasmissione;
- maggiore enfasi sulla generazione convenzionale;
- maggiore probabilità di incendi boschivi in condizioni di siccità adeguate.
L’effetto combinato è molto più rilevante rispetto a una singola ondata di calore considerata isolatamente.
Le evidenze italiane dimostrano già la correlazione tra alte temperature e stress del sistema elettrico.
Terna ha riferito che nel luglio 2026 , temperature eccezionalmente elevate hanno contribuito a un record assoluto di domanda di elettricità per il mese di luglio, pari a 32,5 TWh . La domanda nazionale ha raggiunto circa 58 GW il 15 luglio 2026 , mentre la temperatura media del mese è stata di 1,2 °C superiore a quella di luglio 2025 e di quasi 2 °C superiore alla media decennale.
L’Italia ha contemporaneamente sperimentato un’importante asimmetria dello stress idrico. L’ISPRA riporta che il 2024 è stato l’anno più caldo nella serie storica italiana, con una temperatura media nazionale di 1,33 °C superiore al valore di riferimento del periodo 1991-2020 , mentre le precipitazioni annue sono state del 38% superiori alla media nel Nord, ma del 18% inferiori alla media nel Sud e nelle isole principali, dove le condizioni di gravità della siccità sono progressivamente peggiorate.
Anche in questo caso, tali osservazioni non dimostrano che un particolare reattore perderà il raffreddamento durante una futura ondata di calore.
Essi dimostrano perché la procedura di concessione della licenza deve valutare l’ insieme delle attività :
HIGH AIR TEMPERATURE
+
HIGH COOLING-WATER TEMPERATURE
+
LOW WATER AVAILABILITY
+
HIGH ELECTRICITY DEMAND
+
POSSIBLE GRID STRESSpiuttosto che trattare ogni condizione in modo indipendente.
7.30.9 Il sistema di raffreddamento deve pertanto essere testato rispetto a condizioni climatiche composte.
Per ciascun sito candidato, il richiedente deve stabilire:
- temperatura massima di progetto dell’aria;
- temperatura massima di bulbo umido;
- temperatura massima dell’acqua di raffreddamento;
- portata minima del fiume;
- livello minimo del serbatoio;
- Intervallo di temperatura dell’acqua di mare;
- durata della siccità;
- Carico di sedimenti/detriti;
- condizioni di contaminazione biologica;
- domanda simultanea del sistema elettrico.
L’analisi dovrebbe quindi rispondere a queste domande:
- Il reattore può rimanere a pieno regime?
- In caso contrario, quale declassamento si verifica?
- Se è necessario spegnere il sistema, è comunque possibile dissipare il calore residuo?
- Il dissipatore di calore definitivo è ancora disponibile?
- Tutti i moduli sono in grado di dissipare simultaneamente il calore di decadimento?
- Il sistema di raffreddamento dipende dall’alimentazione elettrica esterna?
- Cosa succede se il caldo estremo coincide con un’interruzione di corrente esterna?
- Le scorte di acqua di emergenza sono sufficienti per il tempo necessario a far fronte alla situazione?
- I sistemi passivi rimangono tali anche in presenza di condizioni atmosferiche e idriche limitanti?
- I vincoli ambientali relativi alla temperatura di scarico vengono rispettati?
Quest’ultimo punto non va trascurato.
Un impianto può rimanere tecnicamente in grado di funzionare, ma dover comunque affrontare restrizioni alla produzione perché i limiti di scarico ambientale diventano determinanti.
7.30.10 Incendi boschivi + perdita di linea di trasmissione meritano un trattamento esplicito
Gli incendi boschivi non dovrebbero essere valutati solo in base alla probabilità che le fiamme raggiungano il perimetro del reattore.
Il rischio più ampio a livello di sistema può includere:
- fumo;
- cenere trasportata dall’aria;
- trasporto incendiario;
- danni alle sottostazioni esterne;
- viaggi in linea;
- declassamento della trasmissione;
- strade bloccate;
- visibilità ridotta;
- deviazione dei servizi di emergenza;
- interruzione delle telecomunicazioni;
- richieste di evacuazione al di fuori del sito.
L’Italia è esposta a un elevato rischio di incendi boschivi. L’ISPRA ha segnalato circa 1.600 incendi di grandi dimensioni tra il 1° gennaio e il 15 settembre 2025, che hanno interessato quasi 890 km² sul territorio nazionale; a quella data, 16 regioni erano state colpite.
Per un sito nucleare, la sequenza rilevante può quindi essere:
WILDFIRE
│
├────────► TRANSMISSION CORRIDOR AFFECTED
│ │
│ ▼
│ OFF-SITE POWER LOSS
│
├────────► ACCESS ROAD CLOSURE
│
├────────► SMOKE / ASH
│
└────────► REGIONAL EMERGENCY RESPONSE DEMAND
│
▼
REDUCED EXTERNAL SUPPORTLa gestione della vegetazione intorno al sito non elimina di per sé questo scenario regionale più ampio.
7.30.11 I pericoli causati dall’uomo possono sommarsi agli eventi naturali
La legislazione italiana ed europea si riferiscono non solo ai rischi naturali, ma anche ai rischi esterni non intenzionali causati dall’uomo.
A seconda del contesto del sito, questi possono includere:
- esplosioni industriali;
- rilasci di gas tossici;
- incendi di grandi dimensioni;
- Rottura della conduttura;
- incidenti di trasporto;
- Cedimento della diga;
- rilasci di materiali pericolosi;
- pericoli legati agli aeromobili;
- guasto alle infrastrutture vicine.
Un sito nucleare situato all’interno o in prossimità di una zona industriale di primaria importanza richiede pertanto una mappatura integrata dei rischi esterni.
Per esempio:
EARTHQUAKE
↓
NEARBY CHEMICAL INSTALLATION DAMAGED
↓
TOXIC RELEASE
↓
CONTROL-ROOM HABITABILITY CHALLENGEO:
FLOOD
↓
INDUSTRIAL TANK FAILURE
↓
CHEMICAL CONTAMINATION OF SITE WATERIl richiedente non dovrebbe escludere tali sequenze solo perché l’evento iniziale ha avuto origine al di fuori dell’impianto nucleare.
7.30.12 I reattori SMR multi-modulo rendono l’analisi delle cause comuni più importante, non meno.
La modularità degli SMR può fornire una vera ridondanza.
Se sei moduli sono fisicamente e funzionalmente indipendenti, la perdita di un modulo non implica necessariamente la perdita degli altri cinque.
Ma tale vantaggio deve essere dimostrato.
Un sito multi-modulo può condividere:
- sottostazioni elettriche;
- sistemi di raffreddamento ad acqua;
- dissipatori di calore di ultima generazione;
- sale di controllo;
- distribuzione elettrica;
- centri di emergenza;
- strade di accesso;
- sistemi antincendio e idrici;
- edifici di servizio;
- sistemi di gestione dei rifiuti radioattivi;
- impianti di movimentazione del carburante;
- infrastrutture di sicurezza;
- comunicazioni;
- operatori.
Un pericolo esterno può quindi aggirare la modularità nominale del reattore.
La questione chiave relativa alle licenze è:
Che cosa è effettivamente indipendente a livello di sito?
Tabella 7.30-B — Test di indipendenza per un sito SMR italiano multi-modulo
| Funzione condivisa | Domanda che richiede una dimostrazione |
|---|---|
| Collegamento alla rete | Il guasto di una sottostazione può disconnettere tutti i moduli? |
| Dissipatore di calore definitivo | La capacità è sufficiente per gestire incidenti simultanei? |
| Alimentazione di emergenza | I sistemi sono veramente indipendenti dai moduli? |
| Sistemi di batterie | Un singolo evento alluvionale o un incendio possono mettere fuori uso diversi altri impianti? |
| Sala di controllo | Esiste una vulnerabilità comune in termini di abitabilità? |
| Fondazione | Sensori, alimentazione e comunicazioni sono elementi comuni? |
| Accesso | Dopo l’evento calamitoso, i soccorritori riusciranno a raggiungere tutti i moduli? |
| Apparecchiature mobili | La quantità di attrezzature è sufficiente per far fronte a incidenti simultanei? |
| inventario idrico | È possibile che più moduli lo richiedano contemporaneamente? |
| Operatori | Il personale a disposizione è in grado di gestire più incidenti gravi contemporaneamente? |
| Pronto Soccorso | Un singolo pericolo può rendere inutilizzabile la struttura comune? |
| Impianti per il combustibile esaurito | Sono tutelati in modo indipendente? |
Le linee guida dell’AIEA richiedono esplicitamente che le valutazioni dei siti con più installazioni prendano in considerazione combinazioni credibili di pericoli esterni che interessano più installazioni e che ne valutino le conseguenze complessive.
7.30.13 Il dissipatore di calore definitivo deve essere valutato su base globale.
Il problema della dissipazione del calore è particolarmente importante.
Dopo lo spegnimento, ciascun reattore continua a produrre calore residuo.
Anche il combustibile esaurito potrebbe necessitare di raffreddamento.
Se un sito multi-modulo utilizza un fiume, un bacino idrico, una presa d’acqua di mare o un altro dissipatore di calore finale comune, la valutazione della sicurezza deve dimostrare le prestazioni in presenza del rischio comune limitante.
La domanda rilevante non è quindi:
“Un singolo modulo è in grado di raffreddarsi autonomamente?”
È:
“L’intero sito è in grado di dissipare il calore di decadimento in condizioni di causa comune plausibili?”
La documentazione relativa al sito dovrebbe includere, ove tecnicamente applicabile:
ALL REACTORS SCRAM
+
ALL RECENTLY OPERATED CORES PRODUCE DECAY HEAT
+
SPENT-FUEL HEAT REMAINS
+
OFF-SITE POWER LOST
+
LIMITING ENVIRONMENTAL CONDITIONQuesto è il confine corretto del sistema.
7.30.14 Le risorse di emergenza devono essere dimensionate anche per far fronte alla domanda simultanea
Un sito può possedere:
- due pompe mobili;
- due generatori portatili;
- un centro di risposta alle emergenze;
- una squadra dei vigili del fuoco;
- un’équipe radiologica specializzata.
Tali risorse potrebbero essere sufficienti per un incidente che interessi un singolo modulo.
Potrebbero non essere adeguati per sei sfide simultanee.
Fukushima ha dimostrato perché le procedure di emergenza devono tenere conto degli incidenti simultanei che coinvolgono più unità, anziché presumere semplicemente che le risorse possano essere trasferite da un’unità non interessata. L’AIEA ha specificamente concluso che le linee guida per la gestione degli incidenti, la formazione e le disposizioni di emergenza devono considerare gli incidenti che coinvolgono più unità contemporaneamente e gli impianti di stoccaggio del combustibile esaurito, potenzialmente anche in presenza di interruzioni delle infrastrutture regionali.
Perciò:
RESOURCE ADEQUACY
≠
RESOURCE EXISTSInvece:
RESOURCE ADEQUACY
=
NUMBER AVAILABLE
×
ABILITY TO DEPLOY
×
SURVIVABILITY
×
MISSION TIME
×
SIMULTANEOUS DEMAND7.30.15 I rischi composti richiedono un’analisi deterministica e probabilistica congiunta
Nessuna singola tecnica analitica è sufficiente.
Un futuro caso di licenza in Italia dovrebbe combinare:
Analisi deterministica
per determinare se le strutture, i sistemi e i componenti sono in grado di resistere alle combinazioni di rischio previste;
E
analisi probabilistica
valutare:
- frequenza;
- incertezza;
- eventi iniziali correlati;
- guasti dovuti a cause comuni;
- Sequenze multi-unità;
- rilevanza del rischio.
La norma SSR-1 prevede esplicitamente metodologie deterministiche e/o probabilistiche a seconda del rischio e dei dati disponibili e richiede un’analisi dell’incertezza.
Un programma efficace dovrebbe quindi includere:
HAZARD IDENTIFICATION
↓
CAUSAL SCREENING
↓
DEPENDENCY ANALYSIS
↓
PROBABILISTIC HAZARD CURVES
↓
DETERMINISTIC DESIGN ENVELOPE
↓
PLANT RESPONSE
↓
MULTI-UNIT RESPONSE
↓
CLIFF-EDGE ANALYSIS
↓
RESIDUAL RISK7.30.16 Gli “effetti a strapiombo” sono particolarmente importanti
Si parla di “precipizio” quando un aumento relativamente piccolo della gravità del pericolo produce un cambiamento sproporzionatamente grande nelle conseguenze.
Per esempio:
FLOOD 4.8 m
→ safety equipment dry
FLOOD 5.0 m
→ safety equipment dry
FLOOD 5.2 m
→ barrier overtopped
FLOOD 5.3 m
→ multiple electrical systems floodedLa differenza tra 5,0 m e 5,3 m è fisicamente minima.
La differenza nelle conseguenze per la pianta può essere enorme.
Pertanto l’Italia dovrebbe richiedere l’identificazione esplicita di:
- soglie di superamento delle inondazioni;
- tempi di esaurimento della batteria;
- tempi di missione di raffreddamento passivo;
- scorte idriche minime;
- temperature ambientali massime;
- limiti di ostruzione dell’aspirazione;
- margini strutturali;
- Soglie di guasto delle sottostazioni elettriche.
Un progetto non dovrebbe essere apprezzato solo per il raggiungimento di un obiettivo progettuale, ma anche per la sua capacità di evolversi con grazia e per il margine di miglioramento che offre .
7.30.17 Bisogna considerare l’evoluzione del rischio nell’arco di 60-80 anni
Una centrale nucleare può rimanere in funzione per sessanta anni o più, e poi restare un sito nucleare durante le fasi di smantellamento e gestione del combustibile esaurito.
I rischi non sono necessariamente statici durante tale periodo.
Lo standard SSR-1 richiede specificamente la valutazione delle potenziali variazioni nel tempo dei rischi esterni e delle caratteristiche del sito.
Per l’Italia questo è particolarmente rilevante per:
- caldo estremo;
- intensità delle precipitazioni;
- siccità;
- livello del mare;
- processi costieri;
- condizioni di incendio boschivo;
- idrologia.
Il parametro corretto del sito non è quindi semplicemente:
tuta storica
Ma:
Il valore progettuale è supportato dalle attuali conoscenze scientifiche in materia di rischi, dall’analisi dell’incertezza e da un’evoluzione credibile durante l’intero ciclo di vita dell’impianto.
7.30.18 La pianificazione delle emergenze deve presupporre che il disastro naturale possa essere ancora in corso.
Un incidente al reattore non può essere pianificato come se si verificasse in una giornata altrimenti normale.
Un’emergenza con rischi complessi può comportare:
- strade danneggiate;
- sovraccarico ospedaliero;
- evacuazioni regionali non correlate al reattore;
- guasto alle comunicazioni;
- interruzione di corrente;
- sistemi di acqua potabile danneggiati;
- caldo o freddo estremi;
- personale di emergenza non disponibile.
Le lezioni apprese dall’AIEA a Fukushima affermano esplicitamente che la preparazione alle emergenze dovrebbe tenere conto di gravi danni al nocciolo del reattore o al combustibile esaurito che coinvolgono diverse unità contemporaneamente, analogamente a un disastro naturale , con conseguente interruzione delle infrastrutture locali.
Pertanto, l’Italia dovrebbe condurre esercitazioni che prevedano scenari quali:
MAJOR FLOOD
+
LOSS OF GRID
+
TWO REACTOR MODULES IN ACCIDENT CONDITION
+
ROAD ACCESS LOST
+
CELLULAR COMMUNICATION DEGRADEDpiuttosto che testare soltanto:
REACTOR ACCIDENT
+
ALL CIVIL INFRASTRUCTURE AVAILABLE7.30.19 Matrice minima di rischio composto richiesta prima di ottenere una licenza FOAK italiana
Tabella 7.30-C — Categorie obbligatorie di rischio combinato
| Evento principale | Analisi correlata/consequenziale richiesta |
|---|---|
| Terremoto | Interruzione della rete elettrica; incendio; cedimento della diga; tsunami (ove applicabile); perdita di accesso |
| Tsunami | Inondazioni costiere; detriti; perdita della rete elettrica; danni alle prese d’acqua; impatto su più unità |
| Inondazione del fiume | Piogge intense; cedimento del sistema di drenaggio; innalzamento della falda freatica; perdita di accesso |
| precipitazioni estreme | Inondazione improvvisa; frana; sovraccarico del sistema di drenaggio; perdita di strade |
| Ondata di calore | Temperatura elevata dell’acqua di raffreddamento; carico di picco; temperatura delle apparecchiature |
| Siccità | Portata del fiume ridotta; livello del bacino idrico abbassato; incendio boschivo |
| Incendio boschivo | Perdita di trasmissione; chiusura della strada; fumo; malfunzionamento del supporto esterno |
| Vento estremo | Perdita di rete; detriti trasportati dall’aria; interruzione dell’accesso |
| incidente industriale | Gas tossici; incendio/esplosione; abitabilità della sala di controllo. |
| Perdita della griglia | Valutare se l’innesco del pericolo comprometta anche il supporto di emergenza. |
| Guasto infrastrutturale esterno | Servizi multipli non disponibili contemporaneamente |
La tabella dovrebbe rappresentare un requisito minimo di selezione , non una dichiarazione che ogni combinazione sia pertinente a ogni sito.
Le combinazioni possono essere escluse solo sulla base di una documentazione tecnica.
7.30.20 Implicazioni degli appalti pubblici
Ogni fornitore di reattori considerato per l’Italia dovrebbe fornire un documento di valutazione dei rischi esterni complessi e della sicurezza multi-unità che identifichi:
- tenendo conto di tutti i rischi esterni;
- criteri di screening;
- relazioni causali;
- combinazioni credibili;
- dipendenze del sito;
- sistemi condivisi;
- vulnerabilità dovute a cause comuni;
- Sequenze multi-unità;
- Coinvolgimento del combustibile esaurito;
- fabbisogno di risorse per la gestione degli incidenti;
- tempo di recupero;
- presupposti infrastrutturali;
- incertezza;
- margini a strapiombo sulla scogliera.
Una dichiarazione come questa:
“L’impianto è progettato per resistere a terremoti, alluvioni e condizioni meteorologiche estreme.”
non è sufficiente.
L’Italia dovrebbe richiedere prove che dimostrino:
come si comporta la pianta quando questi eventi non sono indipendenti.
Conclusione principale — 7.30
La lezione fondamentale in materia di sicurezza è quindi la seguente:
L’evento esterno più rilevante potrebbe non essere il singolo pericolo più grave. Potrebbe trattarsi piuttosto della combinazione di fattori che, simultaneamente, invalida diverse ipotesi di sicurezza indipendenti.
Per l’Italia, l’analisi del rischio composto dovrebbe diventare un elemento obbligatorio di:
Selezione del sito → Selezione del reattore → Certificazione del progetto → Pianificazione delle emergenze → Revisione periodica della sicurezza.
La catena di sicurezza rilevante è:
EXTERNAL HAZARD
↓
SECONDARY / CORRELATED HAZARD
↓
MULTIPLE SYSTEM CHALLENGE
↓
COMMON-CAUSE FAILURE?
↓
MULTI-UNIT EFFECT?
↓
ACCIDENT MANAGEMENT
↓
SOURCE TERM
↓
OFF-SITE CONSEQUENCEQuesto ci porta direttamente alla domanda successiva.
7.31 Il termine sorgente dell’incidente è la misura corretta per la pianificazione delle conseguenze fuori sede
La potenza elettrica nominale, le dimensioni fisiche o la classificazione tecnologica di un reattore non determinano le sue conseguenze radiologiche in caso di incidente.
Il punto di partenza rilevante per l’analisi delle conseguenze radiologiche fuori sede è la sorgente dell’incidente .
La NRC definisce il termine sorgente come l’ entità e la miscela di radionuclidi rilasciati dal combustibile, le frazioni dell’inventario dei prodotti di fissione del combustibile coinvolte, la loro forma fisica e chimica e la tempistica del rilascio . Per i progetti avanzati, la NRC si aspetta che i richiedenti stabiliscano termini sorgente specifici per il reattore, anziché presumere che si applichino automaticamente termini sorgente generici per i reattori ad acqua leggera (LWR).
Per la pianificazione delle emergenze, tuttavia, è essenziale un’ulteriore precisazione:
Il termine sorgente è il principale input radiologico nel calcolo delle conseguenze; non rappresenta, di per sé, la conseguenza completa al di fuori del sito.
La catena completa è:
RADIOACTIVE INVENTORY
↓
ACCIDENT SEQUENCE
↓
FUEL RELEASE
↓
TRANSPORT THROUGH REACTOR SYSTEM
↓
RETENTION / DEPOSITION
↓
CONTAINMENT / CONFINEMENT
↓
FILTRATION / MITIGATION
↓
ENVIRONMENTAL SOURCE TERM
↓
ATMOSPHERIC / AQUATIC DISPERSION
↓
DEPOSITION
↓
HUMAN EXPOSURE PATHWAYS
↓
DOSE
↓
PROTECTIVE ACTIONSLa conseguenza della pianificazione delle emergenze dipende quindi da entrambi i fattori:
cosa esce dalla struttura
E
cosa gli accade successivamente nell’ambiente .
7.31.1 La parola “termine sorgente” deve sempre specificare il confine
Diversi documenti tecnici possono utilizzare il termine in corrispondenza di diversi confini fisici.
L’analisi di sicurezza dovrebbe pertanto distinguere:
- Inventario del nocciolo o del combustibile : radionuclidi presenti nel combustibile;
- rilascio di carburante : materiale che fuoriesce dal carburante danneggiato;
- termine sorgente del sistema primario : materiale trasportato oltre il combustibile nel liquido di raffreddamento/sistema;
- termine sorgente di contenimento/confinamento : materiale che entra nella barriera radiologica finale;
- termine relativo alla fonte ambientale : materiale effettivamente rilasciato nell’ambiente al di fuori dei sistemi di confine dell’impianto.
Per la pianificazione delle emergenze al di fuori del sito, il termine sorgente rilasciato nell’ambiente è l’input decisivo.
Confondere queste grandezze può produrre enormi errori analitici.
Per esempio:
100 units of radionuclide inventory
↓
10 released from fuel
↓
4 reach containment atmosphere
↓
3 deposited / retained
↓
0.5 passes final release pathway
↓
ENVIRONMENTAL SOURCE TERM = 0.5I numeri sopra riportati sono puramente schematici.
Il principio è il punto fondamentale:
L’inventario di base non è uguale al rilascio ambientale.
7.31.2 Un termine sorgente completo ha diverse dimensioni
Non può essere rappresentato adeguatamente da un singolo numero come “X chilogrammi di radioattività”.
Tabella 7.31-A — Componenti minime di un termine sorgente di incidente
| Variabile | Perché è importante |
|---|---|
| Identità del radionuclide | I diversi nuclidi creano percorsi di dose differenti |
| Attività rilasciata | Determina la potenza della sorgente |
| Frazione di rilascio | Collegare il rilascio dell’incidente all’inventario totale |
| Ora di inizio del rilascio | Determina il tempo disponibile per la risposta alle emergenze |
| Durata del rilascio | Influisce sul comportamento del pennacchio e sulle azioni di protezione |
| Tasso di rilascio | Determina la concentrazione dipendente dal tempo |
| Forma fisica | Il comportamento di gas, vapore, aerosol e particolato è diverso |
| Forma chimica | Influisce sulla volatilità, sulla ritenzione e sul comportamento biologico |
| Distribuzione dimensionale degli aerosol | Influisce sulla deposizione e sul comportamento respiratorio |
| Luogo di rilascio | Determina la dispersione atmosferica |
| Rilascio dell’altitudine | Influenza il trasporto del pennacchio |
| Caratteristiche termiche/energetiche | Può influenzare l’innalzamento iniziale del pennacchio |
| Fasi di rilascio multiple | Gli incidenti potrebbero non avere un rilascio continuo |
| Incertezza | I calcoli delle conseguenze devono riflettere l’incertezza della modellazione. |
Ecco perché affermazioni come:
- “Il reattore ha una potenza di soli 300 MW”;
- “il nucleo è sotterraneo”;
- “il progetto è passivo”;
- “Il reattore è di quarta generazione”;
- “Il reattore utilizza TRISO”;
non può sostituire l’analisi del termine sorgente.
Tali caratteristiche possono influenzare il termine sorgente.
Non sono essi stessi il termine di origine.
7.31.3 L’inventario di base è il primo determinante fisico
La quantità massima potenziale di materiale radioattivo presente dipende dal reattore e dal sistema di combustibile.
Le variabili rilevanti includono:
- potenza termica del reattore;
- cronologia di funzionamento;
- massa del combustibile;
- composizione del combustibile;
- materiale fissile;
- arricchimento;
- consumo di ossigeno;
- spettro dei neutroni;
- generazione di radionuclidi;
- strategia di rifornimento;
- tempo trascorso dallo spegnimento.
Un modulo di reattore più piccolo può contenere una quantità inferiore di prodotti di fissione rispetto a un reattore molto più grande, a parità di altre condizioni.
Si tratta di un potenziale vantaggio legittimo in termini di sicurezza.
Ma la sola disponibilità in magazzino non determina la data di rilascio.
La domanda diventa:
HOW MUCH RADIOACTIVITY EXISTS?
↓
WHAT FRACTION LEAVES THE FUEL?
↓
WHAT FRACTION ESCAPES EACH BARRIER?
↓
WHAT FRACTION REACHES THE ENVIRONMENT?7.31.4 Il comportamento del combustibile può alterare in modo fondamentale il termine sorgente
La forma del combustibile è importante perché un incidente deve innanzitutto mobilitare i radionuclidi dal combustibile stesso.
Diversi concetti di reattore possono utilizzare combustibili sostanzialmente diversi, tra cui:
- combustibile convenzionale UO₂ per reattori ad acqua leggera;
- combustibile particellare TRISO;
- combustibile metallico per reattori veloci;
- MOX;
- altre forme di carburante avanzate.
Ciascuna richiede prove specifiche relative alla tecnologia per:
- risposta alla temperatura;
- comportamento del rivestimento/della verniciatura;
- ritenzione dei prodotti di fissione;
- ossidazione;
- guasto meccanico;
- interazioni chimiche;
- cinetica di rilascio.
L’autorità di regolamentazione dovrebbe pertanto respingere entrambe le seguenti scorciatoie:
ADVANCED FUEL
=
ZERO RELEASEE:
ALL NUCLEAR FUELS
=
SAME SOURCE TERMNessuna delle due è tecnicamente difendibile.
7.31.5 I termini sorgente meccanicistici sono particolarmente importanti per i reattori avanzati
Per i reattori non LWR, la politica della NRC ha a lungo sostenuto l’analisi meccanicistica della sorgente di emissioni laddove le prestazioni del reattore e del combustibile siano sufficientemente comprese.
La NRC descrive un termine sorgente meccanicistico come un’analisi basata su:
- danni al rivestimento;
- danni da carburante;
- danni al nucleo;
- trasporto attraverso il sistema di raffreddamento;
- trasporto attraverso volumi intermedi e barriere;
- sistemi di mitigazione;
- movimento definitivo nell’ambiente.
È necessaria una sufficiente documentazione sperimentale e analitica per modellare le prestazioni del reattore/combustibile e il trasporto dei prodotti di fissione attraverso tutte le barriere rilevanti. Sono inoltre necessari scenari di incidente che limitino gli incidenti gravi e l’incertezza dipendente dalla progettazione.
Questa metodologia è esattamente ciò che l’Italia dovrebbe richiedere ai fornitori di reattori avanzati.
La domanda dovrebbe essere:
“Illustra la sequenza fisica attraverso la quale ciascun radionuclide importante può spostarsi dal combustibile all’ambiente.”
7.31.6 Il concetto di contenimento o confinamento è importante quanto il nucleo
Un nucleo più piccolo non produce automaticamente un termine di sorgente ambientale inferiore se il sistema di confinamento finale funziona male.
Al contrario, un nucleo più grande può comportare un rilascio ambientale calcolato inferiore per un particolare incidente se la ritenzione dei radionuclidi è sostanzialmente più efficace.
Il confronto completo è quindi il seguente:
CORE INVENTORY
×
FUEL RELEASE FRACTION
×
SYSTEM TRANSPORT
×
CONTAINMENT ESCAPE
=
ENVIRONMENTAL SOURCE TERMSi tratta di una formula di moltiplicazione universale, non letterale.
L’analisi effettiva dipende dal tempo ed è specifica per ciascun nuclide.
Tra i meccanismi di fidelizzazione più importanti si possono includere:
- riserva di carburante;
- ritenzione del liquido di raffreddamento;
- piastratura;
- deposizione di aerosol;
- sedimentazione gravitazionale;
- pulizia della piscina;
- filtrazione;
- spray di contenimento;
- barriere a tenuta stagna;
- isolamento;
- ventilazione filtrata ove applicabile.
7.31.7 Il “contenimento funzionale” deve essere valutato in base alle prestazioni radiologiche, non alla terminologia.
Alcuni concetti avanzati non-LWR potrebbero non utilizzare un sistema di contenimento a pressione di grandi dimensioni, tipico dei reattori LWR convenzionali, nella stessa forma.
In alternativa, possono affidarsi a un sistema di contenimento funzionale costituito da diverse barriere e meccanismi di ritenzione, le cui prestazioni combinate limitano il rilascio di materiale radioattivo.
La NRC riconosce esplicitamente gli approcci di contenimento funzionale approvati per i reattori non LWR, pur richiedendo al richiedente di dimostrare la conseguente sorgente radiologica e le relative conseguenze per la salute pubblica.
L’Italia dovrebbe quindi evitare una norma sugli appalti pubblici di natura semantica come:
“Un reattore è sicuro solo se possiede un sistema di contenimento convenzionale.”
La regola migliore è:
L’intero sistema di barriera deve dimostrare quantitativamente un’attenuazione accettabile del termine sorgente nell’ambito dello spettro di incidenti rilevante.
7.31.8 La tempistica può essere importante quanto il rilascio totale
Consideriamo due rilasci ipotetici contenenti la stessa radioattività totale.
Scenario A
RELEASE BEGINS:
20 minutes after initiating eventScenario B
RELEASE BEGINS:
24 hours after initiating eventL’attività integrata potrebbe essere identica.
Le implicazioni per la pianificazione delle emergenze non lo sono.
Il ritardo più lungo può fornire tempo aggiuntivo per:
- diagnosi;
- notifica;
- decisioni relative ad azioni di protezione;
- riparo;
- Profilassi con iodio, ove applicabile;
- evacuazione se giustificata;
- impiego di squadre di monitoraggio.
Ciò si ricollega direttamente all’obiettivo di sicurezza italiano ed Euratom di evitare rilasci anticipati per i quali non vi sia tempo sufficiente per attuare misure di emergenza al di fuori del sito .
Per questo motivo, l’Italia dovrebbe richiedere la segnalazione non solo di:
“rilascio massimo”
ma anche:
è ora di rilasciare.
7.31.9 Anche la durata e le fasi del rilascio sono importanti
Un incidente grave può provocare:
- un primo impulso;
- un rilascio prolungato a basso ritmo;
- diversi periodi di rilascio separati;
- una successiva fuoriuscita causata dal degrado del contenimento.
La pianificazione delle emergenze deve pertanto utilizzare termini di origine dipendenti dal tempo.
Per ciascuna sequenza il richiedente deve fornire, ove tecnicamente applicabile:
T0 accident initiation
T1 fuel damage begins
T2 first release from fuel
T3 material reaches confinement
T4 environmental release begins
T5 peak release rate
T6 major release ends
T7 residual release continuesIl calcolo del termine sorgente dovrebbe inoltre identificare l’incertezza relativa a ciascuna fase.
7.31.10 La miscela di radionuclidi è importante perché i percorsi di esposizione sono diversi
I diversi radionuclidi si comportano in modo diverso a livello ambientale e biologico.
I calcoli per la pianificazione delle emergenze non possono quindi sostituire l’analisi specifica per ciascun radionuclide con un unico valore di attività totale.
Le categorie importanti possono includere:
- gas nobili;
- Isotopi di iodio;
- Isotopi del cesio;
- tellurio;
- stronzio;
- attinidi;
- altri prodotti di fissione.
La loro importanza varia a seconda di:
- volatilità;
- comportamento degli aerosol;
- metà vita;
- deposizione;
- assorbimento;
- dose all’organo;
- comportamento nella catena alimentare.
Di conseguenza:
1 Bq OF RADIONUCLIDE A
≠
1 Bq OF RADIONUCLIDE Bai fini delle conseguenze.
7.31.11 La forma fisica e chimica non sono dettagli secondari
Lo iodio, ad esempio, può esistere in diverse forme chimiche con differenti comportamenti di filtrazione e ambientali.
Le dimensioni delle particelle di aerosol influenzano:
- deposizione in ambiente di contenimento;
- filtrazione;
- deposizione atmosferica;
- deposizione respiratoria.
La NRC, pertanto, include esplicitamente la forma fisica e chimica nella definizione del termine di origine.
Una tabella di confronto tra reattori governativi non dovrebbe pertanto mai confrontare due progetti utilizzando esclusivamente:
attività totale rilasciata.
Dovrebbe richiedere il vettore del termine sorgente effettivo.
7.31.12 Il termine sorgente deve quindi essere convertito in conseguenza
Una volta individuata la fonte ambientale, l’analisi delle conseguenze al di fuori del sito richiede ulteriori modellizzazioni.
Tabella 7.31-B — Termine sorgente rispetto alla conseguenza fuori sede
| Palcoscenico | Variabili principali |
|---|---|
| termine di origine vegetale | Nuclidi, attività, tempistica, forma, durata del rilascio |
| Trasporto atmosferico | velocità/direzione del vento, stabilità, altezza di rimescolamento |
| Dispersione | Diluizione del pennacchio |
| Deposizione | deposizione secca/umida |
| Terreno | Effetti di flusso e dispersione locali |
| Precipitazione | Può alterare in modo sostanziale la deposizione |
| Distribuzione della popolazione | Localizzazione dei recettori |
| Vie di esposizione | Nuvola, luce riflessa dal suolo, inalazione, ingestione |
| azioni di protezione | Rifugio, evacuazione, iodio, restrizioni alimentari |
| Tempo | Conseguenze a breve e a lungo termine |
Questo spiega perché il termine sorgente rappresenta l’input radiologico corretto, ma non la misura completa delle conseguenze.
7.31.13 La legge italiana richiede già un’analisi di emergenza basata sulle conseguenze
L’attuale quadro giuridico italiano è di grande rilevanza.
Ai sensi dell’articolo 174 del Decreto Legislativo 101/2020, i richiedenti l’autorizzazione per le procedure interessate devono effettuare valutazioni preliminari della distribuzione spaziale e temporale del materiale radioattivo che potrebbe essere disperso o rilasciato e delle potenziali esposizioni in caso di emergenze radiologiche.
L’articolo 178 richiede al titolare della licenza nucleare di fornire all’ISIN una relazione tecnica sulla pianificazione esterna delle emergenze che descriva:
- Incidenti nucleari ragionevolmente ipotizzabili;
- conseguenti condizioni ambientali pericolose;
- posizione geografica prevista;
- evoluzione nel corso del tempo;
- conseguenti esposizioni al pubblico, ai lavoratori e al personale di emergenza.
Richiede inoltre che gli scenari vengano distinti a seconda che le conseguenze si prevedano rimangano entro i confini provinciali/interprovinciali o possano richiedere misure di protezione su un territorio più ampio.
Si tratta, in effetti, di un requisito di pianificazione basato sulle conseguenze.
Le implicazioni per le future nuove costruzioni sono chiare:
Il piano di emergenza italiano non può essere definito sulla base dei dati nominali del reattore. Richiede uno studio sulle conseguenze radiologiche specifiche dell’incidente.
7.31.14 L’Italia dovrebbe richiedere più di un termine di origine
Non esiste un singolo “termine sorgente del reattore” fisicamente significativo e valido per tutti gli incidenti.
Sequenze diverse di incidenti possono generare rilasci diversi.
Un futuro caso di concessione di licenze dovrebbe pertanto contenere una serie di termini di origine che coprano le categorie di eventi pertinenti.
Le possibili categorie includono:
- Incidenti di progettazione;
- condizioni di estensione della progettazione;
- incidenti gravi;
- perdita di liquido refrigerante, ove applicabile;
- perdita del dissipatore di calore;
- Interruzione di corrente nella stazione;
- eventi di reattività, ove applicabile;
- Eventi relativi alla gestione del carburante;
- Eventi legati al combustibile esaurito;
- aggiramento del contenimento laddove fisicamente possibile;
- incidenti causati da pericoli esterni;
- Sequenze multi-unità.
Per i progetti più avanzati, occorre tenere in considerazione anche gli eventi specifici legati alla tecnologia.
7.31.15 L’analisi del termine sorgente deve includere i percorsi di bypass
Un contenimento efficace non può attenuare una fuoriuscita che lo aggira.
L’analisi di sicurezza dovrebbe pertanto individuare ogni possibile percorso attraverso il quale il materiale radioattivo potrebbe raggiungere l’ambiente senza incontrare le barriere di ritenzione ipotizzate.
A seconda della progettazione, i possibili percorsi possono includere:
- penetrazioni;
- sistemi di interfaccia;
- ventilazione;
- vie di decompressione;
- guasto dell’isolamento di contenimento;
- sistemi ausiliari;
- sistemi di trasferimento del calore.
Il modello corretto del termine sorgente non è:
FUEL
↓
CONTAINMENT
↓
ENVIRONMENTa meno che il progetto non dimostri che questo è l’unico percorso valido.
Deve invece essere:
FUEL
│
├──────── PATH A ──► RETENTION ──► ENVIRONMENT
│
├──────── PATH B ──► RETENTION ──► ENVIRONMENT
│
└──────── BYPASS? ────────────────► ENVIRONMENT7.31.16 La mitigazione degli incidenti gravi deve ricevere un credito quantitativo solo quando dimostrato
Un reattore può contenere sistemi destinati a:
- trattenere il materiale fuso;
- rimuovere il calore passivamente;
- depressurizzare;
- rilasci del filtro;
- aerosol per la pulizia;
- isolamento confinamento;
- mantenere la subcriticità.
L’Italia non dovrebbe riconoscere queste caratteristiche solo perché il fornitore le elenca.
Per ogni riduzione dichiarata del termine sorgente, la valutazione della sicurezza deve dimostrare:
- condizioni iniziali;
- disponibilità del sistema;
- tempo della missione;
- qualificazione ambientale;
- fabbisogno energetico;
- fabbisogno idrico;
- requisito di azione dell’operatore;
- vulnerabilità dovuta a cause comuni;
- modalità di guasto.
Questa distinzione è fondamentale per i sistemi passivi.
7.31.17 Il termine “passivo” descrive un principio di funzionamento, non una conseguenza radiologica.
La sicurezza passiva può ridurre la dipendenza da:
- pompe;
- alimentazione esterna;
- interventi immediati dell’operatore.
Ciò può migliorare significativamente la gestione degli incidenti.
Ma la parola “passivo” non quantifica:
- inventario dei radionuclidi;
- perdita di contenimento;
- riserva di carburante;
- magnitudo del termine sorgente;
- tempistiche di rilascio.
Perciò:
PASSIVE
≠
ZERO RELEASEPiuttosto:
PASSIVE FEATURE
↓
MAY REDUCE ACCIDENT PROGRESSION
↓
MAY REDUCE FUEL DAMAGE
↓
MAY REDUCE SOURCE TERM
↓
MUST BE DEMONSTRATED7.31.18 La “Generazione IV” è ancora meno utile per la pianificazione delle emergenze
Le etichette di generazione classificano ampi obiettivi tecnologici o famiglie di reattori.
Non si tratta di calcoli di rilascio radiologico.
Due reattori definiti avanzati o di quarta generazione possono differire per:
- liquido di raffreddamento;
- carburante;
- energia;
- barriere;
- fenomenologia degli incidenti;
- ritenzione dei radionuclidi;
- numero di moduli.
L’autorità italiana per la pianificazione delle emergenze non dovrebbe quindi mai accettare:
“Sicurezza di quarta generazione”
in sostituzione di:
termine sorgente specifico del progetto + calcolo della dispersione + valutazione della dose.
7.31.19 Anche l’ubicazione sotterranea non è un numero di termine sorgente
Le strutture sotterranee dei reattori possono potenzialmente migliorare la protezione contro alcuni eventi esterni.
Ma le costruzioni sotterranee possono sollevare diverse questioni progettuali riguardanti:
- acque sotterranee;
- allagamento;
- drenaggio;
- accesso;
- ventilazione;
- Uscita di emergenza;
- penetrazioni;
- Impermeabilizzazione strutturale a lungo termine.
La capacità progettuale di produrre un termine di sorgente ambientale inferiore deve quindi essere dimostrata attraverso il modello di incidente.
Il ragionamento corretto è:
UNDERGROUND LOCATION
↓
CHANGES HAZARD / BARRIER PERFORMANCE
↓
CHANGES ACCIDENT SEQUENCE
↓
MAY CHANGE SOURCE TERMnon:
UNDERGROUND
=
LOW SOURCE TERM7.31.20 La meteorologia deve essere trattata separatamente dalle prestazioni di sicurezza del reattore.
La stessa sorgente di emissioni rilasciata in due diverse condizioni meteorologiche può generare conseguenze al di fuori del sito di rilascio sostanzialmente differenti.
Le variabili rilevanti includono:
- direzione del vento;
- velocità del vento;
- stabilità atmosferica;
- precipitazione;
- altezza di miscelazione.
Questa distinzione è importante ai fini del confronto tra i reattori.
Un risultato relativo alla dose specifica di un sito non può essere copiato automaticamente da un paese all’altro, anche se la progettazione del reattore è identica.
L’Italia avrebbe bisogno di:
- Meteo del sito italiano;
- Topografia italiana;
- distribuzione della popolazione;
- percorsi agricoli;
- disposizioni di emergenza.
7.31.21 Il termine di origine dovrebbe informare la geografia della pianificazione delle emergenze piuttosto che la geografia venga fissata prima
La sequenza analiticamente corretta è:
ACCIDENT SPECTRUM
↓
SOURCE TERMS
↓
DISPERSION / DOSE
↓
PROTECTIVE-ACTION NEED
↓
EMERGENCY-PLANNING REQUIREMENTSnon:
ASSUME SMALL EPZ
↓
SELECT ACCIDENTS THAT FIT ITQuesto principio è sempre più riconosciuto a livello internazionale per i reattori avanzati.
Nel 2023, la NRC statunitense ha introdotto un quadro alternativo per la preparazione alle emergenze relative ai reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) e ad altre nuove tecnologie, esplicitamente basato sulle prestazioni, inclusivo delle tecnologie, informato sui rischi e orientato alle conseguenze , che comprende un approccio scalabile alla zona di pianificazione delle emergenze per l’esposizione al pennacchio di contaminazione.
Tale quadro normativo straniero non costituisce diritto italiano.
Il suo valore probatorio è importante:
Anche un ente regolatore disposto a ridurre le distanze di pianificazione di emergenza per i reattori avanzati richiede una dimostrazione basata sulle conseguenze, piuttosto che accettare semplicemente l’etichetta SMR.
7.31.22 L’approvvigionamento dovrebbe pertanto richiedere un dossier sulla fonte dell’incidente
Prima che l’Italia accetti un reattore nella fase finale di valutazione delle offerte, il fornitore deve divulgare un dossier sulla fonte di approvvigionamento, consultabile dall’autorità di regolamentazione, contenente almeno:
Tabella 7.31-C — Pacchetto minimo di prove relative al termine di origine italiano
| Prova | Requisito |
|---|---|
| Inventario principale dei radionuclidi | Per importante radionuclide/gruppo |
| Qualifica del carburante | Base sperimentale/operativa |
| Spettro degli incidenti | Progettazione specifica |
| Soglia di danno da carburante | Definito e giustificato |
| Modelli di rilascio | Meccanicistico, ove appropriato |
| Conservazione del sistema primario | Quantificato |
| Confinamento/reclusione | Comportamento di perdita/ritenzione |
| Filtrazione | Prestazioni in caso di incidente |
| Percorsi di rilascio | Completare |
| Percorsi di bypass | Valutato esplicitamente |
| Ora di inizio del rilascio | Sequenza specifica |
| Durata del rilascio | Sequenza specifica |
| Forma chimica | Definizione |
| Caratteristiche dell’aerosol | Ove pertinente |
| termine sorgente ambientale | Dipendente dal tempo |
| Termine sorgente multi-unità | Richiesto per siti multi-modulo |
| Termine sorgente del combustibile esaurito | Necessario |
| Casi di pericolo esterno | Necessario |
| Incertezza | Quantificato/caratterizzato |
| Validazione del codice | Dimostrato |
| stati di revisione regolamentare | Chiaramente identificato |
7.31.23 Il confronto governativo dovrebbe riportare le prestazioni radiologiche in unità fisicamente significative
Il confronto tecnologico dovrebbe includere, per ogni evento limite o rappresentativo:
- attività rilasciata dal radionuclide/gruppo;
- frazione di rilascio;
- orario di inizio del rilascio;
- durata;
- dose prevista a distanze definite dai recettori;
- Implicazioni relative alla soglia di azione protettiva;
- sensibilità alla meteorologia;
- effetti multi-modulo.
Una dichiarazione come questa:
“Questo reattore ha un decimo delle conseguenze di emergenza”
non dovrebbe apparire senza definizione:
- incidente;
- pubblicazione;
- metrica;
- distanza;
- meteorologia;
- percorso di somministrazione del dosaggio.
7.31.24 La distinzione più importante in termini di sicurezza è tra rilascio anticipato e rilascio in grandi quantità.
L’obiettivo giuridico dell’Euratom e dell’Italia distingue correttamente due esiti indesiderabili particolarmente importanti:
rilascio anticipato
laddove non vi sia tempo sufficiente per attuare misure di emergenza fuori sede;
E
grande rilascio
laddove le misure di protezione non possono essere limitate geograficamente o temporalmente.
Ciò genera due quesiti di valutazione distinti.
Domanda A — tempo
HOW LONG BETWEEN
ACCIDENT INITIATION
AND
SIGNIFICANT OFF-SITE RELEASE?Domanda B — magnitudine
HOW LARGE CAN
THE ENVIRONMENTAL RELEASE
BECOME?Un reattore potrebbe funzionare bene in una dimensione e meno bene in un’altra.
L’Italia dovrebbe valutare entrambe le opzioni.
Conclusione principale — 7.31
L’affermazione corretta è quindi:
Il termine sorgente rappresenta la misura di partenza fisicamente significativa per la pianificazione delle emergenze radiologiche, ma le conseguenze al di fuori del sito richiedono l’intera catena, dall’inventario del reattore al rilascio nell’ambiente, al trasporto atmosferico o acquatico, all’esposizione umana e alle azioni di protezione.
La potenza nominale del reattore non è sufficiente.
La sua categoria di marketing non è sufficiente.
L’utilizzo di sistemi passivi non è sufficiente.
La sua etichetta generazionale non è sufficiente.
La sequenza richiesta è:
DESIGN
↓
ACCIDENT
↓
SOURCE TERM
↓
DISPERSION
↓
DOSE
↓
PROTECTIVE ACTIONQuesto quadro di riferimento è particolarmente importante quando si confrontano i tassi di mortalità standardizzati (SMR).
7.32 Gli SMR possono ridurre il termine sorgente, ma conta solo l’evidenza specifica del progetto
Alcuni piccoli reattori modulari potrebbero verosimilmente produrre emissioni di incidenti di entità inferiore e conseguenze al di fuori del sito più contenute rispetto ai grandi reattori convenzionali.
Tale potenziale dovrebbe essere riconosciuto.
Non bisogna darlo per scontato.
La sicurezza deve essere dimostrata progetto per progetto, incidente per incidente e sito per sito .
La normativa del 2023 della NRC statunitense sui reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) e sulla preparazione alle emergenze per i reattori avanzati riconosce esplicitamente i potenziali benefici derivanti da reattori di dimensioni ridotte, sistemi passivi, una progressione più lenta degli incidenti e rilasci potenzialmente minori o più lenti di prodotti di fissione. Tuttavia, lo stesso quadro normativo è basato sulle prestazioni e orientato alle conseguenze proprio perché tali benefici devono essere dimostrati, anziché essere dedotti dall’acronimo “SMR”.
L’Italia dovrebbe adottare la stessa disciplina probatoria a prescindere dal quadro normativo specifico che verrà infine scelto.
7.32.1 Una minore quantità di carburante in magazzino può rappresentare un vero vantaggio
Se due noccioli di reattore altrimenti comparabili differiscono sostanzialmente in termini di potenza termica e quantità di combustibile, il modulo più piccolo può contenere una quantità minore di prodotti di fissione accumulati.
Ciò riduce la quantità massima di inventario disponibile per il rilascio da quel singolo modulo.
Concettualmente:
LARGE CORE
████████████████████
RADIONUCLIDE INVENTORY
SMALL CORE
██████
RADIONUCLIDE INVENTORYSe tutte le altre frazioni di rilascio fossero identiche, un inventario più piccolo tenderebbe a supportare un termine sorgente del modulo più piccolo.
Ma non si può semplicemente presumere che “a parità di altre condizioni”
Anche il tipo di carburante, il grado di combustione, le prestazioni delle barriere e la sequenza dell’incidente sono fattori rilevanti.
7.32.2 Un calore di decadimento inferiore può aumentare il tempo di copertura
Dopo lo spegnimento del reattore, il decadimento radioattivo continua a generare calore.
I nuclei più piccoli generalmente producono meno calore di decadimento assoluto rispetto a nuclei molto più grandi con una storia operativa recente comparabile.
A seconda del design, ciò può facilitare la dissipazione passiva del calore e aumentare il tempo necessario per raggiungere le temperature critiche.
Questo può creare un’importante catena di sicurezza:
LOWER ABSOLUTE DECAY HEAT
↓
SLOWER TEMPERATURE RISE
↓
LONGER COPING TIME
↓
MORE TIME FOR PASSIVE HEAT REMOVAL
↓
MORE TIME FOR OPERATOR / EMERGENCY ACTION
↓
LOWER PROBABILITY OF FUEL DAMAGE
↓
POTENTIALLY SMALLER SOURCE TERMOgni freccia deve comunque essere dimostrata.
7.32.3 La rimozione passiva del calore può ridurre la dipendenza dai sistemi attivi
Diversi progetti SMR utilizzano una maggiore dipendenza da:
- circolazione naturale;
- gravità;
- conduzione;
- convezione;
- acqua immagazzinata;
- scambiatori di calore passivi.
Queste caratteristiche possono ridurre la dipendenza da:
- Alimentazione CA;
- pompe;
- valvole attive;
- interventi immediati dell’operatore.
Ciò può essere particolarmente importante in scenari complessi come:
EARTHQUAKE
+
LOSS OF OFF-SITE POWER
+
DELAYED EXTERNAL ACCESSTuttavia, anche i sistemi passivi presentano delle condizioni al contorno.
Possono fare affidamento su:
- scorte di liquido refrigerante sufficienti;
- doppia funzione;
- superfici di trasferimento del calore;
- vie aeree;
- scorte idriche;
- integrità strutturale;
- temperatura ambientale;
- tempo della missione.
Pertanto l’Italia dovrebbe chiedere:
Per quanto tempo rimarrà passivo, in quali condizioni esterne e con quali ipotesi di guasto?
7.32.4 Le affermazioni del tipo “tempo di recupero infinito” o simili affermazioni assolute dovrebbero essere sottoposte a un esame particolarmente approfondito.
Un reattore può potenzialmente funzionare per periodi molto lunghi senza intervento da parte dell’operatore.
Tuttavia, i documenti di appalto dovrebbero evitare di accettare frasi qualitative senza una descrizione precisa dello stato dell’incidente.
Una dichiarazione difendibile richiede:
- sequenza degli incidenti;
- condizioni iniziali;
- radiatore;
- temperatura ambiente;
- stato del modulo;
- condizioni del carburante;
- inventario idrico;
- punto finale temporale.
Per esempio:
NO OPERATOR ACTION FOR X HOURS
UNDER ACCIDENT Y
WITH INITIAL CONDITION Zè verificabile.
La dicitura “sicurezza garantita al momento del rilascio” non è un parametro quantitativo per il rilascio delle licenze.
7.32.5 I progetti di reattori integrali possono eliminare alcuni incidenti di grandi dimensioni relativi alle tubazioni.
Alcuni progetti di SMR prevedono il posizionamento dei principali componenti del sistema primario all’interno di un unico recipiente del reattore.
A seconda del design, questo può:
- accorciare le tubazioni primarie esterne di grande diametro;
- ridurre alcune possibilità di perdita di liquido refrigerante in caso di rotture di grandi dimensioni;
- semplificare il sistema primario.
Ciò può modificare lo spettro degli incidenti.
Ma ciò non elimina tutte le sequenze di incidenti.
La conclusione corretta è:
L’architettura integrale può eliminare o ridurre particolari eventi scatenanti; lo spettro degli eventi rimanenti deve comunque essere analizzato.
7.32.6 Le strutture sotterranee possono proteggere da alcuni pericoli esterni
Alcuni SMR (Small Modular Reactors) hanno il recipiente del reattore o le principali strutture di sicurezza parzialmente o sostanzialmente sotto il livello del suolo.
I potenziali benefici possono includere una maggiore protezione contro determinate patologie:
- impatti esterni;
- venti fortissimi;
- proiettili;
- alcuni eventi esterni dolosi o accidentali.
Tuttavia, la posizione sotterranea può aumentare l’importanza di:
- acque sotterranee;
- impermeabilizzazione;
- drenaggio;
- Infiltrazioni d’acqua;
- penetrazioni nel sottosuolo;
- accesso di emergenza.
Pertanto, la dicitura “sotterraneo” dovrebbe essere registrata come una caratteristica progettuale il cui contributo netto alla sicurezza è specifico per l’incidente , e non come una riduzione automatica del termine sorgente.
7.32.7 I sistemi semplificati possono ridurre le possibilità di guasto
Un design con meno:
- pompe attive;
- valvole;
- grandi sistemi di tubazioni;
- sistemi di supporto;
possono potenzialmente presentare un minor numero di modalità di guasto.
Ciò può aumentare l’affidabilità e ridurre alcune sequenze di incidenti.
Ma la semplificazione deve essere misurata a livello dell’intero impianto.
Un reattore con un sistema primario semplice ma con un’estesa infrastruttura di supporto condivisa può comunque presentare una notevole complessità a livello di sito.
7.32.8 Un modulo più piccolo non significa un sito più piccolo
Questa è la correzione più importante ai confronti semplicistici sulla sicurezza dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Considerare:
ONE 1,200 MWe REACTORSinonimo:
SIX 200 MWe MODULESIl singolo modulo è molto più piccolo.
Il sito non è necessariamente più piccolo in:
- potenza termica totale;
- inventario totale di carburante;
- inventario radioattivo totale;
- generazione di combustibile esaurito;
- numero di fonti di incidenti.
Perciò:
MODULE SOURCE TERM
≠
SITE SOURCE TERM7.32.9 L’inventario radiologico rilevante è l’inventario dell’intero sito.
Un sito multi-modulo può contenere materiale radioattivo in:
- noccioli di reattori in funzione;
- spegnere i nuclei dei reattori;
- carburante scaricato di recente;
- piscine di stoccaggio del combustibile esaurito;
- sistemi di stoccaggio a secco;
- carburante fresco;
- sistemi di gestione dei rifiuti radioattivi;
- componenti attivati.
La pianificazione delle emergenze dovrebbe identificare ciascun materiale a rischio nell’inventario.
Tabella 7.32-A — Inventario radiologico del sito che l’Italia dovrebbe richiedere
| Inventario | Valutazione richiesta |
|---|---|
| Modulo operativo 1 | Termine sorgente dell’incidente |
| Modulo operativo 2 | Termine sorgente dell’incidente |
| Tutti i moduli operativi rimanenti | Termine sorgente dell’incidente |
| Modulo di arresto/rifornimento | Stato di incidente di arresto |
| Piscina del combustibile esaurito | Calore, inventario, comunicati stampa credibili |
| Stoccaggio a secco del combustibile esaurito | Caso di incidente specifico del sito |
| Gestione del combustibile | Incidente di manipolazione |
| Sistemi di gestione dei rifiuti | Inventario radioattivo pertinente |
| sistemi radioattivi condivisi | Percorsi di causa comune |
Il totale del sito non dovrebbe essere calcolato semplicemente sommando tutti gli inventari come se tutte le uscite avvenissero simultaneamente.
In generale, ciò sarebbe fisicamente irrealistico.
L’analisi di sicurezza dovrebbe invece individuare combinazioni correlate credibili, capaci di influenzare più di un inventario.
7.32.10 La variabile critica è il coinvolgimento simultaneo dei moduli
Supponiamo che un impianto a sei moduli abbia una frequenza di incidenti gravi per modulo molto bassa.
La questione del sito rimane:
È possibile che un singolo evento di avvio attivi contemporaneamente tutti e sei i moduli?
Alcuni esempi potrebbero essere:
- terremoto;
- alluvione;
- Guasto comune del dissipatore di calore;
- perdita di rete;
- guasti elettrici comuni;
- fuoco comune;
- guasto del sistema di controllo condiviso;
- causa comune umana/organizzativa
Lo standard di sito dell’AIEA richiede specificamente che vengano prese in considerazione combinazioni credibili che interessano più installazioni nello stesso sito, e il quadro normativo di Euratom richiede disposizioni di emergenza per gli incidenti che interessano simultaneamente diverse unità.
7.32.11 Un incidente multi-modulo non significa necessariamente sei rilasci del nucleo identici
Anche la semplificazione opposta va evitata.
Se un evento esterno mette a dura prova sei moduli, non ne consegue necessariamente che tutti e sei subiscano danni gravi e identici al nucleo.
L’indipendenza dei moduli e i sistemi passivi possono prevenire l’aggravarsi degli incidenti.
L’analisi corretta deve determinare:
COMMON INITIATING EVENT
↓
MODULE 1 RESPONSE
MODULE 2 RESPONSE
MODULE 3 RESPONSE
MODULE 4 RESPONSE
MODULE 5 RESPONSE
MODULE 6 RESPONSE
↓
WHICH MODULES REACH FUEL DAMAGE?
↓
WHICH RELEASE?
↓
WHEN?
↓
COMBINED ENVIRONMENTAL SOURCE TERMQuesto dato va calcolato, non ipotizzato né in modo ottimistico né in modo pessimistico.
7.32.12 I sistemi condivisi meritano un’analisi esplicita della modalità comune
I potenziali sistemi condivisi variano in base alla progettazione, ma possono includere:
- sottostazione elettrica;
- dissipatore di calore definitivo;
- sistema idrico di servizio;
- impianti di controllo;
- centro di risposta alle emergenze;
- scorte idriche;
- attrezzature per la movimentazione del carburante;
- Assistenza HVAC;
- sistemi di gestione dei rifiuti radioattivi;
- drenaggio del sito;
- accesso fisico.
Ogni sistema condiviso crea due effetti contrastanti.
Può ridurre i costi e semplificare le operazioni.
Può inoltre creare un nesso di causalità comune.
Tabella 7.32-B — Infrastruttura condivisa contro indipendenza in materia di sicurezza
| Funzionalità condivisa | vantaggio economico | Domanda sulla sicurezza |
|---|---|---|
| Una sottostazione elettrica | Minori costi infrastrutturali | Un singolo guasto può disconnettere l’intero sito? |
| Dissipatore di calore comune | Infrastruttura efficiente | Un singolo evento può disattivare il raffreddamento di tutti i moduli? |
| Sala di controllo comune | Efficienza del personale | Un singolo evento pericoloso può disabilitare completamente le capacità di controllo? |
| Pronto soccorso comune | Minore duplicazione | È possibile sopravvivere a un evento che coinvolga l’intero sito? |
| Inventario idrico condiviso | Investimenti inferiori | Le scorte sono sufficienti a soddisfare la domanda attuale? |
| Edificio per la gestione condivisa dei rifiuti | Efficienza | È possibile che un incidente si propaghi tra moduli/funzioni? |
| strada di accesso condivisa | Simplersite | Cosa fare se ci si perde lungo la strada? |
7.32.13 La separazione fisica tra i moduli deve essere considerata un attributo di sicurezza misurabile
La separazione dei moduli può ridurre la propagazione da:
- incendio interno;
- allagamento;
- esplosioni;
- Rottura del tubo;
- eventi della turbina
Ma l’analisi dovrebbe specificare:
- distanza fisica;
- barriere antincendio;
- barriere contro le inondazioni;
- separazione elettrica;
- Instradamento dei cavi;
- separazione della ventilazione;
- separazione del drenaggio.
La dichiarazione:
“I moduli sono indipendenti”
richiede una definizione ingegneristica.
7.32.14 Le sale di controllo comuni richiedono un’analisi dei fattori umani per gli eventi simultanei
Una stazione multi-modulo può ridurre il personale necessario consentendo il controllo di diversi reattori da una sala di controllo comune.
Ciò potrebbe essere economicamente importante.
Tuttavia, l’analisi degli incidenti gravi deve considerare se gli operatori sono in grado di gestire con successo:
MODULE 1 — emergency
MODULE 2 — emergency
MODULE 3 — abnormal condition
MODULE 4 — stable
MODULE 5 — shutdown
MODULE 6 — loss of instrumentationsimultaneamente.
Il problema non riguarda solo il numero degli operatori.
Comprende:
- carico di allarme;
- prioritizzazione delle informazioni;
- progettazione dell’interfaccia;
- assegnazione dei compiti;
- automazione;
- supporto alle decisioni;
- comunicazioni.
Fukushima ha dimostrato la complessità operativa delle emergenze simultanee che coinvolgono più unità.
7.32.15 Il combustibile esaurito non può essere escluso dal confronto
Anche se un SMR produce un termine sorgente di emissioni estremamente ridotto nel nocciolo del reattore, il suo sito accumulerà combustibile esaurito a meno che questo non venga continuamente rimosso altrove.
Le lezioni apprese dall’AIEA a Fukushima identificano specificamente i danni gravi che coinvolgono il combustibile del nocciolo del reattore o il combustibile esaurito presente in loco come rilevanti per la preparazione alle emergenze.
L’Italia dovrebbe quindi richiedere l’analisi delle conseguenze dell’emergenza per rispondere a:
- dove viene stoccato il combustibile esaurito;
- quanto è immagazzinato;
- calore di decadimento;
- fabbisogno di raffreddamento;
- inventario idrico, ove applicabile;
- capacità di reintegro passivo;
- qualificazione sismica;
- protezione dalle inondazioni;
- monitoraggio;
- Relazione di causa comune con i moduli del reattore.
7.32.16 Un sito multi-modulo può accumulare il combustibile esaurito in modo diverso da un singolo grande reattore
Le flotte modulari possono prevedere programmi di rifornimento scaglionati.
Ciò può comportare vantaggi operativi.
Può anche significare che:
- un modulo è in funzione;
- un altro è in fase di rifornimento;
- un altro ha recentemente scaricato carburante;
- In un’area di stoccaggio comune sono presenti combustibili esauriti accumulati nel corso di diversi anni.
La condizione radiologica limite del sito può quindi verificarsi durante una particolare configurazione di rifornimento piuttosto che alla massima potenza elettrica.
Il dossier di sicurezza dovrebbe ricercare sistematicamente tale condizione.
7.32.17 Il termine “fonte dell’incidente” e la “zona di pianificazione delle emergenze” sono collegati, ma non identici.
Un termine sorgente dimostrato di dimensioni inferiori può supportare requisiti di pianificazione delle emergenze fuori sede più ridotti.
L’attuale quadro alternativo della NRC statunitense consente esplicitamente una zona di pianificazione di emergenza scalabile per l’esposizione al pennacchio di contaminazione per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) e altre tecnologie idonee, sulla base di una dimostrazione di sicurezza orientata alle conseguenze.
Questa è una prova significativa del fatto che, per alcuni progetti avanzati, è tecnicamente possibile ridurre l’ingombro dei piani di emergenza.
Ma l’affermazione corretta è:
Alcuni reattori avanzati potrebbero giustificare zone di pianificazione delle emergenze più piccole.
Non:
Le piccole stazioni di rifornimento idrico (SMR) dispongono di zone di pianificazione per le emergenze di dimensioni ridotte.
Quest’ultima è un’affermazione categorica priva di fondamento in assenza di un progetto specifico e di un’analisi del sito.
7.32.18 L’Italia non dovrebbe copiare meccanicamente le distanze delle zone economiche esclusive straniere
La normativa statunitense in materia di pianificazione delle emergenze riflette:
- Legge statunitense;
- Criteri di dosaggio statunitensi;
- Filosofia normativa statunitense;
- Istituzioni di emergenza statunitensi.
L’Italia opera secondo:
- Legislazione italiana;
- Requisiti Euratom;
- Regolamentazione ISIN;
- Disposizioni in materia di protezione civile;
- Condizioni demografiche e geografiche italiane.
Le valutazioni relative alle fonti di approvvigionamento estere e alla pianificazione delle emergenze possono quindi fornire elementi utili.
Non possono sostituirsi automaticamente alla decisione italiana.
7.32.19 La domanda corretta in italiano è se restano necessarie le misure di protezione fuori sede.
Secondo l’attuale quadro normativo italiano, articolo 178, la pianificazione delle emergenze deve essere elaborata a partire da scenari di incidente nucleare ragionevolmente ipotizzabili, dalla loro evoluzione geografica e temporale e dai conseguenti livelli di esposizione.
Pertanto, un futuro reattore avanzato che miri a ridurre i requisiti di emergenza esterni dovrebbe dimostrare quantitativamente che lo spettro di incidenti rilevante produce conseguenze coerenti con tale affermazione.
L’onere della prova dovrebbe rimanere a carico del richiedente.
7.32.20 Le affermazioni sulla riduzione del termine sorgente dovrebbero essere scomposte in prove causali
Un venditore può affermare:
“Rilascio potenziale inferiore del 90%.”
L’Italia dovrebbe richiedere che la richiesta venga scomposta.
Tabella 7.32-C — Prove richieste a supporto di un’affermazione di riduzione del termine sorgente SMR
| Vantaggio rivendicato | È richiesta la prova |
|---|---|
| Nucleo più piccolo | Inventario effettivo dei radionuclidi |
| Calore di decadimento inferiore | Calcolo del calore di decadimento dipendente dal tempo |
| Raffreddamento passivo | Analisi termoidraulica validata |
| Tempo di adattamento più lungo | Orari/giorni specifici dell’incidente |
| Migliore ritenzione del carburante | Qualificazione/test del carburante |
| Vaso integrale | effetto spettro incidente |
| Ubicazione sotterranea | Valutazione dei rischi esterni |
| Contenimento efficace | Analisi delle perdite/ritenzione |
| Contenimento funzionale | Prestazioni di barriera complete |
| Riduzione dell’intervento dell’operatore | Analisi dei fattori umani e dell’automazione |
| Rilascio più piccolo | Termine sorgente meccanicistico |
| Zona di protezione ambientale più piccola | analisi delle conseguenze specifiche del sito |
| Indipendenza multi-modulo | Valutazione delle cause comuni |
| Conseguenze di basso livello | Valutazione combinata del reattore e del combustibile esaurito |
7.32.21 La qualificazione del combustibile è particolarmente importante per i reattori avanzati
Le analisi di sicurezza dei reattori avanzati possono basarsi in larga misura sulle prestazioni dichiarate del combustibile.
Se il combustibile viene considerato un’importante barriera di ritenzione dei radionuclidi, le sue prestazioni devono essere dimostrate in tutte le temperature, condizioni di irraggiamento e ambienti di incidente per i quali viene riconosciuto tale merito.
La politica della NRC relativa ai termini di origine meccanicistici richiede esplicitamente sufficienti prove di ricerca, sviluppo e sperimentazione per stabilire la fiducia nelle prestazioni del reattore e del combustibile prima che venga preso in considerazione il credito derivante da tali termini di origine meccanicistici.
Ciò è particolarmente importante per i sistemi unici nel loro genere.
Un modello computerizzato non può compensare la mancanza di dati fisici relativi alla barriera su cui si basa il modello stesso.
7.32.22 TRISO fornisce un buon esempio del perché la metodologia sia importante
I reattori ad alta temperatura basati sul sistema TRISO sono progettati attorno a particelle di combustibile che incorporano diversi strati di rivestimento destinati a trattenere i prodotti di fissione.
Tale architettura può potenzialmente spostare una parte sostanziale della funzionalità di contenimento verso il combustibile stesso.
Questo è importante.
Ma la questione relativa alla corretta concessione delle licenze rimane:
Come si comporta effettivamente un carburante qualificato nell’intero intervallo di temperature e irraggiamento previsti in caso di incidente?
Il modello del termine sorgente deve quindi propagarsi:
FISSION-PRODUCT INVENTORY
↓
TRISO PARTICLE PERFORMANCE
↓
FAILED PARTICLE FRACTION
↓
GRAPHITE / PRIMARY-CIRCUIT TRANSPORT
↓
CONFINEMENT RETENTION
↓
ENVIRONMENTAL RELEASEL’attuale interazione normativa della NRC in materia di energia X include specificamente sia un rapporto tematico sull’approccio meccanicistico al termine sorgente sia una metodologia di dimensionamento della zona di pianificazione di emergenza per il percorso di esposizione al pennacchio , a dimostrazione del fatto che le dichiarazioni sul combustibile, l’analisi del termine sorgente e la pianificazione di emergenza rimangono fasi di raccolta prove separate.
7.32.23 I reattori veloci richiedono una propria fenomenologia del termine sorgente
I sistemi di reattori veloci al sodio, al piombo e di altro tipo non possono semplicemente ereditare le ipotesi relative al termine sorgente dei reattori ad acqua leggera (LWR).
La fenomenologia degli incidenti può differire a causa di:
- liquido di raffreddamento;
- forma di combustibile;
- temperatura di esercizio;
- concetto di contenimento;
- comportamento chimico;
- Trasporto di radionuclidi.
La NRC si aspetta esplicitamente che i richiedenti non appartenenti al settore dei reattori ad acqua leggera (LWR) definiscano termini di origine meccanicistici specifici per la tecnologia e la progettazione, anziché applicare indiscriminatamente termini di origine generici per i reattori LWR.
Ciò è particolarmente importante per l’Italia perché il portafoglio di tecnologie strategiche discusso altrove in questo rapporto comprende sia i reattori raffreddati ad acqua sia i reattori veloci avanzati.
7.32.24 Un rilascio multi-modulo a bassa probabilità può ancora dominare la pianificazione delle emergenze
La pianificazione delle emergenze non si basa solo sull’evento più probabile.
L’analisi della sicurezza deve individuare le sequenze di incidenti gravi rilevanti e determinare quali siano appropriate per la pianificazione.
Un evento raro, di causa comune e che interessa l’intero sito, potrebbe potenzialmente produrre conseguenze più gravi rispetto a un evento più frequente che interessa un singolo modulo.
Perciò:
MOST LIKELY ACCIDENT
≠
AUTOMATICALLY
EMERGENCY-PLANNING BOUNDING ACCIDENTLa relazione tra probabilità e conseguenza deve essere esplicitata.
7.32.25 Il layout del sito può modificare il termine sorgente combinato
Nelle installazioni multi-modulo, la disposizione fisica è fondamentale.
Le variabili potenziali includono:
- distanza tra i moduli;
- edificio comune contro edifici separati;
- contenimento condiviso versus contenimento separato;
- ventilazione condivisa;
- vento dominante;
- distanza dagli impianti di stoccaggio del combustibile esaurito;
- accesso di emergenza;
- Livello di piena comune.
Un sito che utilizza la stessa tecnologia di reattore può quindi presentare un’architettura di rischio a livello di sito diversa a seconda della configurazione.
7.32.26 Il sito deve essere valutato come un unico sistema radiologico
Questo produce la gerarchia corretta:
MODULE SAFETY CASE
↓
MULTI-MODULE SAFETY CASE
↓
SPENT-FUEL SAFETY CASE
↓
OTHER RADIOLOGICAL INVENTORIES
↓
COMMON EXTERNAL HAZARDS
↓
COMPLETE SITE SOURCE TERM
↓
OFF-SITE CONSEQUENCEL’Italia non dovrebbe permettere che i moduli vengano concessi in licenza analiticamente come se i moduli adiacenti non esistessero.
7.32.27 Una stazione a sei moduli dovrebbe quindi dimostrare almeno quattro classi di termini sorgente
Come minimo:
Caso 1 — Incidente a modulo singolo
1 MODULE AFFECTED
5 MODULES SAFEVerifica il caso di sicurezza intrinseca del modulo.
Caso 2 — Evento iniziale unico, più moduli contestati
COMMON HAZARD
↓
SEVERAL MODULES ABNORMAL
↓
ONE OR MORE RELEASESMette alla prova la resilienza a cause comuni.
Caso 3 — Sfida del reattore e del combustibile esaurito
COMMON HAZARD
↓
REACTOR ACCIDENT
+
SPENT-FUEL FACILITY CHALLENGEVengono testate tutte le strutture radiologiche del sito.
Caso 4 — Pericolo esterno su vasta scala con interruzione delle infrastrutture
MULTI-UNIT ACCIDENT
+
LOSS OF GRID
+
ACCESS IMPAIRMENT
+
COMMUNICATION DEGRADATIONMette alla prova il realismo nella gestione delle emergenze.
Per esigenze di progettazione, potrebbero essere necessari involucri aggiuntivi.
7.32.28 Il modello delle risorse per la gestione degli incidenti deve corrispondere al modello del termine sorgente multi-modulo
Se il calcolo del termine sorgente presuppone l’implementazione riuscita di:
- pompe portatili;
- generatori;
- allacciamenti idrici;
- azioni dell’operatore;
Il piano di emergenza deve dimostrare che tali risorse sono disponibili simultaneamente per ogni modulo che ne ha bisogno .
Per esempio:
6 MODULES
EACH REQUIRES 1 MOBILE PUMP
SITE OWNS 2 MOBILE PUMPSnon può supportare un’analisi degli incidenti che presuppone implicitamente sei pompe.
L’analisi delle cause scatenanti e l’inventario delle risorse di emergenza devono pertanto essere confrontati.
7.32.29 La scaglionatura dei moduli può migliorare alcuni rischi del sito ma complicarne altri
La costruzione modulare può consentire l’immissione in servizio delle unità in sequenza.
Ciò può ridurre l’inventario radiologico iniziale durante le prime fasi operative.
Può anche creare un sito contenente contemporaneamente:
- reattori in funzione;
- reattori in costruzione;
- messa in servizio delle unità;
- Operazioni con combustibile esaurito.
Tale situazione mista dovrebbe essere analizzata.
Le attività di costruzione possono comportare:
- gru;
- scavo;
- carichi di incendio;
- sistemi elettrici temporanei;
- traffico;
- concentrazione della forza lavoro
Il documento di valutazione della sicurezza FOAK dovrebbe pertanto affrontare la transizione da:
1 MODULE OPERATINGA:
2 MODULES OPERATING
+
MODULE 3 COMMISSIONING
+
MODULES 4–6 UNDER CONSTRUCTIONdove il programma prevede una realizzazione a fasi.
7.32.30 La “sicurezza della flotta” e la “sicurezza del sito” sono questioni diverse
Una flotta italiana potrebbe arrivare a comprendere dieci stazioni SMR.
Ciascuna stazione può contenere diversi moduli.
Esistono quindi tre diversi livelli di rischio:
MODULE LEVEL
↓
SITE LEVEL
↓
NATIONAL FLEET LEVELLa riduzione dei termini sorgente a livello di modulo non risolve automaticamente:
- concentrazione di diversi moduli in un unico sito;
- accumulo di combustibile esaurito;
- capacità di intervento in caso di emergenza;
- Risposta nazionale a disastri naturali simultanei.
Questa distinzione è particolarmente rilevante se l’Italia riutilizza diversi siti costieri o ex siti di produzione termica.
7.32.31 La riduzione del termine sorgente può avere un valore economico sostanziale
Se dimostrata, una riduzione delle conseguenze al di fuori del sito può produrre benefici che vanno oltre la sicurezza.
Le possibili implicazioni possono includere:
- riduzione degli oneri relativi alla pianificazione delle emergenze;
- maggiore flessibilità nella scelta del sito;
- potenzialmente minori vincoli sull’uso del suolo;
- logistica di emergenza più semplice;
- Migliori possibilità di co-locazione industriale.
Tuttavia, questi benefici economici dovrebbero essere inclusi nella valutazione del progetto solo dopo che l’ente regolatore avrà accettato le basi radiologiche .
La sequenza deve rimanere:
SAFETY EVIDENCE
↓
REGULATORY ACCEPTANCE
↓
EMERGENCY-PLANNING REQUIREMENT
↓
ECONOMIC VALUEnon:
ECONOMIC DESIRE FOR SMALL EPZ
↓
ASSUME LOW SOURCE TERM7.32.32 L’Italia dovrebbe stabilire un caso standardizzato di conseguenze radiologiche del sito per ogni candidato reattore.
Il requisito di appalto più utile sarebbe un pacchetto di prove standard che consenta un confronto significativo tra le diverse tecnologie.
Tabella 7.32-D — Caso di conseguenze radiologiche del sito proposto
| Elemento richiesto | Contenuto minimo |
|---|---|
| Inventario dei singoli moduli | Inventario dei radionuclidi |
| Inventario totale del sito operativo | Tutti i moduli |
| Inventario del combustibile esaurito | Dipendente dal tempo |
| Sequenze di incidenti | Tecnologia specifica |
| Sequenze di pericoli esterni | Specifico del sito |
| Termine sorgente a modulo singolo | Dipendente dal tempo |
| Termine sorgente multi-modulo | Casi credibili di causa comune |
| Termine sorgente del combustibile esaurito | casi |
| Tempistiche di rilascio | Ore/minuti dopo l’inizio |
| Durata del rilascio | Definizione |
| Forma chimica/fisica | Definizione |
| Credito per contenimento/reclusione | Quantificato |
| Credito del sistema passivo | Convalidato |
| Guasti del sistema comune | Incluso |
| Dispersione fuori sede | Meteorologia del sito italiano |
| Dose pubblica | Recettori definiti |
| Requisiti per le azioni di protezione | Derivato |
| Incertezza | Esplicito |
| Stato regolatorio estero | Documentato |
| Base sperimentale | Documentato |
| Questioni ancora aperte | Identificato prima della decisione finale di investimento |
7.32.33 I documenti governativi devono utilizzare un linguaggio disciplinato
Tabella 7.32-E — Dichiarazioni da evitare
| Affermazione esagerata | Sostituzione difendibile |
|---|---|
| “I reattori SMR hanno una zona di emergenza più piccola.” | Alcuni progetti di reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) possono giustificare requisiti di pianificazione delle emergenze ridotti se l’analisi delle conseguenze, specifica per il progetto e il sito, dimostra rilasci sufficientemente bassi. |
| “I reattori di piccole dimensioni non possono subire incidenti di grandi dimensioni.” | I moduli più piccoli possono ridurre la quantità di materiale radioattivo per modulo, ma le conseguenze di un incidente rimangono specifiche per la progettazione, il sito e la sequenza dell’operazione. |
| “I reattori passivi non possono subire fusione del nocciolo.” | Le caratteristiche passive possono ridurre sostanzialmente la progressione dell’incidente, ma le prestazioni effettive devono essere dimostrate per l’inviluppo di incidente applicabile. |
| “I reattori modulari di piccole dimensioni sotterranei non possono rilasciare radiazioni.” | L’ubicazione sotto il livello del suolo può proteggere da alcuni rischi, ma non elimina la necessità di un’analisi delle sorgenti di emissione. |
| “TRISO elimina il termine sorgente.” | Il combustibile TRISO qualificato può garantire una ritenzione sostanziale dei radionuclidi; il rilascio nell’ambiente rimane un calcolo meccanicistico specifico per ogni progetto. |
| “I reattori di quarta generazione non necessitano di piani di evacuazione.” | I requisiti per la pianificazione delle emergenze devono essere conformi alle analisi delle conseguenze accettate. |
| “Un singolo modulo da 200 MWe ha poco combustibile, quindi un sito con sei moduli ha un inventario radiologico ridotto.” | L’inventario dei moduli e l’inventario completo del sito devono essere valutati separatamente. |
7.32.34 Il confronto strategico dovrebbe quindi utilizzare due parametri radiologici
L’Italia dovrebbe valutare entrambe le opzioni:
Metrica A — Conseguenza del singolo modulo
Questa misura rappresenta la sicurezza intrinseca del reattore.
E
Metrica B — Conseguenza dell’intero sito
Questo misura la reale rilevanza della pianificazione delle emergenze.
Un progetto può ottenere risultati eccezionali in base alla metrica A, ma meno soddisfacenti in base alla metrica B se:
- sono concentrati molti moduli;
- I sistemi comuni sono estesi;
- Le scorte di combustibile esaurito sono ingenti.
Al contrario, una forte indipendenza dei moduli può consentire a un sito multi-modulo di conservare gran parte dei vantaggi derivanti dai singoli moduli.
Questa è una questione di ingegneria.
Non è una domanda di marketing.
7.32.35 La più forte affermazione sulla sicurezza dei reattori SMR è quindi condizionale, non categorica.
La formulazione tecnicamente difendibile è:
Un SMR può produrre conseguenze radiologiche esterne significativamente inferiori se il suo inventario ridotto, le caratteristiche del combustibile, la rimozione passiva del calore di decadimento, il sistema di barriera, l’indipendenza dei moduli e la progressione dell’incidente si combinano per produrre un termine sorgente ambientale dimostrabilmente inferiore sia in condizioni di incidente a singolo modulo che in condizioni di incidente credibili a livello dell’intero sito.
Ogni elemento di quella frase è importante.
Rimuovere:
“Se”
e l’affermazione diventa troppo forte.
Catena analitica principale — §§7.30–7.32
EXTERNAL ENVIRONMENT
│
▼
INDIVIDUAL + COMPOUND HAZARDS
│
▼
COMMON-CAUSE CHALLENGE?
│
▼
ONE OR MULTIPLE MODULES?
│
▼
SAFETY FUNCTIONS SURVIVE?
│
▼
FUEL DAMAGE?
│
▼
RADIONUCLIDE RELEASE FROM FUEL
│
▼
TRANSPORT / RETENTION
│
▼
CONTAINMENT / FUNCTIONAL CONFINEMENT
│
▼
ENVIRONMENTAL SOURCE TERM
│
▼
METEOROLOGY + DISPERSION
│
▼
PUBLIC EXPOSURE
│
▼
PROTECTIVE ACTIONConclusione finale del governo — §§7.30–7.32
Le tre questioni qui affrontate sono inseparabili.
La combinazione di diversi fattori di rischio determina la sequenza degli eventi che portano all’incidente.
La sequenza degli eventi che portano all’incidente determina se si verificano danni al carburante.
Il comportamento del combustibile e le barriere ingegnerizzate determinano il termine sorgente .
La fonte di contaminazione, unitamente alle condizioni di dispersione ed esposizione specifiche del sito, determina le possibili conseguenze al di fuori del sito stesso .
Tale conseguenza determina i requisiti per la pianificazione delle emergenze.
La catena corretta è quindi:
HAZARD
↓
ACCIDENT
↓
SOURCE TERM
↓
CONSEQUENCE
↓
EMERGENCY PLANnon:
REACTOR IS SMALL
↓
ASSUME CONSEQUENCE IS SMALLL’attuale quadro giuridico italiano è già coerente con il primo approccio. Il Decreto Legislativo 101/2020 richiede la prevenzione e la mitigazione degli incidenti, l’evitamento di rilasci radioattivi precoci e di grandi dimensioni, la difesa in profondità contro pericoli esterni estremi di origine naturale e pericoli antropici non intenzionali, e l’analisi tecnica basata sulle conseguenze per la pianificazione delle emergenze esterne.
Gli standard internazionali confermano la stessa conclusione. La norma SSR-1 dell’AIEA richiede che vengano valutati esplicitamente i rischi esterni combinati, i rapporti di causalità, l’incertezza, gli effetti di installazioni multiple e le condizioni del sito in evoluzione. Fukushima ha dimostrato il perché: un singolo evento estremo può mettere a dura prova contemporaneamente diversi livelli di difesa, diverse unità e le infrastrutture di emergenza regionali.
Per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR), l’opportunità in termini di sicurezza è concreta.
Un inventario radioattivo individuale più ridotto, un calore di decadimento assoluto inferiore, tempi di accumulo più lunghi, sistemi semplificati, rimozione passiva del calore e una migliore ritenzione del combustibile possono potenzialmente produrre emissioni di radiazioni ambientali molto inferiori.
Ma l’Italia dovrebbe acquistare prestazioni radiologiche comprovate , non la parola “SMR”.
Il requisito di approvvigionamento appropriato è pertanto il seguente:
Ogni reattore candidato deve dimostrare la sua completa conseguenza radiologica a livello di sito in base a scenari credibili di rischio esterno a modulo singolo, a moduli multipli, con combustibile esaurito e combinato, utilizzando termini sorgente specifici del progetto e le condizioni del sito italiano.
Solo dopo tale dimostrazione i documenti governativi dovrebbero formulare affermazioni riguardanti:
- zone di pianificazione di emergenza ridotte;
- riduzione delle esigenze di evacuazione;
- maggiore vicinanza industriale;
- ridotte conseguenze per la collettività;
- Sicurezza superiore al di fuori del sito.
La distinzione finale deve rimanere esplicita in tutto il rapporto:
Un modulo più piccolo può significare un termine sorgente più piccolo; un modulo più piccolo non significa automaticamente una conseguenza del sito più piccola.
Il presente testo sostituisce direttamente i paragrafi 7.30, 7.31 e 7.32 esistenti ; la loro numerazione e la sequenza analitica originale rimangono invariate.
7.33 La legge italiana fissa un obiettivo ambizioso per le rilasci anticipati e di grandi dimensioni
L’attuazione da parte dell’Italia del quadro di sicurezza Euratom post-Fukushima stabilisce un obiettivo esplicito per i nuovi impianti nucleari.
Devono essere progettati, localizzati, costruiti, gestiti e smantellati in modo da prevenire gli incidenti e, se si verificano, mitigarne le conseguenze al fine di evitare:
- rilasci radioattivi precoci per i quali non è stato possibile attuare in tempo utile le necessarie misure di emergenza fuori sede;
- Rilasci radioattivi di grandi dimensioni che richiedevano misure di protezione non limitabili nello spazio o nel tempo.
[L]
Questo è il riferimento legale corretto per la valutazione dei reclami dei fornitori.
La semplice affermazione di un fornitore secondo cui “la nostra zona di protezione ambientale può costituire il confine del sito” non è sufficiente.
L’autorità regolatrice italiana deve stabilire se l’analisi di sicurezza soddisfa l’obiettivo previsto dalla legge.
7.34 La difesa in profondità rimane obbligatoria
Lo stesso quadro normativo italiano richiede all’operatore di attuare una difesa in profondità .
Comprende:
- minimizzazione dei rischi esterni estremi;
- prevenzione di malfunzionamenti e guasti;
- individuazione e controllo di condizioni anomale;
- controllo degli incidenti di progetto;
- controllo delle condizioni critiche e prevenzione/mitigazione della progressione dell’incidente.
[L]
La sicurezza passiva modifica le modalità di implementazione di questi livelli.
Non li abolisce.
Un programma SMR credibile non può quindi basarsi su una singola affermazione come:
“Il reattore si spegne da solo.”
Lo spegnimento è solo una delle funzioni.
La sicurezza a lungo termine richiede anche:
- rimozione del calore di decadimento;
- confinamento;
- controllo della reattività;
- resistenza elettrica;
- monitoraggio;
- risposta alle emergenze.
7.35 Non si può presumere che le zone di pianificazione di emergenza scompaiano per i SMR
Il lavoro normativo internazionale valuta sempre più spesso se alcune SMR (Superior Reserve Municipalities) possano giustificare zone di pianificazione delle emergenze più piccole a causa di:
- scorte più piccole;
- sistemi passivi;
- maggiore ritenzione idrica;
- termini sorgente inferiori.
Il Forum degli enti regolatori dei reattori modulari di piccole dimensioni dell’AIEA ha esaminato in modo specifico le modalità di pianificazione delle emergenze, adattabili a diverse situazioni.
La conclusione normativa corretta è:
Le dimensioni della zona di protezione ambientale (EPZ) possono variare a seconda del progetto e del sito.
Non lo è:
SMR = nessuna EPZ.
Il futuro ente regolatore italiano dovrebbe definire la geometria della pianificazione di emergenza a partire da:
- termine di origine;
- frequenza degli incidenti;
- proiezioni delle dosi;
- meteorologia locale;
- popolazione;
- fattibilità dell’evacuazione/del ricovero.
7.36 L’attuale piano nazionale di emergenza italiano non è un piano per siti di reattori nazionali.
L’Italia dispone già di un Piano nazionale per la gestione delle emergenze radiologiche e nucleari , aggiornato nel 2022.
I suoi scenari centrali riguardano:
- incidenti presso impianti nucleari al di fuori dei confini italiani in grado di interessare il territorio nazionale;
- altri eventi radiologici/nucleari di rilevanza nazionale.
Questo piano offre preziose capacità nei seguenti ambiti:
- coordinamento nazionale;
- monitoraggio;
- supporto alle decisioni;
- comunicazioni;
- notifica internazionale.
Non si tratta di un piano di emergenza esterno preconfezionato per un futuro reattore a Montalto, Trino, Latina o in qualsiasi altro sito italiano.
Per un reattore domestico è necessario seguire la procedura specifica prevista dal Decreto Legislativo 101/2020.
7.37 Il prefetto è fondamentale per la pianificazione delle emergenze specifiche di ciascun sito.
Ai sensi del Decreto Legislativo 101/2020, il Prefetto predispone e aggiorna il piano di emergenza per gli impianti interessati, avvalendosi di un apposito comitato per la pianificazione delle emergenze radiologiche e nucleari.
Tra i partecipanti figurano:
- Questore;
- Vigili del fuoco;
- Carabinieri;
- autorità marittima, ove pertinente;
- Regione o provincia autonoma;
- amministrazioni locali;
- rappresentanti del Servizio Sanitario Nazionale;
- ARPA/APPA;
- titolare della licenza/operatore.
[L]
Questo è un aspetto significativo per la scelta del sito.
Un sito per un reattore, pur tecnicamente interessante, non è pronto per la realizzazione se il sistema istituzionale circostante non è in grado di elaborare ed eseguire il piano esterno.
7.38 Ogni reattore commerciale richiede un piano di emergenza esterno
L’articolo 177 del Decreto Legislativo 101/2020 prevede per ogni impianto nucleare interessato un piano di emergenza esterno , che stabilisca misure di protezione coordinate per la popolazione e i beni in caso di incidente.
L’operatore deve fornire la base tecnica utilizzata da ISIN e dalle autorità per stabilire le ipotesi di pianificazione. [L]
Il sistema di pianificazione delle emergenze richiede pertanto l’interazione tra:
Analisi della sicurezza dell’operatore → Valutazione tecnica ISIN → Pianificazione prefettizia/territoriale.
L’operatore non può definire unilateralmente il piano di emergenza pubblico.
7.39 Un nuovo impianto non può iniziare l’attività prima che siano stati approvati i piani di emergenza richiesti.
La legge italiana prevede espressamente che i nuovi impianti per i quali sono necessari piani di emergenza non possano iniziare l’attività prima che le autorità competenti abbiano approvato tali piani. [L]
Ai fini della pianificazione del programma, ciò crea un punto di svolta invalicabile per la messa in servizio.
La pianificazione delle emergenze non può essere rimandata agli ultimi mesi prima del carico di carburante.
Il processo richiede:
- informazioni tecniche sulla fonte dei termini;
- mappatura della popolazione;
- livelli di intervento;
- comunicazioni;
- disposizioni per l’evacuazione/alloggio;
- preparazione alla risposta sanitaria;
- esercizi.
Dovrebbe iniziare anni prima.
7.40 I piani di emergenza devono evolversi insieme al sito
Il piano esterno deve essere rivisto:
- quando cambiano le ipotesi rilevanti;
- in ogni caso almeno ogni tre anni .
La revisione deve tenere conto di:
- cambiamenti dell’ambiente fisico;
- cambiamenti demografici;
- risorse di risposta disponibili;
- evoluzione tecnologica;
- risultati dell’esercizio.
[L]
Ciò crea un obbligo di pianificazione del ciclo di vita.
Un sito per un reattore nucleare, accettabile per la popolazione circostante odierna, potrebbe richiedere diverse soluzioni in seguito a decenni di sviluppo urbano.
7.41 Gli esercizi fanno parte del sistema di sicurezza
La legge italiana prevede verifiche periodiche:
- piani di emergenza;
- Strumenti di implementazione;
- flessibile.
Il Dipartimento della Protezione Civile e il Prefetto operano nell’ambito delle rispettive competenze.
Il programma di una nuova costruzione dovrebbe quindi includere:
- esercitazioni al posto di comando;
- test di comunicazione;
- monitoraggio dell’implementazione;
- esercitazioni sul campo;
- test ospedalieri/del sistema sanitario;
- esercitazioni transfrontaliere, ove pertinenti.
La preparazione alle emergenze diventa una capacità operativa, non un semplice documento.
7.42 La protezione fisica è un sistema di sicurezza separato
La sicurezza nucleare chiede:
Come possiamo prevenire o mitigare guasti e incidenti?
La sicurezza nucleare chiede:
Come possiamo prevenire o mitigare gli atti dolosi?
L’Italia è vincolata dalla Convenzione sulla protezione fisica del materiale nucleare , compreso l’emendamento del 2005 ratificato dalla legge n. 58/2015.
Le normative nazionali richiedono inoltre piani di protezione fisica per il materiale e gli impianti nucleari.
L’architettura fondamentale di protezione fisica utilizza combinazioni di:
- rilevamento;
- ritardo;
- risposta;
- controllo degli accessi;
- controllo dei materiali;
- aree protette.
I dettagli relativi all’architettura di sicurezza dei singoli impianti devono rimanere riservati.
Questo rapporto, pertanto, non pubblica schemi tattici, dispiegamenti di guardie o vulnerabilità delle strutture.
7.43 La sicurezza deve essere progettata fin dall’inizio, non aggiunta dopo la costruzione delle opere civili.
Le dimensioni compatte di un SMR possono potenzialmente semplificare la sicurezza.
Ma i progetti modulari sollevano anche nuovi interrogativi:
- moduli reattore multipli;
- sale di controllo condivise;
- moduli fabbricati in fabbrica;
- trasporto di componenti nucleari;
- supporto digitale da remoto;
- potenzialmente più siti distribuiti.
L’AIEA pone sempre maggiore enfasi sulla sicurezza fin dalla fase di progettazione per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Per l’Italia, la sicurezza fisica dovrebbe quindi intervenire durante:
- selezione del sito;
- disposizione;
- progettazione edilizia;
- pianificazione degli accessi;
- logistica edile.
L’installazione di sistemi di sicurezza su un progetto industriale già completato comporterebbe costi e rischi inutili.
7.44 Un’area dismessa può creare vantaggi e svantaggi in termini di sicurezza
I siti industriali esistenti possono offrire:
- perimetro controllato;
- personale di sicurezza;
- accesso limitato;
- Esperienza nel settore portuale/logistico.
Ma gli impianti nelle vicinanze possono anche introdurre:
- materiali pericolosi;
- traffico stradale complesso;
- spedizione;
- oleodotti;
- accesso industriale condiviso;
- grandi gruppi di lavoratori temporanei.
Pertanto, un sito industriale dismesso a seguito di una miniera di carbone non è automaticamente più facile da mettere in sicurezza rispetto a un sito non edificato.
Gli studi sui rischi di origine antropica e sulle misure di protezione fisica devono essere integrati.
7.45 La sicurezza informatica diventa una questione di sicurezza nucleare
I reattori moderni utilizzano sistemi digitali per:
- strumentazione;
- controllare;
- monitoraggio;
- supporto alla sicurezza;
- sicurezza fisica;
- manutenzione;
- comunicazioni.
L’AIEA riconosce esplicitamente che la compromissione informatica dei sistemi di strumentazione e controllo digitali e dei sistemi associati può minacciare:
- sicurezza nucleare;
- sicurezza nucleare;
- protezione fisica.
La sicurezza informatica deve quindi riguardare più dei soli sistemi informatici d’ufficio.
Comprende i seguenti elementi rilevanti:
- reti di controllo degli impianti;
- sistemi di supporto alla sicurezza;
- sistemi di sicurezza fisica;
- sistemi di contabilità dei materiali;
- postazioni di lavoro per ingegneri;
- infrastruttura di manutenzione.
7.46 La sicurezza informatica nucleare richiede un’architettura a livelli e il controllo del ciclo di vita
Un programma credibile dovrebbe richiedere:
- difesa in profondità;
- zonizzazione di sicurezza;
- separazione rigorosa dei sistemi in base alla criticità;
- supporti rimovibili controllati;
- autenticazione/controllo degli accessi;
- registrazione/monitoraggio;
- gestione della configurazione;
- integrità del software;
- risposta agli incidenti.
L’architettura tecnica specifica dovrebbe rimanere confinata nella documentazione di sicurezza riservata, anziché essere divulgata pubblicamente.
Il principio fondamentale a livello governativo è che l’approvazione in materia di sicurezza informatica dovrebbe iniziare già in fase di progettazione , non dopo l’installazione.
7.47 Il rischio informatico del fornitore è particolarmente importante per un SMR importato
Il primo reattore italiano probabilmente utilizzerà una quantità considerevole di energia straniera:
- software;
- strumentazione;
- strumenti di ingegneria;
- supporto tecnico da remoto;
- sistemi di manutenzione proprietari.
La sovranità cibernetica dipende quindi in parte dai termini dei contratti di appalto.
Lo Stato dovrebbe richiedere chiarimenti su:
- proprietà del software;
- autorità di aggiornamento;
- divulgazione della vulnerabilità;
- gestione delle patch;
- accesso ai fornitori;
- sicurezza dei subappaltatori;
- supporto a lungo termine.
Un reattore i cui sistemi digitali, cruciali per la sicurezza, smettono di essere supportati vent’anni dopo la sua costruzione, crea una responsabilità di sicurezza a lungo termine.
7.48 NIS2 si applica insieme ai requisiti specifici per il settore nucleare
L’Italia ha recepito la direttiva europea NIS2 tramite il decreto legislativo n. 138/2024 , entrato in vigore nell’ottobre 2024.
Il più ampio quadro europeo NIS2 impone obblighi di cybersicurezza ai settori essenziali, tra cui quello dell’elettricità, e comprende espressamente i produttori di energia elettrica interessati, inclusa la produzione nucleare.
Questo regime richiede controlli organizzativi che coprano aree quali:
- gestione del rischio;
- gestione degli incidenti;
- continuità operativa;
- sicurezza della catena di approvvigionamento.
Ma NIS2 non sostituisce la sicurezza informatica specifica per il settore nucleare.
La gerarchia corretta è:
Diritto informatico generale per le infrastrutture critiche + requisiti di sicurezza specifici per il settore nucleare.
7.49 Sicurezza e protezione possono entrare in conflitto se l’architettura è progettata male
La sicurezza informatica può favorire:
- isolamento;
- connettività limitata.
La sicurezza operativa potrebbe richiedere:
- disponibilità delle informazioni;
- accesso diagnostico;
- comunicazioni.
La sicurezza fisica può limitare:
- movimento;
- accesso.
La risposta alle emergenze potrebbe richiedere:
- ingresso rapido;
- evacuazione.
Questi obiettivi devono pertanto essere integrati.
Un reattore sicuro non dovrebbe diventare pericoloso perché le misure di sicurezza impediscono l’adozione delle misure di sicurezza necessarie.
Un reattore sicuro non dovrebbe diventare vulnerabile perché l’accesso di emergenza o per la manutenzione aggira i controlli di sicurezza.
7.50 La minaccia interna deve essere inclusa
La sicurezza nucleare non può concentrarsi esclusivamente sugli aggressori esterni.
I dipendenti e i collaboratori esterni possono possedere:
- accesso autorizzato;
- conoscenze ingegneristiche;
- credenziali.
Pertanto, i programmi di sicurezza richiedono misure che comprendano:
- affidabilità del personale;
- minimizzazione degli accessi;
- separazione dei compiti;
- monitoraggio;
- controllo dei fornitori.
Questo problema assume particolare importanza durante la fase di costruzione, quando migliaia di lavoratori temporanei possono accedere al cantiere.
7.51 La sicurezza della costruzione inizia prima dell’arrivo del combustibile nucleare
Un reattore diventa un elemento sensibile per la sicurezza ancor prima dell’immissione del primo combustibile.
La fase di costruzione prevede:
- attrezzature legate alla sicurezza;
- sistemi digitali;
- design proprietari;
- componenti della catena di approvvigionamento.
Componenti contraffatti, modifiche dolose o software compromesso introdotti durante la produzione possono sopravvivere fino al funzionamento.
Pertanto, la garanzia della sicurezza dovrebbe estendersi a:
fabbrica → trasporto → installazione in loco → collaudo → funzionamento.
7.52 L’attuale responsabilità nucleare dell’Italia è rigorosa e incanalata verso l’operatore
Il quadro normativo della Convenzione di Parigi stabilisce il principio distintivo in materia di responsabilità nucleare, secondo il quale la responsabilità per i danni nucleari coperti dalla garanzia ricade generalmente sul gestore dell’impianto nucleare.
Il regime si basa su:
- responsabilità oggettiva;
- principi di esclusiva/canalizzazione;
- garanzia finanziaria obbligatoria;
- norme giurisdizionali.
Ciò evita che le vittime debbano dimostrare la negligenza di più appaltatori.
Ciò significa anche che l’operatore autorizzato deve avere una struttura finanziaria tale da poter rispettare il regime di responsabilità previsto dalla legge.
7.53 L’Italia attualmente utilizza un importo di responsabilità generale dell’operatore pari a 700 milioni di euro
L’Italia ha attuato il regime di Parigi/Bruxelles modificato attraverso una legislazione nazionale.
Per gli impianti nucleari ordinari coperti da assicurazione, l’importo generale della responsabilità del gestore in Italia è di 700 milioni di euro per incidente nucleare .
Il regime internazionale modificato, entrato in vigore il 1° gennaio 2022, ha aumentato significativamente i risarcimenti.
Il Ministero degli Affari Esteri italiano descrive la struttura generale come segue:
- almeno 700 milioni di euro di copertura assicurativa per operatori ai sensi della Convenzione di Parigi;
- finanziamenti supplementari pubblici/internazionali ai sensi della Convenzione di Bruxelles;
- Struttura complessiva di compensazione garantita che raggiunge almeno 1,5 miliardi di euro .
[L/G]
7.54 Per le attività a basso rischio sono previsti importi di responsabilità inferiori.
Il quadro normativo rivisto consente importi inferiori per determinate categorie.
Il Ministero degli Affari Esteri italiano registra minimi di circa:
- 70 milioni di euro per alcuni impianti a basso rischio;
- 80 milioni di euro per il trasporto di materiale nucleare.
[G]
Questi valori più bassi sono rilevanti per l’attuale panorama italiano di:
- strutture di ricerca;
- smantellamento;
- deposito temporaneo;
- trasporto.
Non dovrebbero essere utilizzati come parametri di riferimento per la futura responsabilità di un reattore nucleare commerciale in esercizio.
7.55 La “responsabilità illimitata dell’operatore” non è l’attuale linea di base italiana
Alcuni Stati membri della Convenzione di Parigi impongono agli operatori una responsabilità che va oltre i minimi previsti dal trattato, arrivando a includere una responsabilità illimitata ai sensi della legislazione nazionale.
L’attuale architettura generale italiana utilizza invece il livello statutario di 700 milioni di euro.
Pertanto, i documenti governativi non dovrebbero affermare che gli operatori nucleari italiani sono già soggetti a responsabilità illimitata.
Se il governo decidesse che una futura flotta di nuove costruzioni giustifichi un importo maggiore o illimitato, ciò richiederebbe un cambiamento legislativo/politico deliberato.
Questa decisione dovrebbe essere presa prima che il primo progetto raggiunga la chiusura finanziaria, poiché la struttura delle responsabilità influisce su:
- assicurazione;
- finanziamento del progetto;
- capitalizzazione dell’operatore.
7.56 La responsabilità nucleare non è la stessa cosa dell’assicurazione ordinaria degli impianti.
La responsabilità nucleare di terzi copre una specifica classe di danni nucleari nell’ambito del regime internazionale/nazionale.
Un progetto di reattore richiede anche un’assicurazione commerciale o un’allocazione del rischio per altre esposizioni quali:
- danni alla struttura;
- guasto ai macchinari;
- proprietà;
- interruzione dell’attività;
- ritardo all’avvio;
- responsabilità del datore di lavoro
Tali rischi non scompaiono con l’esistenza della Convenzione di Parigi.
Il pacchetto assicurativo completo comprende quindi diversi livelli distinti.
7.57 La capacità del mercato assicurativo deve essere testata prima della chiusura finanziaria
L’assicurazione di responsabilità civile nucleare è specializzata.
Un programma volto a realizzare diversi nuovi reattori dovrebbe stabilire:
- capacità della piscina domestica;
- Riassicurazione internazionale;
- esclusioni;
- interazione cibernetica-nucleare;
- Trattamento antiterrorismo/sicurezza;
- copertura durante il periodo di costruzione.
Qualora la capacità commerciale sia insufficiente, allo Stato potrebbe essere richiesto di assumersi il rischio residuo.
Ciò creerebbe una potenziale responsabilità pubblica e dovrebbe essere visibile nella valutazione del progetto da parte del MEF, anziché emergere dopo l’aggiudicazione.
[IN]
7.58 I fondi di responsabilità e i fondi per lo smantellamento sono obbligazioni finanziarie diverse
I fondi del ciclo di vita del Capitolo 6 coprono:
- combustibile esaurito;
- sciupare;
- smantellamento.
L’assicurazione di responsabilità civile nucleare copre i danni derivanti da un incidente nucleare.
L’uno non può sostituire l’altro.
L’operatore ha quindi bisogno di entrambi:
finanziamento del ciclo di vita
E
incidente di sicurezza finanziaria.
7.59 La notifica ambientale transfrontaliera è un requisito reale del progetto
Gli impatti nucleari non si fermano ai confini amministrativi.
La Convenzione di Espoo considera le centrali nucleari e i reattori come progetti che possono richiedere una valutazione di impatto ambientale transfrontaliera qualora si possano verificare effetti negativi significativi in un altro Stato parte.
Lo Stato di origine deve notificare agli Stati potenzialmente interessati un preavviso sufficiente per consentire una partecipazione significativa.
Analogamente, l’articolo 7 della direttiva UE sulla valutazione di impatto ambientale (VIA) impone a uno Stato membro di fornire informazioni sul progetto e sull’ambiente a un altro Stato membro qualora siano probabili effetti transfrontalieri significativi o qualora lo Stato interessato richieda la partecipazione. [L]
Per l’Italia, ciò può coinvolgere gli stati confinanti a seconda di:
- sito;
- via di rilascio;
- spartiacque;
- meteorologia;
- distanza.
7.60 La consultazione transfrontaliera si basa sull’impatto, non su un diritto di veto universale dei quattro paesi.
Il documento di incarico individua:
- Francia;
- Svizzera;
- Slovenia;
- Austria.
Si tratta di stati confinanti rilevanti.
Ma il requisito legale non dovrebbe essere semplificato a:
“Ogni reattore italiano necessita dell’approvazione di tutte e quattro.”
Ciò è errato.
La procedura transfrontaliera dipende dai potenziali effetti significativi e dallo strumento giuridico applicabile.
Una località situata nel nord o nel nord-est Italia potrebbe offrire maggiori motivazioni per la partecipazione diretta dei paesi limitrofi rispetto a una località nel sud Italia.
Lo Stato interessato ha diritto di consultazione e di partecipazione.
Non acquisisce automaticamente il diritto di veto sulle decisioni energetiche sovrane dell’Italia.
7.61 Francia, Slovenia e Austria si avvalgono direttamente del diritto ambientale dell’UE
Francia, Slovenia e Austria sono Stati membri dell’UE.
Ove pertinente, un progetto può coinvolgere:
- Direttiva VIA, articolo 7;
- Procedure Euratom;
- Cooperazione dell’UE in materia di emergenze radiologiche.
Un futuro progetto italiano sufficientemente vicino da poter generare effetti transfrontalieri credibili dovrebbe coinvolgere queste autorità fin dalle prime fasi, anziché attendere una notifica formale in fase avanzata.
Una consultazione tardiva comporta un prevedibile rischio di contenzioso e di natura diplomatica.
7.62 La Svizzera richiede un percorso legale diverso
La Svizzera non è uno Stato membro dell’UE.
Rimane rilevante grazie a:
- Espoo;
- cooperazione bilaterale/internazionale;
- Convenzioni di emergenza dell’AIEA;
- Disposizioni interne italiane in materia di emergenza transfrontaliera.
Pertanto, un reattore dell’Italia settentrionale non può semplicemente presumere che la procedura UE concepita per la Francia o l’Austria esaurisca i requisiti di consultazione svizzera.
7.63 L’articolo 37 di Euratom crea una revisione separata da parte della Commissione
Ai sensi dell’articolo 37 del Trattato Euratom , gli Stati membri forniscono alla Commissione europea dati generali sui piani per lo smaltimento dei rifiuti radioattivi qualora la loro attuazione possa causare la contaminazione radioattiva di un altro Stato membro:
- acqua;
- suolo;
- spazio aereo.
La Commissione, dopo aver consultato il proprio gruppo di esperti, emette quindi un parere.
Questo non è identico a una valutazione di impatto ambientale (VIA).
Si tratta di un meccanismo di revisione radiologica transfrontaliera.
L’Italia ha già utilizzato questa procedura per attività nucleari, tra cui lo smantellamento di siti preesistenti.
Un futuro programma di reattori deve quindi includere l’articolo 37 nel suo percorso critico normativo, anziché scoprirlo dopo l’autorizzazione nazionale. [L]
7.64 La pianificazione delle emergenze deve tenere conto degli effetti in altri stati.
La legge italiana è esplicita.
L’articolo 189 del decreto legislativo 101/2020 richiede che la pianificazione delle emergenze tenga conto delle conseguenze che potrebbero interessare altri Stati, compresi gli Stati extra-UE.
Richiede che il Dipartimento della Protezione Civile e l’ISIN, insieme al Ministero degli Esteri, cooperino con gli Stati membri dell’UE potenzialmente interessati e con i paesi terzi per agevolare le misure di radioprotezione e coordinare i piani di emergenza. [L]
Ciò crea un obbligo legale nazionale diretto che va oltre la fase di autorizzazione ambientale.
7.65 La notifica transfrontaliera dovrebbe essere trattata come pianificazione della resilienza, non come formalità diplomatica.
Un incidente grave potrebbe richiedere agli stati confinanti di prendere in considerazione:
- controlli alimentari;
- restrizioni agricole;
- monitoraggio;
- Politica di profilassi con iodio;
- informazioni di viaggio.
Un coordinamento tempestivo migliora la risposta anche laddove la probabilità di un evento del genere sia estremamente bassa.
Per un sito situato nel nord Italia, esercitazioni congiunte e scambio di dati di monitoraggio potrebbero quindi risultare utili a prescindere dai requisiti legali minimi.
7.66 La sicurezza dell’alimentazione elettrica esterna deve essere inclusa sia nell’analisi della sicurezza della rete elettrica che in quella della sicurezza nucleare.
Un reattore fornisce elettricità alla rete.
Dipende inoltre dalla rete elettrica per importanti funzioni operative e di sicurezza.
La perdita di alimentazione elettrica esterna rappresenta pertanto uno scenario di sicurezza.
Il sito deve possedere solide capacità alternative attraverso combinazioni di:
- connessioni di rete ridondanti;
- generatori di emergenza;
- batterie;
- sistemi passivi.
Un sito dotato di un robusto nodo a 380 kV è prezioso non solo per l’esportazione di energia prodotta, ma anche perché può supportare una solida architettura di alimentazione esterna.
La progettazione dettagliata rimane specifica per ciascun reattore.
7.67 Non si deve presumere che le centrali nucleari ordinarie possano avere un riavvio a freddo.
La maggior parte dei reattori convenzionali non viene generalmente considerata una risorsa nazionale primaria per l’avvio a freddo, poiché richiede sistemi ausiliari considerevoli durante la fase di avviamento.
Alcuni progetti futuri potrebbero offrire funzionalità diverse.
A meno che non sia specificamente dimostrato e autorizzato, l’Italia non dovrebbe considerare un SMR come una risorsa di avvio a freddo solo perché è di piccole dimensioni.
La pianificazione di un avvio a freddo dovrebbe rimanere appannaggio di risorse tecnicamente qualificate per tale servizio.
7.68 La resilienza informatica della connessione alla rete è importante quanto l’isola del reattore.
Un impianto può avere un sistema di strumentazione e controllo interno altamente protetto, ma dipendere comunque da:
- Terna Communication;
- sistemi di dispaccio;
- misurazione;
- protezione della rete;
- sistemi di mercato.
La resilienza informatica, pertanto, trascende i confini organizzativi tra:
- operatore;
- Tre;
- venditori;
- fornitori di servizi di telecomunicazione;
- regolatore.
L’interfaccia deve essere considerata un’infrastruttura critica.
7.69 L’adattamento climatico fisico dovrebbe essere integrato nella progettazione iniziale, non aggiunto in un secondo momento.
Per un impianto con una vita utile prevista di 60 anni, le misure di adattamento possono includere:
- barriere antialluvione più alte;
- attrezzature di sicurezza elevate;
- raffreddamento diversificato;
- margini di dissipazione del calore più ampi;
- prese d’acqua protette;
- gestione degli incendi boschivi;
- qualificazione per temperature estreme.
In genere, integrare queste misure durante la fase di progettazione iniziale è meno problematico che installarle decenni dopo.
L’ente regolatore dovrebbe pertanto richiedere proiezioni dei rischi per l’intera durata di vita del prodotto, anziché istantanee dei rischi attuali.
7.70 Il valore del sistema e il valore ambientale devono essere modellati insieme
Lo stesso attributo del reattore può avere conseguenze opposte.
sito costiero
Vantaggi per il sistema/l’ambiente: dissipatore di calore affidabile, rete potenzialmente robusta e porta industriale.
Rischi: ecologia marina, tsunami, innalzamento del livello del mare.
Sito interno
Vantaggio: potenziale maggiore facilità di separazione tra sicurezza portuale e rischio tsunami e minore esposizione agli tsunami.
Rischi: scarsità di acqua dolce e limitazioni dovute al calore dei fiumi.
Sito multi-modulo
Vantaggio: capacità differenziata e viaggi più brevi per singola unità.
Rischio: pericoli correlati di causa comune e sistemi condivisi.
Cogenerazione industriale
Vantaggio: maggiore utilizzo dell’energia.
Rischio: pericoli esterni di natura industriale.
Una decisione importante relativa al sito/alla tecnologia non può quindi ottimizzare una singola variabile in modo indipendente.
7.71 Indicatori chiave di prestazione (KPI) del sistema di valutazione della Corte dei conti
Il programma futuro dovrebbe monitorare indicatori quantitativi tra cui:
| KPI | Scopo |
|---|---|
| Fattore di disponibilità equivalente nucleare | Affidabilità operativa reale |
| Tasso di interruzione forzata | Contributo adeguato |
| Ore di declassamento dovute a condizioni climatiche | Resistenza al calore/all’acqua |
| Sovrapposizione dell’interruzione programmata con lo stress del sistema | Pianificazione della capacità |
| La maggiore perdita di alimentazione credibile | Requisiti di riserva |
| Capacità di potenza reattiva | Supporto griglia |
| Prelievo idrico per MWh | Impatto dell’acqua |
| Consumo di acqua per MWh | Impatto della siccità |
| Eventi di superamento della scarica termica | Conformità ambientale |
| Incidenti informatici significativi per la sicurezza | resilienza informatica |
| Eventi di sicurezza fisica da segnalare | Sicurezza |
| Risultati dell’esercitazione sul piano di emergenza chiusi | Preparazione |
| Assicurazione di responsabilità civile/copertura di sicurezza finanziaria | Protezione fiscale/legale |
| Azioni transfrontaliere completate nei tempi previsti | Esecuzione regolamentare |
Questi indicatori dovrebbero essere verificabili e pubblicati a un livello appropriato, senza rivelare dettagli sensibili relativi alla sicurezza.
7.72 Requisiti minimi di progettazione integrata per un FOAK italiano
Prima di autorizzare la costruzione, lo Stato dovrebbe richiedere la dimostrazione di:
Griglia
- Accordo di connessione Terna;
- studi di stabilità;
- Conformità N-1;
- analisi della perdita di alimentazione;
- implicazioni sulle riserve.
Acqua
- bilancio idrico di raffreddamento durante l’intero ciclo di vita;
- caso di siccità;
- caso di temperature estreme;
- custodia alternativa per dissipatore di calore.
Clima
- calore futuro;
- alluvione;
- siccità;
- livello del mare, ove pertinente;
- rischi complessi.
sismico
- analisi di rischio psicosociale specifica per il sito;
- revisione della capacità di errore;
- liquefazione;
- rischi secondari.
Sicurezza nucleare
- analisi deterministica della sicurezza;
- valutazione probabilistica della sicurezza;
- analisi degli incidenti gravi;
- termine di origine;
- difesa in profondità.
Emergenza
- base per la pianificazione esterna delle emergenze;
- capacità di intervento territoriale;
- programma di esercizi.
Sicurezza
- protezione fisica;
- sicurezza informatica;
- sicurezza della catena di approvvigionamento.
Responsabilità
- sicurezza finanziaria dell’operatore;
- architettura assicurativa;
- Conformità alle normative di Parigi/Bruxelles.
Internazionale
- Consultazione con Espoo/EIA ove necessario;
- Articolo 37 dell’Euratom;
- coordinamento delle emergenze.
Il fallimento in un ambito non può essere compensato dall’eccellenza in un altro.
7.73 Differenze di impatto principali per famiglia di reattori
| Tecnologia | Vantaggio del sistema | Problema ambientale/di sicurezza che richiede particolare attenzione |
|---|---|---|
| BWRX-300 | ~300 MWe di generazione modulare affidabile; impianto sincrono | Raffreddamento LWR, modello operativo BWR, termine sorgente specifico del sito |
| Holtec SMR-300 | Architettura PWR, opzione di raffreddamento a secco promossa | Prestazioni del sistema di raffreddamento a secco alle temperature estreme italiane; dati FOAK |
| AP300 | PWR sincrono derivato da AP1000 | Prima dimostrazione di progettazione nel suo genere, configurazione acqua/raffreddamento |
| NUWARD | Reattori PWR europei, concetto di cogenerazione | Il progetto è ancora in fase di sviluppo; raffreddamento del sito e termine di fornitura finale |
| Rolls-Royce SMR | Unità fissa da 470 MWe | Requisiti di raffreddamento/contingenza singola superiori rispetto ai progetti da ~300 MWe |
| NuScale | Piccoli moduli indipendenti da 77 MWe | Rischio di modo comune multi-modulo; inventario totale del sito |
| Xe-100 | 80 moduli MWe; calore ad alta temperatura | Modello TRISO/grafite per emergenze/rifiuti; sicurezza HALEU |
| Sodio | Accumulo termico; aumento di potenza programmabile | Chimica della combustione del sodio, HALEU, caso di emergenza del reattore avanzato |
| newcleo LFR | Sistema di cavi a bassa pressione; calore industriale | Qualifica di piombo/materiale/combustibile e termine di fornitura iniziale |
| EAGLES-300 | sistema avanzato collegato all’Italia | Livello di maturità della dimostrazione/licenza prima che le ipotesi di emergenza possano essere convalidate |
Nessuna voce nella tabella rappresenta un giudizio definitivo sulla sicurezza.
7.74 La “sicurezza passiva” deve essere verificata secondo i rischi esterni previsti dalla normativa italiana.
I sistemi passivi possono fornire un’importante resilienza perché possono basarsi su:
- gravità;
- circolazione naturale;
- acqua immagazzinata;
- convezione;
- differenze di pressione.
Ciò può ridurre la dipendenza da:
- pompe azionate;
- azione dell’operatore;
- elettricità esterna.
Ma le prestazioni passive dipendono dalle condizioni fisiche.
Deve essere dimostrato in base a:
- temperatura ambiente estrema;
- allagamento;
- movimento sismico;
- ostruzione;
- eventi multi-unità.
La domanda regolamentare corretta non è quindi:
“Il reattore è passivo?”
È:
“Le funzioni passive rimangono disponibili per l’intero periodo di adattamento richiesto, tenendo conto dei rischi esterni che delimitano il sito italiano?”
7.75 Un primo reattore non dovrebbe ricevere una pianificazione di emergenza ridotta solo per favorire le politiche di localizzazione.
Una zona economica speciale più piccola può migliorare significativamente:
- opzioni di ubicazione;
- accettazione da parte del pubblico;
- logistica di emergenza.
Ciò crea un incentivo a presumere conseguenze favorevoli in caso di incidente.
L’autorità di regolamentazione deve opporsi a tale sequenza.
L’ordine corretto è:
analisi di sicurezza della progettazione → termine sorgente → analisi della dose → determinazione della EPZ
non:
sito desiderato → zona di esproprio politicamente accettabile → analisi di sicurezza adeguata di conseguenza.
In questo contesto, l’indipendenza degli organismi di regolamentazione riveste un’importanza particolare.
7.76 La classificazione di sicurezza non deve diventare una scusa per l’insufficienza di prove pubbliche
Alcune informazioni sulle piante devono giustamente rimanere riservate.
Ciò include informazioni tattiche sulla protezione fisica e un’architettura informatica dettagliata.
Tuttavia, la classificazione di sicurezza non dovrebbe impedire la divulgazione pubblica di:
- Base di sicurezza di alto livello;
- pianificazione delle emergenze;
- impatto ambientale;
- Risultati delle normative;
- categorie di incidenti;
- stato di conformità.
Un processo democratico di individuazione dei siti richiede informazioni sufficienti per un esame pubblico significativo, senza tuttavia rivelare vulnerabilità sfruttabili.
7.77 La resilienza climatica dovrebbe essere inclusa nella due diligence finanziaria
Un impianto che subisce regolarmente danni a causa dell’acqua calda o della siccità genera minori ricavi.
Pertanto, l’adattamento climatico non è solo una questione di sicurezza/ambientale.
Colpisce:
- fattore di capacità;
- Volume CfD;
- servizio del debito;
- economia del progetto.
Gli istituti di credito dovrebbero ricevere:
- Scenari di produzione corretti per il clima;
- casi di stress da acqua di raffreddamento;
- adattamento CAPEX.
Altrimenti, i modelli finanziari potrebbero sovrastimare sistematicamente la disponibilità degli impianti.
7.78 La co-locazione dei data center non dovrebbe ricevere un trattamento privilegiato in assenza di prove di sistema
I data center potrebbero diventare clienti di riferimento di grande valore.
Ma un accordo bilaterale privato non dovrebbe essere consentito per generare costi sproporzionati per la rete elettrica nazionale.
Il governo/ARERA/Terna dovrebbe stabilire:
- chi paga il rinforzo della connessione;
- se la capacità nucleare è dedicata o condivisa;
- come vengono coperte le interruzioni di servizio;
- se il carico co-localizzato partecipa alla gestione della domanda;
- se gli utenti della rete elettrica sovvenzionano le infrastrutture private.
Una strategia per un data center nucleare dovrebbe pertanto essere valutata come una transazione di sistema , non solo come un contratto di acquisto di energia a fini commerciali.
7.79 La co-localizzazione dell’idrogeno richiede una valutazione degli impianti pericolosi
L’idrogeno introduce:
- infiammabilità;
- esplosione;
- magazzinaggio;
- Rischi legati agli oleodotti.
Pertanto, qualsiasi elettrolizzatore o impianto industriale di produzione di idrogeno adiacente a un reattore deve essere incluso nell’analisi di sicurezza nucleare in caso di eventi esterni.
Il vantaggio economico derivante dalla vicinanza fisica deve essere bilanciato con l’esigenza di mantenere una sufficiente separazione fisica e protezione.
7.80 La sicurezza dei clienti del calore è importante per le operazioni nucleari
Un reattore che fornisce vapore a un cliente industriale crea interdipendenza.
Se l’impianto industriale si arresta improvvisamente, il reattore deve dissipare o reindirizzare il calore in modo sicuro.
Pertanto, i progetti di cogenerazione richiedono:
- sistemi di bypass;
- dissipazione del calore alternativa;
- accordi contrattuali/di spedizione.
La sicurezza nucleare non può dipendere dalla disponibilità continua del fabbisogno di calore del cliente industriale.
7.81 Il nuovo nucleare dovrebbe essere valutato negli stessi anni climatici delle energie rinnovabili
Terna utilizza già più anni climatici nella modellazione dell’adeguatezza.
Un futuro studio sul sistema nucleare dovrebbe utilizzare gli stessi scenari climatici per:
- Produzione da fonti rinnovabili;
- idroelettrico;
- richiesta;
- declassamento della temperatura/acqua nucleare.
Altrimenti l’analisi risulterebbe internamente incoerente.
Ad esempio, un anno caratterizzato da un clima estremamente caldo e secco può contemporaneamente:
- ridurre l’idro;
- aumento della richiesta di raffreddamento;
- aumentare la domanda di elettricità;
- portata del fiume inferiore;
- limitare il raffreddamento termico.
Le correlazioni climatiche sono importanti.
7.82 Non si dovrebbe presumere che la disponibilità nucleare sia indipendente dal clima
I modelli tradizionali di adeguatezza delle risorse a volte trattano le interruzioni forzate in modo statisticamente indipendente dalle condizioni meteorologiche.
Per una flotta italiana, questa ipotesi dovrebbe essere verificata.
Le possibili correlazioni meteorologiche includono:
- riscaldamento → raffreddamento declassamento;
- siccità → restrizioni fluviali;
- alluvione → problema di sito multi-unità;
- Incendio boschivo → interruzione della rete elettrica.
Un futuro modello di adeguatezza dovrebbe includere queste correlazioni laddove le evidenze le supportino.
7.83 La diversificazione multisito ha valore
Una flotta futura da 8-16 GW concentrata in pochi siti potrebbe trovarsi ad affrontare problematiche correlate:
- sismico;
- alluvione;
- trasmissione;
- griglia regionale;
rischi.
La distribuzione dei moduli in siti geograficamente distinti può migliorare la resilienza.
Ma la diversificazione aumenta:
- carico di lavoro relativo alle licenze;
- perimetri di sicurezza;
- personale operativo;
- consultazione locale;
- mobilitazione per la costruzione.
Pertanto, l’architettura ottimale della flotta rappresenta un compromesso tra:
economie di replicazione del sito
E
Diversificazione geografica del rischio.
7.84 L’onere della sicurezza aumenta anche in proporzione al numero di siti
Venti moduli da 300 MWe situati presso:
- cinque siti da quattro moduli
creare un sistema di sicurezza diverso da:
- venti siti a modulo singolo.
Quest’ultimo può migliorare la diversificazione geografica ma aumenta drasticamente:
- perimetri protetti;
- personale di sicurezza;
- organizzazioni di emergenza;
- interfaccia con le autorità locali.
Questo è un altro motivo per cui “20 SMR” non rappresenta un piano nazionale completo.
La configurazione è importante.
7.85 I reattori di piccole dimensioni non implicano automaticamente costi di sicurezza ridotti.
Molti costi di sicurezza sono in parte fissi per ogni sito:
- accesso protetto;
- monitoraggio;
- risposta;
- operazioni informatiche;
- organizzazione di emergenza.
Pertanto, un singolo reattore di piccole dimensioni può sostenere un costo di sicurezza per MWh superiore rispetto a un sito con più unità.
Questo aspetto dovrebbe essere incluso nei confronti economici.
7.86 Anche le assicurazioni potrebbero favorire la standardizzazione delle flotte
Le compagnie assicurative e i consorzi nucleari ottengono maggiore fiducia laddove:
- I progetti sono standardizzati;
- L’esperienza operativa si accumula;
- Esistono dati comuni sui sinistri.
Una flotta italiana eterogenea, composta da diverse tecnologie FOAK, sarebbe più difficile da valutare rispetto a un progetto replicato con comprovata esperienza operativa a livello internazionale.
L’assicurazione è quindi un altro vantaggio della standardizzazione spesso sottovalutato.
7.87 Le relazioni transfrontaliere dovrebbero iniziare prima della notifica formale
Per i siti in grado di influenzare gli stati limitrofi, l’Italia dovrebbe creare tempestivamente canali tecnici con:
- Autorità/enti regolatori francesi;
- Autorità svizzere;
- Autorità slovene;
- Autorità austriache.
I possibili argomenti includono:
- monitoraggio;
- comunicazioni di emergenza;
- modellazione di incidenti gravi;
- esercizi.
Ciò non comporta il trasferimento della sovranità italiana in materia di licenze.
Riduce i conflitti nelle fasi avanzate.
7.88 La notifica internazionale può diventare un rischio di ritardo se avviata troppo tardi
Un progetto che completa la propria valutazione ambientale nazionale e solo successivamente avvia la consultazione transfrontaliera presenta i seguenti rischi:
- richieste di informazioni aggiuntive;
- alternative riaperte;
- udienze pubbliche all’estero;
- ritardo nella programmazione.
Pertanto, il programma del progetto dovrebbe includere un flusso di lavoro transfrontaliero dedicato fin dalla fase di definizione dell’ambito.
7.89 Registro dei rischi di sistema/ambiente/sicurezza
| Rischio | Conseguenza | Gravità prima delle misure di mitigazione |
|---|---|---|
| Capacità nucleare accreditata al valore nominale | Rischio di adeguatezza sottovalutato | ALTO |
| Concentrazione eccessiva in un nodo della griglia | Interruzione di modalità comune di maggiore entità | ALTO |
| Ipotesi sull’acqua di raffreddamento basata sul clima storico | Sfida futura in termini di declassamento/sicurezza | CRITICO |
| Il raffreddamento a secco è considerato neutro in termini di prestazioni. | Perdita di costi/produzione sottovalutata | MEDIO/ALTO |
| Il sito è stato selezionato esclusivamente in base alla classificazione sismica civile. | Basi inadeguate per la sicurezza nucleare | CRITICO |
| Si presume che l’EPZ sia assente perché il reattore è un SMR. | Mancato rispetto delle normative/della sicurezza | CRITICO |
| L’attuale piano nazionale per incidenti all’estero è trattato come un piano per impianti nazionali. | Lacuna nella preparazione alle emergenze | CRITICO |
| Sicurezza fisica aggiunta in ritardo | Riprogettazione/costi/esposizione alla sicurezza | ALTO |
| La sicurezza informatica è trattata come una normale informatica. | Esposizione alla sicurezza/protezione nucleare | CRITICO |
| Dipendenza digitale del fornitore importato non gestita | Blocco del fornitore/cibernetica durante l’intero ciclo di vita | ALTO |
| Responsabilità illimitata assunta per 700 milioni di euro | Modellazione fiscale/legale errata | ALTO |
| Capacità assicurativa verificata dopo l’appalto | responsabilità contingente statale | ALTO |
| La consultazione transfrontaliera è stata rinviata. | Ritardo nell’autorizzazione/contenzioso | MEDIO/ALTO |
7.90 Fasi decisionali prima della prima autorizzazione edilizia
Porta S1 — Adeguatezza della griglia
Terna deve certificare l’architettura di connessione e modellare il reattore nell’ambito di studi probabilistici di adeguatezza nazionale.
Cancello S2 — Raffreddamento
Il progetto deve dimostrare un’adeguata dissipazione del calore, sia in condizioni normali che di sicurezza, in base agli scenari climatici previsti per l’intero ciclo di vita.
Porta S3 — Rischi sismici/esterni
L’analisi del rischio nucleare specifica per il sito deve essere approvata dall’ente regolatore della sicurezza.
Porta S4 — Termine sorgente
Il progetto deve fornire un’analisi degli incidenti gravi/delle cause scatenanti conforme alle normative vigenti.
Porta S5 — Pianificazione delle emergenze
Le basi per la pianificazione esterna delle emergenze devono essere dimostrabilmente attuabili.
Cancello S6 — Sicurezza fisica
La sicurezza deve essere integrata fin dalla fase di progettazione, prima della definizione del layout finale.
Gate S7 — Cyber
Il piano di sicurezza informatica nucleare per l’intero ciclo di vita e gli obblighi dei fornitori devono essere approvati.
Cancello S8 — Responsabilità
La sicurezza finanziaria e assicurativa dell’operatore devono essere conformi ai requisiti italiani, parigini e di Bruxelles.
Porta S9 — Procedura transfrontaliera
Le procedure di Espoo/VIA/Euratom devono essere attivate ove applicabile.
Nessun progetto dovrebbe passare alla fase di costruzione irreversibile solo perché ha avuto successo dal punto di vista energetico-economico, pur non superando queste prove.
7,91 Valutazione complessiva
L’argomento più convincente a favore del nucleare in Italia non è la sua capacità di sostituire le energie rinnovabili.
Ciò significa che un sistema elettrico italiano ad alta quota di energie rinnovabili richiederà comunque quantità significative di capacità affidabile e diversificata in base alle condizioni meteorologiche, nonché di servizi di sistema .
La modellazione di adeguatezza di Terna dimostra la portata della sfida quando grandi quantità di generazione convenzionale programmabile vengono dismesse senza un’adeguata sostituzione. In base a ipotesi estreme di dismissione economica, le condizioni di perdita di carico previste aumentano drasticamente entro il 2030-2035. [G]
Una flotta nucleare potrebbe ridurre tale esposizione.
Ma il suo contributo deve essere confrontato con altre risorse fisse/flessibili e calcolato in modo probabilistico, anziché essere accreditato automaticamente in base alla produzione nominale.
Il vincolo ambientale più importante è rappresentato dall’acqua e dal clima .
La vecchia geografia nucleare italiana è stata selezionata in base a un diverso scenario climatico di riferimento.
Un reattore operativo dalla fine degli anni 2030 verso la fine del secolo deve invece essere progettato per:
- aria più calda;
- acqua più calda;
- siccità;
- variazione dei flussi di Po;
- precipitazioni estreme;
- alluvione;
- innalzamento del livello del mare nelle zone costiere.
Il raffreddamento a secco può ridurre significativamente la dipendenza dall’acqua dolce, ma comporta costi e prestazioni inferiori. Il raffreddamento costiero riduce la competizione per l’acqua dolce, aumentando al contempo l’importanza di fenomeni come tsunami, mareggiate, ecologia marina e variazioni del livello del mare.
Il principio di sicurezza più importante è altrettanto chiaro.
Il quadro giuridico italiano richiede già che un nuovo reattore minimizzi il rischio di pericoli esterni estremi, applichi una difesa in profondità ed eviti rilasci accidentali le cui conseguenze protettive diventino illimitate nel tempo o nello spazio. [L]
Le caratteristiche SMR possono migliorare il termine sorgente dell’incidente.
Non costituiscono un’esenzione legale.
La pianificazione delle emergenze rimane obbligatoria e deve derivare dalla progettazione e dal sito. L’attuale architettura nazionale per le emergenze radiologiche fornisce all’Italia una base istituzionale, ma un reattore nazionale richiede un nuovo piano di emergenza esterno specifico per il sito, che coinvolga il Prefetto, l’ISIN/futuro ente regolatore, la Regione, i comuni, i servizi sanitari, i servizi di emergenza e le autorità ambientali. [L]
Allo stesso modo, la sicurezza fisica e informatica non possono essere aggiunte dopo la selezione della tecnologia. Le piattaforme di reattori digitali importate, l’assistenza remota dei fornitori, la manutenzione a lungo termine del software e le complesse catene di approvvigionamento internazionali rendono la sovranità cibernetica una questione di sicurezza nucleare, oltre che una questione generale di sicurezza informatica.
Anche la responsabilità deve essere indicata con precisione.
L’Italia opera attualmente nell’ambito del sistema Parigi/Bruxelles modificato e applica un livello generale di responsabilità degli operatori pari a 700 milioni di euro , integrato da meccanismi di compensazione pubblici/internazionali che portano la struttura garantita dalla convenzione ad almeno circa 1,5 miliardi di euro . L’Italia non applica attualmente una regola universale di responsabilità illimitata agli operatori nucleari. [L/G]
Prima di concedere nuovamente la licenza ai reattori commerciali attivi, lo Stato dovrebbe stabilire se tale assetto rimanga appropriato per:
- SMR;
- Siti multi-modulo;
- reattori avanzati;
- scala futura della flotta.
Infine, un nuovo programma nucleare italiano avrà conseguenze internazionali, sebbene la politica energetica rimanga sovrana.
A seconda del sito e della valutazione d’impatto, l’Italia potrebbe essere tenuta a effettuare consultazioni ambientali formali con gli stati confinanti. L’articolo 37 di Euratom richiede la revisione da parte della Commissione dei piani di scarico radioattivo pertinenti, e la legge italiana in materia di emergenza richiede espressamente la cooperazione con gli stati UE ed extra-UE potenzialmente interessati. [L]
La conclusione strategica corretta non è quindi:
“I reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) sono intrinsecamente abbastanza piccoli da poter essere integrati senza problemi nel sistema italiano.”
È:
L’Italia possiede diversi contesti di rete e industriali in cui i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) potrebbero potenzialmente aggiungere una preziosa e affidabile capacità a basse emissioni di carbonio, ma ogni implementazione fattibile deve essere ottimizzata congiuntamente tenendo conto dell’adeguatezza della rete, delle risorse idriche, del clima, della sismicità, delle conseguenze degli incidenti, della gestione delle emergenze, della sicurezza, della responsabilità e degli obblighi transfrontalieri.
Un reattore che produce elettricità a basso costo ma non è in grado di garantire il proprio approvvigionamento di acqua di raffreddamento non è un reattore economicamente sostenibile.
Un reattore con un’eccellente sicurezza passiva ma un piano di emergenza impraticabile non è un progetto realizzabile.
Un impianto tecnicamente sicuro, ma con una dipendenza da fornitori e sicurezza informatica non gestita, non è strategicamente sicuro.
Un’unità commercialmente interessante la cui responsabilità non può essere assicurata non è finanziabile.
Un reattore a basse emissioni di carbonio che ignora le future condizioni climatiche non rappresenta una risorsa nazionale resiliente.
Il programma italiano deve soddisfare simultaneamente tutti questi requisiti.
CAPITOLO 7 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
Sistema elettrico, adeguatezza e integrazione
G1 — Terna, Valutazione dell’adeguatezza delle risorse nazionali per l’Italia 2025. Analisi probabilistica dell’adeguatezza, standard LOLE di tre ore, sensibilità climatica, rischio di pensionamento termico, fabbisogno di stoccaggio ed effetti della domanda di data center/elettrificazione.
G2 — Terna, Rapporto annuale 2025. Andamento delle richieste di connessione a data center e fonti rinnovabili, comprese quasi 80 GW di richieste di connessione a data center entro la fine di gennaio 2026.
G3 — Terna, luglio 2025 — “G come Grid Forming”. Primo progetto italiano di batterie per la formazione della rete e obiettivi di stabilità del sistema.
S1 — Agenzia Internazionale dell’Energia, Energia nucleare e transizioni energetiche sicure . Ruolo del nucleare programmabile nei sistemi a basse emissioni di carbonio, stabilità del sistema, capacità e integrazione delle energie rinnovabili.
S2 — Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE, 2025 — I costi della decarbonizzazione / i costi di produzione dell’elettricità . È necessario integrare il LCOE dell’impianto con i costi di sistema specifici del paese, la flessibilità e l’analisi della sicurezza dell’approvvigionamento.
S3 — OCSE-NEA — Analisi dei costi di sistema. Costi di bilanciamento, rete, adeguatezza e flessibilità nei sistemi elettrici a basse emissioni di carbonio.
SMR, calore industriale e centri dati
G4 — Commissione europea, 10 marzo 2026 — Strategia UE per i SMR. I SMR come potenziali contributori a una fornitura flessibile/stabile di elettricità, calore industriale, idrogeno, alimentazione dei data center e decarbonizzazione europea.
G5 — Commissione europea, COM(2026)117 — strategia dettagliata SMR/AMR. Carico dei data center, applicazioni industriali, integrazione con le energie rinnovabili e politica europea di implementazione.
G6 — Commissione europea, 21 settembre 2026 — Quadro di riferimento per le prestazioni energetiche dei data center. Efficienza energetica, flessibilità, efficienza idrica e integrazione del calore di scarto.
G7 — Commissione europea, giugno 2026 — Tabella di marcia per l’integrazione dei data center nella rete elettrica. Connessioni flessibili, energia pulita, flessibilità del sistema e vincoli ambientali.
Acqua, clima e raffreddamento
G8 — ISPRA, 21 marzo 2026 — Valutazione delle risorse idriche italiane per il 2025. Disponibilità di acqua rinnovabile pari a circa 128 miliardi di m³ e calo rispetto alle medie storiche e al 2024.
G9 — ISPRA — Osservatorio sulla gravità delle acque, agosto 2026. Elevata gravità delle acque nel distretto padano, temperature elevate, riserve in calo e stress idrico localizzato.
G10 — Servizio Copernicus sui cambiamenti climatici, luglio 2026. Eccezionali ondate di calore nel giugno 2026 nell’Europa occidentale e condizioni di siccità che hanno interessato l’Italia.
G11 — Copernicus, analisi climatica estate 2026. Temperature eccezionali tra giugno e luglio e condizioni persistenti di caldo/siccità che interessano l’Europa occidentale e meridionale.
S4 — Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE — Cambiamenti climatici: valutazione della vulnerabilità delle centrali nucleari e approcci per il loro adattamento . Vulnerabilità a ondate di calore, siccità, inondazioni e problemi di raffreddamento dell’acqua, nonché requisiti di adattamento.
S5 — IAEA — Cambiamenti climatici ed energia nucleare. Implicazioni per l’energia nucleare in relazione alla temperatura dell’acqua di raffreddamento, alle precipitazioni, al livello del mare e agli eventi meteorologici estremi.
S6 — IAEA — Linee guida sull’acqua di raffreddamento nucleare e sui sistemi di raffreddamento. Caratteristiche e compromessi del raffreddamento a umido, a passaggio singolo e a secco.
Rischi sismici, idrogeologici e ambientali
I1 — IAEA SSR-1, Valutazione del sito per impianti nucleari . Requisiti per la valutazione del sito nucleare che comprendono rischi sismici, alluvionali, pericoli naturali esterni e pericoli antropici, dissipatore di calore finale e pericoli variabili sulla vita degli impianti.
I2 — IAEA SSG-56 / linee guida correlate per la valutazione del sito. Valutazione del dissipatore di calore finale, rischi meteorologici/idrologici e valutazione degli eventi esterni durante l’intero ciclo di vita.
Prevenzione degli incidenti, difesa in profondità e termine sorgente
L1 — Decreto Legislativo n. 137 del 15 settembre 2017. Attuazione italiana del regime di sicurezza nucleare Euratom modificato; prevenzione di rilasci precoci/ingenti e difesa in profondità obbligatoria per i nuovi impianti.
I3 — Forum dei regolatori degli SMR dell’AIEA — Lavori sulla zona di pianificazione di emergenza. Pianificazione di emergenza basata sulla progettazione e sulle conseguenze per gli SMR; nessuna eliminazione automatica della zona di pianificazione di emergenza.
I4 — Piattaforma SMR dell’AIEA — considerazioni sulla sicurezza e sulla pianificazione delle emergenze. Possibilità di ridurre i termini di emissione e le zone di protezione dalle emergenze (EPZ) in alcuni progetti, pur mantenendo i principi fondamentali di preparazione alle emergenze.
pianificazione italiana delle emergenze
L2 — Decreto Legislativo n. 101 del 31 luglio 2020, articoli 174–189. Pianificazione di emergenza specifica per sito, struttura guidata dal Prefetto, base tecnica dell’operatore/ISIN, piani esterni, revisione periodica, esercitazioni e cooperazione internazionale.
G12 — Ministero della Protezione Civile — Piano nazionale per le emergenze radiologiche e nucleari, 14 marzo 2022. Architettura nazionale esistente, incentrata principalmente su scenari relativi a reattori esteri e a emergenze radiologiche nazionali.
I5 — IAEA GSR Parte 7 — Preparazione e risposta a un’emergenza nucleare o radiologica . Requisiti internazionali per la pianificazione e la risposta alle emergenze.
Protezione fisica
L3 — Legge n. 58 del 28 aprile 2015. Ratifica da parte dell’Italia dell’emendamento del 2005 alla Convenzione sulla protezione fisica del materiale nucleare.
G13 — Decreto interministeriale italiano dell’8 settembre 2017. Requisiti di protezione fisica per gli impianti nucleari e il materiale nucleare.
I6 — IAEA — Protezione fisica del materiale nucleare e degli impianti nucleari. Rilevamento, ritardo, risposta, approccio graduale e protezione contro il sabotaggio/la rimozione non autorizzata.
I7 — IAEA, 2025 — Sicurezza fin dalla progettazione per i SMR. Integrazione della protezione fisica durante la progettazione e la localizzazione dei SMR.
Sicurezza informatica
I8 — IAEA — Sicurezza informatica dei sistemi di strumentazione e controllo negli impianti nucleari. Minacce informatiche ai sistemi di strumentazione e controllo nucleari, sicurezza del ciclo di vita, fornitori e architettura difensiva.
I9 — Serie sulla sicurezza nucleare dell’AIEA n. 42-G. Strategia nazionale di sicurezza informatica nucleare, valutazione delle minacce, coordinamento e capacità.
I10 — IAEA — Linee guida sulla sicurezza informatica della catena di fornitura nucleare. Requisiti di sicurezza informatica e obblighi di informazione sugli incidenti per fornitori, appaltatori e subappaltatori.
L4 — Decreto Legislativo n. 138/2024. Attuazione italiana della Direttiva (UE) 2022/2555 — NIS2.
L5 — Direttiva (UE) 2022/2555 — NIS2. Obblighi in materia di gestione del rischio di cybersicurezza applicabili alle entità del settore energetico essenziale, compresi i produttori di energia elettrica interessati.
Responsabilità nucleare e assicurazione
L6 — Legge n. 1860/1962, articolo 19, come modificato dalla legge n. 97/2020. Importo della responsabilità generale dell’operatore italiano pari a 700 milioni di euro per incidente nucleare coperto.
G14 — Ministero degli Affari Esteri italiano — entrata in vigore dei protocolli di Parigi e Bruxelles modificati, 1° gennaio 2022. Strato generale di copertura per operatori da 700 milioni di euro, protezione pubblica/internazionale supplementare fino ad almeno 1,5 miliardi di euro e limiti inferiori per specifiche strutture/trasporti a basso rischio.
I11 — Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE — Convenzione di Parigi. Responsabilità oggettiva/canalizzata dell’operatore, garanzia finanziaria e quadro di compensazione minima.
I12 — Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE — Convenzione supplementare di Bruxelles. Sistema di compensazione a tre livelli e architettura aggregata internazionale di compensazione.
Consultazione e notifica transfrontaliera
L7 — Convenzione sulla valutazione dell’impatto ambientale in un contesto transfrontaliero — Convenzione di Espoo. Le centrali nucleari e i reattori sono inclusi tra le categorie di progetti contemplate; obblighi di notifica preventiva e consultazione laddove siano probabili effetti transfrontalieri significativi.
L8 — Direttiva 2011/92/UE, articolo 7. Requisiti UE in materia di notifica e partecipazione alle valutazioni di impatto ambientale transfrontaliere.
L9 — Trattato Euratom, articolo 37. Esame da parte della Commissione dei dati generali riguardanti gli smaltimenti programmati di rifiuti radioattivi che possono interessare un altro Stato membro.
G15 — Commissione europea — Raccomandazione e linee guida per l’attuazione dell’articolo 37. Requisiti informativi e quadro di valutazione radiologica della Commissione.
L10 — Decreto Legislativo 101/2020, Articolo 189. Obbligo legale italiano di valutare gli impatti su altri Stati e di coordinare la pianificazione delle emergenze con i Paesi UE ed extra-UE potenzialmente interessati.
FINE DEL CAPITOLO 7
CAPITOLO 8 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
Architettura giuridica e regolamentare italiana
L1 — Senato della Repubblica, DDL n. 1924. Periodo di dodici mesi per la legislazione delegata e ampio perimetro programmatico che comprende la produzione nucleare, il ciclo del combustibile, i rifiuti, la governance della sicurezza e l’architettura finanziaria.
Senato — Testo ufficiale del DDL 1924
L2 — Senato, lavori finali, 23 settembre 2026. Dibattito parlamentare e ordine del giorno approvato in merito all’indipendenza dell’ISIN, alle risorse e alla salvaguardia delle competenze regolamentari.
Senato — Lavori finali sulla DDL 1924
Capacità regolamentare
G1 — ISIN, Piano generale di attività 2026-2028. Piani di reclutamento per il raggiungimento dell’organico statutario di 90 persone, di cui 60 risorse tecniche, e continuo rafforzamento delle competenze specialistiche.
ISIN — Piano generale di attività 2026-2028
G2 — ISIN, regolamento organizzativo 2025. Organico legale di 90 persone: fino a 60 risorse tecniche e 30 risorse amministrative/legali, comprese le posizioni dirigenziali.
ISIN — regolamento organizzativo 2025
G3 — Il direttore dell’ISIN, Francesco Campanella, durante un’audizione al Senato il 1° luglio 2026. L’attuale ente regolatore necessita di un rafforzamento per un futuro mandato di rilascio di licenze per nuovi reattori.
ISIN — Audizione al Senato sulla capacità regolamentare
Rischio territoriale e di contenzioso
L3 — Corte Costituzionale, Sentenza n. 331/2010. Dichiarati incostituzionali i divieti nucleari regionali generalizzati; differenziazione delle competenze statali e regionali in materia di ambiente/rifiuti e produzione di energia.
Corte Costituzionale — Sentenza 331/2010
L4 — Corte Costituzionale, Sentenza n. 33/2011. Requisiti per un’adeguata partecipazione delle regioni interessate all’architettura di autorizzazione nucleare.
Corte Costituzionale — Sentenza 33/2011
G4 — Sogin — Localizzazione del repository nazionale. Nessuna autocandidatura presentata entro la scadenza di marzo 2024; il processo è stato trasferito al SEA della proposta CNAI.
Sogin — Processo di localizzazione del repository nazionale
G5 — Bollettino Ufficiale dell’Emilia-Romagna, dicembre 2025. Posizione istituzionale per l’esclusione della ripresa della produzione nucleare presso l’ex sito di Caorso.
Emilia-Romagna — Posizione istituzionale di Caorso
G6 — Regione Sardegna, 30 luglio 2025. Opposizione regionale formale al quadro di abilitazione nucleare.
Sardegna — Posizione della delegazione nucleare
G7 — Regione Toscana, 30 luglio 2025. Voto negativo formale e preoccupazioni in materia di governance.
Toscana — Posizione della delegazione nucleare
G8 — Regione Umbria, 29 luglio 2025. Posizione negativa e dichiarata disponibilità a ricorrere in giudizio costituzionale.
Umbria — Posizione della delegazione nucleare
Inversione di rotta storica
L5 — Servizio di ricerca della Camera dei Deputati, 25 maggio 2026. Ricostruzione ufficiale dell’uscita dal nucleare del 1987 e del referendum del 2011 che pose fine al programma nucleare, allora rinnovato.
Camera dei Deputati — Fascicolo legislativo della delegazione nucleare
Costo di costruzione e classe di riferimento FOAK
I1 — Ontario Power Generation, maggio 2025. Programma SMR a quattro unità di Darlington, circa 20,9 miliardi di dollari canadesi, inclusi interessi, adeguamento e imprevisti; prima unità circa 6,1 miliardi di dollari canadesi più 1,6 miliardi di dollari canadesi di sistemi/servizi comuni.
OPG — Informativa sui costi del programma SMR di Darlington.
I2 — EDF, risultati annuali 2025 pubblicati a febbraio 2026. Aggiornamento su tempi e costi di Hinkley Point C: 35 miliardi di sterline in valuta del 2015; un possibile ritardo di un anno aggiunge circa 1 miliardo di sterline in valuta del 2015.
EDF — Aggiornamento su tempi e costi di Hinkley Point C
I3 — Georgia Power — Storico dei costi e delle tempistiche del progetto Vogtle Unità 3 e 4. Dati di riferimento per l’escalation del rischio di costruzione di nuove centrali nucleari negli Stati Uniti.
Aggiornamento sui costi e sulle tempistiche di Georgia Power — Vogtle
Finanziamento e costo del capitale
S1 — Agenzia Internazionale dell’Energia, 2025, Il percorso verso una nuova era per l’energia nucleare . Difficoltà nel finanziamento del nucleare, rischio di costruzione, ruolo del governo, flussi di cassa prevedibili, CfD/PPA/RAB e riduzione del costo del capitale attraverso l’allocazione del rischio.
IEA — Finanziamento dei progetti nucleari
S2 — Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE, finanziamento, progettazione del mercato e gestione dei progetti nella costruzione di nuove centrali nucleari . Il rischio di costruzione come fattore determinante del costo del capitale; rilevanza sia per i grandi reattori che per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
OCSE-NEA — Finanziamento e gestione dei progetti nella costruzione di nuove centrali nucleari.
S3 — OCSE-NEA — Nuove prospettive per il finanziamento di nuove centrali nucleari . Allocazione del rischio, ruolo del governo e quadro di riferimento del costo del capitale.
OCSE-NEA — Finanziamento di nuove centrali nucleari e costo del capitale
G9 — Commissione europea, marzo 2026 — Strategia di investimento per le energie pulite. I reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) sono stati identificati come soggetti a maggiori rischi tecnologici e di implementazione; misure di riduzione del rischio UE/BEI.
Commissione europea — Strategia di investimento per le energie pulite
G10 — Commissione europea, marzo 2026 — fabbisogno di investimenti nel settore nucleare. Meccanismo di garanzia da 200 milioni di euro per il sostegno agli investimenti privati relativi ai reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Commissione europea — Fabbisogno di investimenti nel settore nucleare
Rischi industriali e di dipendenza del SMR europeo
G11 — Commissione europea, COM(2026)117. Il modello commerciale SMR è ancora da dimostrare nella pratica; dipendenza da modularità, produzione in serie, catene di approvvigionamento affidabili e finanziamenti.
Commissione europea — Strategia SMR COM(2026)117
G12 — Commissione europea, 10 marzo 2026. Catena di approvvigionamento europea, cooperazione normativa, proprietà intellettuale europea e obiettivi di autonomia strategica.
Annuncio della strategia UE per i mercati di piccole e medie dimensioni (SMR) della Commissione europea.
Combustibile, uranio e arricchimento
G13 — Agenzia per l’approvvigionamento di Euratom, Rapporto annuale 2025 / Osservatorio di mercato. Consegne, scorte e origine dei servizi di arricchimento dell’uranio nel 2025; UE 72,91%, Russia 22,55%, altri paesi extra-UE 4,54%.
Agenzia per l’approvvigionamento di Euratom — Dati di mercato del combustibile nucleare per il 2025
G14 — Commissione europea, valutazione quadriennale REPowerEU, aprile 2026. Persistente dipendenza russa dal ciclo del combustibile nucleare; capacità di conversione e arricchimento occidentale limitata; nuova capacità di arricchimento prevista dal 2027 e successive aggiunte di capacità di conversione.
Commissione europea — Valutazione della dipendenza dal ciclo del combustibile nucleare REPowerEU
ANDARE VIA
G15 — Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti — Programma di disponibilità di HALEU. La carenza di approvvigionamento commerciale di HALEU è stata identificata come un potenziale vincolo per lo sviluppo di reattori avanzati.
Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti — Programma di disponibilità di HALEU.
G16 — Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti — Processo di assegnazione HALEU. Programma di assegnazione federale a supporto degli sviluppatori di reattori/combustibili durante la fase di consolidamento della fornitura commerciale nazionale.
Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti — Processo di assegnazione HALEU.
G17 — Commissione europea, Programma di lavoro Euratom 2026-2027. Obiettivo di ricerca e industriale dell’UE a sostegno della capacità europea di produrre combustibili HALEU a partire dai primi anni 2030.
Commissione europea — Programma di lavoro Euratom per la ricerca e la formazione 2026-2027
Capacità industriale e di qualificazione italiana
I4 — Edison / Ansaldo Nucleare / TEHA. Circa 70 aziende nucleari italiane specializzate; attività legate al nucleare per 457 milioni di euro e circa 2.800 posti di lavoro supportati nello scenario di riferimento del 2022.
Edison — Studio sulla base industriale nucleare italiana
I5 — Ansaldo Energia / RINA, 27 luglio 2026. Programma strutturato di qualificazione nucleare rivolto in particolare alle imprese non ancora attive nel settore nucleare ma in possesso di competenze trasferibili.
RINA — Programma italiano di qualificazione della filiera nucleare
I6 — RINA — ISO 19443. Requisiti specifici per il settore nucleare in materia di gestione della qualità, cultura della sicurezza, controllo dei fornitori e tracciabilità dei materiali.
Certificazione di qualità nucleare RINA — ISO 19443
I7 — Ansaldo Nucleare, febbraio 2026. Certificazione ISO 19443 di Ansaldo Nucleare a riprova della soglia di qualità specialistica richiesta nel settore nucleare.
Ansaldo Nucleare — Certificazione ISO 19443
Acqua e clima
G18 — Autorità distrettuale del bacino del Po, 25 giugno 2026. Portate ridotte, restrizioni all’uso dell’acqua e intrusione salina durante l’estate 2026.
Autorità del bacino del Po — Condizioni idrologiche di giugno 2026
G19 — Autorità distrettuale del bacino del Po, 25 giugno 2026 — sintesi idrologica. Il fiume scorre al di sotto dei livelli di riferimento e Pontelagoscuro al di sotto della soglia di intrusione salina.
Autorità di bacino del Po — Stato idrologico, 25 giugno 2026
Rifiuti e deposito nazionale
G20 — Sogin — Deposito nazionale e parco tecnologico. Nessuna autocandidatura; proseguimento della valutazione ambientale strategica della CNAI e del processo di selezione del sito.
Sogin — Programma del deposito nazionale.
G21 — Sogin, audizione al Senato di luglio 2026. Avanzamento dello smantellamento pari al 47,7% e obiettivo dell’operatore di completare il Deposito Nazionale entro il 2039.
Sogin — Audizione al Senato sul Deposito Nazionale e sul programma nucleare.
G22 — Sogin, agosto 2026. Ripristino ARERA degli anticipi del National Repository dopo il completamento della documentazione di pianificazione richiesta, a dimostrazione della continua supervisione finanziaria/regolamentare del progetto.
Sogin — ARERA e finanziamento del programma National Repository.
FINE DEL CAPITOLO 8
CAPITOLO 9 — PIANO DI INSTALLAZIONE CON OROLOGI, PROPRIETARI E INTERRUTTORI DI SICUREZZA
9.1 Risultato esecutivo
L’Italia non dispone ancora di un programma di costruzione di reattori. Possiede tuttavia l’atto costitutivo di un programma, a partire dal quale tale programma potrà eventualmente scaturire.
Tale distinzione è alla base di questo capitolo.
Alla data limite di fatto del 26 settembre 2026 , il DDL n. 1924 aveva ricevuto l’approvazione definitiva del Parlamento il 23 settembre, ma risultava ancora registrato al Senato come “approvato definitivamente, non ancora pubblicato” . Il termine legale di dodici mesi per l’attuazione dei decreti legislativi non può quindi essere calcolato legalmente a partire dal 23 settembre. Inizia solo alla data di entrata in vigore della legge. [L]
Ai fini del controllo del programma, il presente capitolo definisce pertanto:
T0 = data di entrata in vigore della legge abilitante sul nucleare sostenibile
Tutti gli orari obbligatori previsti dalla legge sono misurati a partire da T0.
Gli anni solari vengono quindi indicati come intervalli di pianificazione, presupponendo che la pubblicazione e l’entrata in vigore avvengano senza un ritardo prolungato dopo la data limite di riferimento del rapporto. Se T0 si sposta, ogni traguardo collegato a T0 si sposta di conseguenza, a meno che il lavoro non possa essere legittimamente svolto come attività amministrativa preparatoria.
La conclusione principale è che l’affermazione pubblica del Governo secondo cui il periodo 2033-2034 sarebbe “nella migliore delle ipotesi” non è impossibile come obiettivo politico puramente di scenario limite, ma si colloca al di fuori di una prudente linea di base del programma centrale. Lo stesso Ministro Pichetto Fratin ha qualificato il periodo 2033-34 con “ben che vada” e ha contemporaneamente riconosciuto che le norme di attuazione devono ancora stabilire le autorizzazioni, il modello di controllo e l’architettura della trasparenza pubblica. [M]
I tre casi di pianificazione presi in considerazione in questa relazione sono pertanto:
| Caso | attività commerciale FOAK | Interpretazione della pianificazione |
|---|---|---|
| Disciplinato / primo credibile | 2034–2036 | Richiede un’attuazione legale insolitamente rapida, un progetto di riferimento importato e consolidato, un sito accettabile in tempi brevi, l’espansione dell’autorità di regolamentazione, la chiusura del finanziamento e la costruzione senza grandi interruzioni da parte di FOAK. |
| Caso di studio del programma centrale | 2037–2040 | Consente di avere tempi realistici per lo sviluppo normativo, la selezione della tecnologia, la qualificazione del sito, la valutazione ambientale, il finanziamento e l’apprendimento da progetti di riferimento. |
| Caso ritardato | Oltre il 2042 | Attivato da ritardi sostanziali nei decreti, capacità di regolamentazione, localizzazione, contenzioso, finanziamento, tecnologia di riferimento, rifiuti o costruzione |
Si tratta di fasce orarie programmate, non di previsioni .
L’intuizione fondamentale è che la produzione iniziale di energia non è controllata principalmente dalla durata di costruzione annunciata del reattore, bensì dall’intera filiera:
legge → ente regolatore → tecnologia → sito → valutazione ambientale → licenza di sicurezza → finanziamento → catena di approvvigionamento → costruzione → messa in servizio → licenza di esercizio.
Una promessa di costruzione di un reattore in quattro anni non si traduce in produzione di energia elettrica in quattro anni se sono necessari sei anni prima di poter iniziare a lavorare il primo impianto nucleare in cemento.
La classe di riferimento lo illustra chiaramente. Ontario Power Generation ha selezionato il BWRX-300 per Darlington nel dicembre 2021 , ha presentato la domanda di licenza di costruzione nell’ottobre 2022 , ha ottenuto la licenza di costruzione nell’aprile 2025 , ha superato il primo importante punto di controllo della costruzione nel marzo 2026 e prevede il collegamento alla rete entro la fine del 2030. Il personale della CNSC prevede attualmente che la sola revisione della licenza di esercizio richiederà circa 35 mesi dalla presentazione della domanda nel marzo 2026. [I]
L’Italia, alla fine del 2026, si troverà in una fase istituzionale più avanzata rispetto a quella in cui si trovava Darlington quando OPG selezionò il suo reattore nel 2021. L’Italia deve ancora completare il proprio quadro normativo e regolamentare.
Di conseguenza, un FOAK italiano credibile e operativo entro il 2034-36 richiede che quasi tutte le principali fasi del programma procedano con successo e, in parte, in parallelo.
Un risultato per il periodo 2037-40 consente una tempistica più realistica per:
- decreti attuativi;
- Reclutamento e formazione degli enti regolatori;
- utilizzo di licenze di riferimento estere;
- selezione tecnologica;
- screening a livello nazionale;
- indagine dettagliata del sito;
- procedure ambientali e transfrontaliere;
- Revisione dei finanziamenti e degli aiuti di Stato;
- produzione a lungo termine;
- costruzione;
- messa in servizio.
Lo scenario successivo al 2042 diventa sempre più probabile ogni qualvolta uno dei gate non comprimibili del programma fallisce, in particolare:
- nessun sito ospitante tecnicamente credibile;
- L’ente regolatore non è pronto ad accettare la documentazione relativa a una nuova costruzione;
- Il riferimento tecnologico rimane instabile;
- Il finanziamento non può essere finalizzato;
- permessi di costruzione;
- La catena del carburante non è disponibile;
- Le controversie di grande rilevanza richiedono la ripetizione di una procedura.
La questione del 2050 è ancora più impegnativa.
Il modello PNIEC 2024 ha ipotizzato, in uno scenario prudenziale, una capacità nucleare di circa 8 GW entro il 2050 , in grado di soddisfare circa l’11% della domanda di elettricità , con circa 1,3 GW impiegati in cogenerazione e in grado di fornire circa 16 TWh di calore industriale . Senza il vincolo imposto dal modello, che limita l’installazione alla metà del potenziale tecnico stimato, la capacità nucleare prevista dal modello sale a circa 16 GW e al 22% della domanda di elettricità . Questi rimangono scenari, non impegni di approvvigionamento. [G]
L’aritmetica ha importanti implicazioni industriali.
Se la prima unità da 300 MWe entrasse in servizio nel 2035, per raggiungere gli 8 GW entro il 2050 sarebbe necessario un incremento medio, dopo la prima centrale, di circa 1,8 moduli da 300 MWe all’anno ; per raggiungere i 16 GW sarebbero necessari circa 3,6 moduli all’anno .
Se la prima fornitura di energia elettrica slitta al 2039, tali tariffe aumentano approssimativamente a:
- 2,4 moduli all’anno per 8 GW;
- 4,8 moduli all’anno per 16 GW.
Se la prima potenza viene raggiunta solo nel 2043, la media implicita sale approssimativamente a:
- 3,8 moduli all’anno per 8 GW;
- 7,6 moduli all’anno per 16 GW.
Questi numeri non rappresentano obiettivi di implementazione proposti. Dimostrano piuttosto un limite:
Quanto più tardi si avvicina la data del FOAK, tanto meno credibile diventa la soglia massima del PNIEC, a meno che l’Italia non adotti una costruzione multisito parallela, una produzione in serie e una capacità di finanziamento molto elevata.
Pertanto, i programmi FOAK e quelli relativi alla flotta devono essere gestiti in modo diverso.
L’ obiettivo del progetto FOAK è dimostrare che l’Italia è in grado di ottenere la licenza, finanziare, costruire e gestire un reattore nucleare di progettazione standardizzata.
L’ obiettivo di NOAK è dimostrare che lo stesso progetto può essere replicato più rapidamente, a costi inferiori e con una filiera produttiva italo-europea più ampia.
Lo Stato non dovrebbe vincolare contrattualmente un’intera flotta da 8-16 GW prima che il FOAK abbia generato prove sufficienti a convalidare le ipotesi che giustificano l’installazione in serie.
Allo stesso tempo, non si può aspettare l’entrata in funzione commerciale di FOAK per iniziare a pianificare la seconda e la terza unità, perché ciò renderebbe impossibile il raggiungimento delle dimensioni previste da PNIEC.
La strategia richiesta è quindi il parallelismo condizionale :
sviluppare le unità successive prima del completamento del FOAK, ma mantenere dei punti di interruzione/avvio legalmente e finanziariamente vincolanti in modo che un grave problema FOAK non si ripeta sull’intera flotta.
Questo capitolo fornisce tale architettura, come richiesto dal mandato di collaudo.
9.2 Principio del programma: lo Stato ha bisogno di un piano generale integrato
Il programma nucleare non dovrebbe operare come calendari ministeriali separati per:
- legge;
- approvvigionamento di reattori;
- deposito;
- griglia;
- industria;
- forza lavoro.
Questi programmi sono interdipendenti.
Il programma governativo necessita quindi di un unico programma generale integrato controllato (IMS) in cui ogni traguardo rilevante abbia:
- proprietario;
- data prevista;
- dipendenza;
- Documentazione necessaria per il completamento della procedura;
- flessibilità di programmazione;
- conseguenze in caso di omissione.
Il sistema di gestione integrato (IMS) deve essere mantenuto dall’autorità centrale del programma, ma non deve interferire con l’indipendenza dell’organismo di regolamentazione della sicurezza nucleare.
Il suo scopo è il coordinamento del programma.
Non deve mai essere utilizzato per fare pressione sull’ente regolatore affinché emetta una decisione favorevole in materia di sicurezza al fine di rispettare una scadenza ministeriale.
9.3 Mappa dei proprietari istituzionali
Il programma richiede un unico responsabile politico-amministrativo, ma anche diversi responsabili funzionali indipendenti.
| Funzione | Titolare principale | Responsabilità principale |
|---|---|---|
| Coordinamento del programma nazionale | Presidenza del Consiglio + MASE | Programma integrato, coordinamento legislativo, traguardi strategici. |
| Politica energetica / architettura di autorizzazione | MASSE | Programma nucleare nazionale, quadro integrato per le autorizzazioni |
| Sicurezza nucleare | ISIN o autorità legittima successore | Rilascio indipendente di licenze, ispezioni e controlli |
| finanza pubblica | MEF | Garanzie, esposizione statale, rischio fiscale, struttura di finanziamento |
| politica industriale | MIMIT | Qualificazione della catena di fornitura, industrializzazione, localizzazione |
| Ricerca/tecnologia | MURO + ENEA + CIRTEN | Ricerca e sviluppo, competenze, programmi sui reattori avanzati |
| Griglia | Terna | Connessione, adeguatezza, rinforzi, integrazione di sistema |
| Rifiuti storici / Deposito nazionale | Sogin | Smantellamento, deposito e rifiuti storici |
| Regioni | Regione/i interessata/e | Cooperazione costituzionale e competenze regionali |
| Comuni | Località / comuni interessati | Consultazione locale e procedure territoriali |
| Sviluppo del progetto | Futuro operatore autorizzato / società di progetto | Progettazione, applicazione in loco, finanziamento, costruzione e gestione |
| Ambiente | MASE e autorità ambientali competenti | Valutazione di impatto ambientale/strategia ambientale e condizioni ambientali |
| Pianificazione delle emergenze | Prefetto + Protezione Civile + autorità territoriali | Preparazione esterna alle emergenze |
| Responsabilità/assicurazione nucleare | Operatore + MEF/autorità legali | Sicurezza finanziaria e valutazione del rischio contingente pubblico |
| Interfaccia UE/Euratom | Governo + autorità di regolamentazione + Rappresentanza permanente/Commissione | Euratom, aiuti di Stato, cooperazione transfrontaliera e regolamentare |
| Coordinamento della politica estera | MAECI | relazioni bilaterali e transfrontaliere tra Stati |
Nessun singolo corpo dovrebbe essere contemporaneamente:
- promotore del progetto;
- Autorità di regolamentazione della sicurezza nucleare;
- responsabile delle decisioni in materia ambientale;
- finanziere.
9.4 Ufficio di gestione del programma
Un ufficio centrale del programma nucleare può coordinare l’attuazione senza diventare un ente regolatore della sicurezza.
Le sue funzioni minime dovrebbero includere:
- programma generale;
- registro dei rischi;
- coordinamento interministeriale;
- standard dei dati;
- baseline dei costi;
- coordinamento del rilevamento in loco;
- database industriale;
- piano di sviluppo delle competenze;
- Interfaccia di finanziamento dell’UE;
- divulgazione pubblica.
L’ufficio dovrebbe pubblicare un programma di base annuale che mostri:
- Programma attuale;
- variazioni rispetto all’anno precedente;
- rischi importanti;
- spesa pubblica impegnata;
- passività potenziali;
- progresso fisico.
Le conclusioni dell’ente regolatore della sicurezza dovrebbero essere integrate come input indipendenti, non modificate a posteriori negli obiettivi del programma.
9.5 T0 è legalmente più importante del voto del 23 settembre 2026
Al momento della scadenza, il Senato registra ancora il DDL 1924 come approvato ma non ancora pubblicato. [L]
Pertanto, il primo pannello di controllo ufficiale del programma nucleare dovrebbe mostrare separatamente:
| Pietra miliare | Situazione al 26 settembre 2026 |
|---|---|
| Il Parlamento approva la legge attuativa | Completare |
| Promulgazione | Non confermato nel controllo della fonte di interruzione |
| Pubblicazione | Non confermato |
| Entrata in servizio | Non ancora stabilito per questo rapporto |
| T0 | In attesa di |
| T0+12m termine del decreto legislativo | Non è ancora possibile fornire una data precisa. |
Ciò impedisce che il programma crei un falso conto alla rovescia previsto dalla legge.
9.6 I lavori possono comunque iniziare prima di T0
L’assenza di T0 non implica che il governo debba rimanere inattivo.
Il lavoro preparatorio può includere:
- redazione;
- raccolta dati;
- pianificazione della forza lavoro degli enti regolatori;
- impegno normativo internazionale;
- mappatura della catena di approvvigionamento;
- metodologia di screening del sito;
- Studi di Terna;
- pianificazione delle competenze;
- analisi finanziaria.
La distinzione giuridica sta nel fatto che tale attività preparatoria non sostituisce gli atti delegati necessari all’entrata in vigore della legge.
Ciò crea l’opportunità di ridurre la pressione sui tempi successivi senza travisare lo status legale.
9.7 Fase 0 — Da settembre 2026 a T0: mobilitazione
Titolare: Presidenza / MASE.
Risultati
- definire la governance del programma;
- creare un database di riferimento controllato;
- Congelare le ipotesi fattuali utilizzate in questo rapporto;
- preparare le linee di lavoro del decreto;
- definire la valutazione del divario di risorse ISIN;
- avviare la cooperazione tra autorità di regolamentazione;
- definire una metodologia nazionale per le indagini sul campo;
- emettere una richiesta di informazioni tecnologiche non vincolante;
- Avviare l’analisi delle opzioni di finanziamento del MEF;
- Inizio delle previsioni aggiornate sulla capacità di smaltimento dei rifiuti.
Porta 0 — attivazione legale
VIA: la legge viene pubblicata ed entra in vigore.
NON POSSIBILE per l’attuazione normativa: T0 non raggiunto.
Gli studi preparatori possono proseguire.
In questa fase nessun reattore deve essere considerato formalmente selezionato.
9.8 Fase 1 — Da T0 a T0+3 mesi: congelamento dell’architettura
I primi tre mesi dovrebbero stabilire la struttura che impedisca ai programmi successivi di divergere.
MASE / Presidenza
Produrre:
- piano di decreto consolidato;
- matrice delle responsabilità statutarie;
- Programmazione pubblica.
ISIN / futuro regolatore
Produrre:
- stima del carico di lavoro;
- Fabbisogno di personale per disciplina;
- piano di reclutamento/formazione;
- strategia di cooperazione tra autorità di regolamentazione estere.
Il piano ISIN 2026-2028 conferma un organico statutario di 90 dipendenti, suddivisi in linea generale tra 60 tecnici e 30 amministrativi/legali, e individua le ulteriori assunzioni necessarie per raggiungere tale obiettivo. [G]
Il suo direttore ha dichiarato nel luglio 2026 che l’organismo di regolamentazione esistente dovrebbe essere rafforzato per qualsiasi ampliamento del mandato di rilascio delle licenze per le nuove costruzioni. [G]
MIMIT
Produrre:
- censimento controllato dei fornitori;
- certificazioni attive;
- Mappa del divario di qualificazione.
Terna
Produrre:
- Presupposti per l’integrazione del nucleare nella rete elettrica;
- criteri per i nodi di trasmissione candidati.
Sogin
Produrre:
- Programma aggiornato del National Repository;
- metodologia incrementale di capacità di smaltimento dei rifiuti per le nuove costruzioni.
9.9 Fase 1 — prontezza istituzionale
Prima di avviare le procedure di appalto per progetti di una certa rilevanza, il Governo deve essere in grado di rispondere alle seguenti domande:
- chi rilascia le licenze;
- chi autorizza;
- chi regola la sicurezza;
- chi coordina la valutazione ambientale;
- chi possiede lo sviluppo commerciale;
- chi paga.
GO: le responsabilità sono legalmente inequivocabili.
HOLD: la responsabilità rimane divisa o contraddittoria.
ELIMINARE/RIPROGETTARE: l’architettura proposta è in sostanziale conflitto con l’indipendenza dell’autorità di regolamentazione o con i requisiti costituzionali.
9.10 Fase 2 — Da T0+3 a T0+6 mesi: lavoro parallelo su aspetti legali, di localizzazione e tecnologici
Le tre attività dovrebbero ora procedere in parallelo.
Percorso legale
- progetto di decreto attuativo;
- Negoziazione della Conferenza Unificata;
- Preparazione del Consiglio di Stato;
- pianificazione dell’interfaccia parlamentare.
Percorso tecnologico
Ridurre il mercato globale complessivo a circa:
- 2-3 candidati a breve termine per il raffreddamento ad acqua;
- 1 percorso strategico per reattori avanzati.
Tracciamento del sito
Applicare i criteri nazionali per i desktop a:
- ex siti nucleari;
- sito nucleare incompiuto;
- aree industriali dismesse post-termiche;
- altre zone industriali idonee.
Nessun sito ha ancora ricevuto lo status di sito preferenziale.
9.11 Richiesta di informazioni tecnologiche
La richiesta di informazioni (RFI) dovrebbe imporre ai fornitori di fornire un set di dati standard.
Campi minimi:
- stato di progettazione;
- regolatore di riferimento;
- FOAK attivo;
- produzione;
- carburante;
- arricchimento;
- programma di costruzione;
- costo del pernottamento;
- costo totale;
- Potenziale di contenuti italiani;
- opzioni di contratto per il carburante;
- volumi di rifiuti;
- requisiti di raffreddamento;
- termine di origine;
- capacità di raffreddamento a secco;
- modello di addestramento degli operatori;
- termini relativi alla sovranità digitale;
- restrizioni di licenza/proprietà intellettuale.
Ciò impedisce che le proposte dei fornitori vengano confrontate sulla base di presupposti non equivalenti.
9.12 Fase 3 — Da T0+6 a T0+12 mesi: pacchetto normativo
La legge di abilitazione concede al governo dodici mesi dall’entrata in vigore della legislazione delegata. [L]
Il programma dovrebbe quindi prevedere il completamento prima della scadenza legale, anziché utilizzare T0+12 come obiettivo di redazione.
Il pacchetto dovrebbe includere come minimo:
- Programma nucleare nazionale;
- architettura delle licenze;
- struttura regolatrice;
- ubicazione;
- cooperazione territoriale;
- integrazione ambientale;
- sciupare;
- ciclo del combustibile;
- smantellamento;
- garanzie dell’operatore;
- meccanismi di supporto;
- consultazione pubblica.
9.13 Porta 2 — legge applicabile, non semplici decreti pubblicati
Una data di pubblicazione ufficiale non è sufficiente.
La prova consiste nel verificare se uno sviluppatore è in grado di rispondere a questa domanda:
- Quale domanda bisogna presentare?
- A cui?
- In base a quali standard tecnici?
- In quale sequenza?
- Con quale procedura ambientale?
- Con quali prove sul luogo?
- Con quali garanzie finanziarie?
- Con quali diritti di appello?
VIA: le risposte sono sufficientemente complete da consentire un programma di sviluppo finanziabile.
ATTESA: le norme relative ai materiali rimangono indefinite.
RIPROGETTAZIONE: i decreti generano sistemi di autorizzazione incoerenti o sovrapposti.
9.14 Fase 4 — Da T0+9 a T0+18 mesi: implementazione dell’ente regolatore
Anche laddove la legislazione sia completa, l’organismo di regolamentazione necessita comunque di procedure operative.
I risultati attesi includono:
- Guida alle licenze per le nuove costruzioni;
- processo di pre-candidatura;
- processo di revisione della progettazione;
- processo di revisione del sito;
- Piano di ispezione dei lavori di costruzione;
- politica di affidamento agli enti regolatori esteri;
- quadro cibernetico nucleare;
- aspettative relative a incidenti gravi/sostanze di origine;
- criteri di interfaccia dei rifiuti.
Impostazione degli indicatori chiave di prestazione (KPI)
| KPI | Prove verificabili |
|---|---|
| Posti tecnici autorizzati coperti | Registri delle risorse umane |
| Discipline specialistiche relative alle nuove costruzioni coperte | Matrice della forza lavoro |
| Sono stati stipulati contratti di supporto tecnico esterno. | Registro dei contratti |
| Protocolli d’intesa/accordi di lavoro con enti regolatori esteri | Strumenti firmati |
| Guide alle licenze pubblicate | Sito web dell’ente regolatore |
| Revisione della formazione completata | Registrazione dei dati |
| Arretrati di richieste | Segnalazione all’autorità di controllo |
9.15 Cancello regolatore
GO: l’ente regolatore certifica di poter accettare il carico di lavoro definito per la pre-applicazione/l’ottenimento della licenza senza compromettere le funzioni di sicurezza esistenti.
TENERE IN SOSPESO: permangono significative lacune in termini di competenze specialistiche.
Nessun programma ministeriale dovrebbe prevalere su questo limite.
9.16 Fase 5 — Equivalente 2027-2028: prequalificazione tecnologica
Ipotizzando che T0 si verifichi senza ritardi significativi, questa fase si colloca all’incirca nel periodo 2027-2028.
La schermata tecnologica dovrebbe ora classificare i fornitori in:
- candidato all’impiego;
- candidato di riserva;
- Percorso strategico di ricerca e sviluppo.
Condizione minima di candidatura a breve termine
Il reattore deve avere:
- regolatore di riferimento identificabile;
- base di progettazione stabile;
- percorso di alimentazione credibile;
- programma di implementazione attiva;
- dati sufficienti per la delimitazione del sito;
- Il fornitore è disposto a collaborare con l’autorità di regolamentazione italiana;
- Strategia credibile per la catena di approvvigionamento italiana/europea.
Un concetto di fornitore privo di questi attributi rimane tecnologia di ricerca/strategia piuttosto che un candidato per l’approvvigionamento FOAK.
9.17 Gate 3 — selezione tecnologica
Una revisione completa a livello italiano non dovrebbe procedere con cinque o dieci tecnologie di reattori.
A questo punto il programma dovrebbe mantenere approssimativamente:
- un progetto di riferimento a piombo;
- un concorrente di riserva/di riferimento valido;
- un percorso di ricerca e sviluppo separato per reattori avanzati, ove necessario.
Questa non è una classifica politica delle tecnologie.
Si tratta di un requisito normativo in termini di carico di lavoro.
condizioni HOLD
- Il design è ancora in fase di evoluzione a livello materiale;
- catena del carburante non definita;
- Il progetto di riferimento presenta un grave problema di sicurezza irrisolto;
- Il fornitore si rifiuta di trasferire informazioni adeguate.
9.18 Le prove FOAK straniere devono rimanere un input attivo
La scelta della tecnologia non dovrebbe essere una decisione una tantum del 2028, destinata a diventare immune a successive evidenze.
Il programma dovrebbe monitorare continuamente:
- Darlington BWRX-300;
- Palisades SMR-300 se in possesso di licenza;
- Wylfa Rolls-Royce;
- Sviluppo NUWARD;
- Recensione dell’AP300;
- Xe-100;
- Sodio;
- Dimostratori di reattori al piombo.
La strategia SMR 2026 della Commissione europea punta esplicitamente a una prima implementazione europea all’inizio degli anni 2030 e promuove la diffusione della flotta, la cooperazione normativa e gli standard industriali comuni. [G]
L’ingresso tardivo dell’Italia crea un vantaggio informativo se utilizza queste prove anziché impegnarsi troppo presto.
9.19 Fase 6 — Indagine nazionale sui siti
L’indagine nazionale sui siti dovrebbe ora passare dalla fase di valutazione preliminare descritta nel Capitolo 3 alla fase di verifica tecnica formale.
Proprietario
Ufficio del programma MASE con:
- criteri tecnici dell’ente regolatore;
- ISPRA/INGV/basin data;
- Tre;
- Regioni/enti locali;
- contributo del proponente.
Obiettivo iniziale
Ridurre le scorte nazionali a circa:
- Da 3 a 5 aree tecnicamente credibili;
- almeno un’area di riserva indipendente dal sito principale.
9.20 Impostazione degli indicatori chiave di prestazione (KPI) per il sopralluogo
| KPI | Prova |
|---|---|
| Aree candidate esaminate secondo criteri identici | database del sito nazionale |
| Schermo sismico da scrivania completo | Set di dati INGV/ente regolatore |
| Schermo idro/inondazione completato | Prove relative al bacino/ISPRA |
| fattibilità del raffreddamento | bilancio idrico |
| Valutazione della capacità della rete | Studio Terna |
| Percorso logistico | Studio sul trasporto eccezionale |
| Vincoli delle aree protette | File GIS/ambientale |
| Screening della popolazione/emergenza | Studio territoriale |
| Attuali conflitti relativi ai diritti fondiari e alla riqualificazione urbana. | Due diligence legale |
| Organizzazione regionale/municipale | Documentazione istituzionale formale |
9.21 Fase 7 — Da T0+18 a T0+36 mesi: indagini sui siti candidati
A questo punto inizia l’indagine fisica.
Dovrebbe includere:
- Pozzi trivellati;
- geofisica;
- monitoraggio delle acque sotterranee;
- idrologia;
- meteorologia;
- studi marini in ambito costiero;
- analisi dei guasti capaci;
- Collegamento dettagliato della griglia;
- indagine sui trasporti
Nessun candidato dovrebbe ottenere lo status di sito preferenziale definitivo basandosi esclusivamente sulla classifica a tavolino.
9.22 Porta 4 — sopravvivenza del sito
Un sito candidato può procedere solo se non sussiste alcun problema fatale irrisolto in:
- sismicità;
- allagamento;
- acqua;
- pianificazione demografica/di emergenza;
- vincoli imposti dalle aree protette;
- griglia;
- controllo legale.
VIA: almeno un sito è sopravvissuto e rimane un backup credibile.
TENERE IN SOSPESO: sopravvive un solo sito, ma gli studi critici rimangono incompleti.
STOP/RESET: nessun candidato sopravvive.
Se la Fase 4 fallisce, il programma torna alla valutazione a livello nazionale dei siti, anziché indebolire i criteri tecnici.
9.23 Percorso di consenso e consultazione territoriale
Il processo territoriale dovrebbe iniziare prima dell’annuncio del sito preferenziale.
Le attività comprendono:
- impegno istituzionale a livello regionale;
- consultazione a livello comunale;
- pubblicazione della metodologia di screening;
- spiegazione dei principi di remunerazione;
- analisi delle infrastrutture locali.
Lo scopo non è quello di predeterminare il sostegno.
L’obiettivo è garantire che la consultazione avvenga mentre le alternative sono ancora concrete.
9.24 Fase 8 — equivalente 2028–2030: abbinamento dettagliato sito-tecnologia
Il reattore principale e il sito candidato devono ora essere progettati insieme.
È a questo punto che la tecnologia generica diventa un progetto italiano.
Gli studi comprendono:
- ingombro di ubicazione del reattore;
- concetto fondamentale;
- input sismico;
- sistema di raffreddamento;
- dissipatore di calore definitivo;
- termine di origine per la pianificazione delle emergenze;
- interfaccia a griglia;
- depositi di rifiuti;
- perimetro di sicurezza.
Una tecnologia che funziona in generale potrebbe non funzionare in un determinato sito.
Un sito adatto a un reattore potrebbe non esserlo per un altro.
9.25 Società di sviluppo progetti
Nella fase di definizione dettagliata del sito e della tecnologia, l’Italia richiede la presenza di un responsabile della progettazione/gestore legalmente definito.
La struttura proprietaria dell’operatore non è definita dalla legge istitutiva.
In linea di principio potrebbe comportare:
- utilità esistente;
- consorzio;
- società di progetto;
- capitale misto privato/pubblico.
Questo rapporto non seleziona un modello aziendale.
Qualunque modello venga scelto, deve possedere capitale e capacità tecniche sufficienti per diventare il titolare legalmente responsabile della licenza nucleare.
9.26 Porta di capacità dell’operatore
Prima che una richiesta di autorizzazione edilizia venga accettata, il richiedente deve dimostrare di essere qualcosa di più di una semplice società veicolo per il finanziamento.
Richiede:
- sistema di gestione nucleare;
- cultura della sicurezza;
- organizzazione tecnica;
- interfaccia di autorità di progettazione;
- programma di formazione per operatori;
- organizzazione di emergenza;
- responsabilità relative allo smaltimento dei rifiuti e alla dismissione.
Una società di comodo, interamente finanziata da appaltatori, non può sostituire l’operatore nucleare responsabile necessario per decenni.
9.27 Fase 9 — valutazione ambientale strategica / programma di lavoro ambientale
Laddove legalmente applicabile al Programma Nucleare Nazionale, la valutazione ambientale strategica dovrebbe essere completata con sufficiente anticipo affinché le successive decisioni relative al sito rimangano coerenti con le alternative nazionali valutate.
Dovrebbe analizzare:
- via nucleare;
- inviluppo di capacità;
- Famiglie di siti;
- alternative non nucleari ragionevoli;
- effetti cumulativi;
- sciupare;
- griglia;
- acqua.
Non si può permettere che la SEA diventi una correzione procedurale tardiva dopo che la procedura di appalto ha di fatto determinato l’esito.
9.28 Fase 10 — Valutazione di impatto ambientale del progetto e procedure transfrontaliere
La valutazione di impatto ambientale specifica per il progetto inizia una volta che sono disponibili sufficienti dettagli progettuali e del sito.
Deve includere, tra le altre cose:
- costruzione;
- raffreddamento;
- impatto sull’ambiente marino/acqua dolce;
- scariche radiologiche;
- biodiversità;
- traffico;
- sciupare;
- interfacce incidente/ambiente.
Laddove siano possibili effetti transfrontalieri significativi, le procedure di Espoo/VIA dovrebbero iniziare tempestivamente.
Anche l’articolo 37 di Euratom dovrebbe essere inserito in calendario, anziché essere trattato come una mera formalità successiva all’autorizzazione.
9.29 Porta ambientale
GO: il caso ambientale fornisce un insieme di condizioni attuabili e compatibili con la progettazione del progetto.
IN SOSPESO: sono necessari dati aggiuntivi/studi stagionali.
STOP/RIPROGETTAZIONE: le condizioni ambientali rendono inefficace il concetto di raffreddamento/ubicazione selezionato.
Il progetto quindi:
- modifica il sistema di raffreddamento;
- cambia il layout;
- o ritorna al sito di backup.
9.30 Fase 11 — architettura finanziaria
La struttura commerciale deve svilupparsi parallelamente al processo di concessione delle licenze, ma l’assegnazione definitiva dei rischi non dovrebbe essere firmata prima che la valutazione dei rischi relativi alla progettazione e al sito sia sufficientemente matura.
Domande guidate dal MEF
- Chi si fa carico dei costi aggiuntivi derivanti dai lavori di costruzione?
- Chi sopporta il ritardo?
- Chi si assume il rischio di fluttuazione dei prezzi di mercato?
- Chi finanzia la costruzione?
- Quale sostegno statale, se presente, viene fornito?
- Chi si assume il rischio di una chiusura politica?
- Come vengono vincolati i fondi destinati alla gestione dei rifiuti e allo smantellamento?
- Quali passività potenziali compaiono nel registro pubblico dei rischi?
La strategia di investimento in energia pulita della Commissione europea del marzo 2026 riconosce esplicitamente i maggiori rischi tecnologici e di implementazione per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) e la necessità di ridurli, ponendo l’accento sulla mobilitazione di capitali privati piuttosto che considerare i finanziamenti pubblici come l’unica fonte. [G]
9.31 Lo Stato deve separare le funzioni sovrane dagli investimenti di progetto
Diverse funzioni del programma sono intrinsecamente pubbliche.
Funzioni sovrane/pubbliche
Il finanziamento pubblico è appropriato per:
- regolatore;
- legislazione;
- indagine nazionale sui siti;
- infrastrutture pubbliche per la sicurezza nucleare;
- pianificazione delle emergenze;
- funzioni internazionali/Euratom;
- scorie radioattive pregresse;
- ricerca di base;
- capacità di competenze pubbliche.
Queste funzioni esistono perché lo Stato regola l’attività nucleare.
funzioni specifiche del progetto
La società/gestore del progetto dovrebbe normalmente sostenere i costi commerciali di:
- approvvigionamento di reattori;
- sviluppo dettagliato del sito;
- dossier di autorizzazione del progetto;
- costruzione;
- ingegneria di progetto;
- forza lavoro operativa;
- contratti sui carburanti;
- sicurezza fisica;
- assicurazione;
- rifiuti di nuova costruzione;
- fondo di smantellamento.
Una decisione politica può trasferire parte del rischio commerciale allo Stato o ai consumatori.
Qualora ciò avvenga, il trasferimento deve essere esplicito.
9.32 Infrastruttura condivisa/regolamentata
Alcune spese richiedono un’allocazione specifica caso per caso.
Esempi:
- rinforzo della trasmissione;
- aggiornamenti delle porte;
- strade;
- infrastrutture idriche;
- accademie per la formazione professionale;
- Qualifica industriale FOAK.
Il programma dovrebbe distinguere:
infrastrutture pubbliche generali
da
beni il cui principale beneficiario è il progetto nucleare.
Altrimenti, la spesa in conto capitale (CAPEX) del progetto potrebbe essere sottostimata trasferendo le infrastrutture necessarie a bilanci pubblici non correlati.
9.33 Fase di finanziamento prima della decisione finale di investimento
La decisione finale di investimento non dovrebbe essere presa prima che:
- Il costo del progetto ha un ambito definito;
- Finanziamento già garantito;
- Approvato il meccanismo di sostegno statale;
- Percorso degli aiuti di Stato completato o sufficientemente certo;
- Contratti di allocazione del rischio stipulati;
- finanziato con fondi di emergenza;
- Quadro di finanziamento per lo smantellamento e lo smaltimento dei rifiuti operativo.
NON POSSIBILE: il progetto dipende da un futuro salvataggio o da una garanzia non ben definiti.
9.34 La rendicontazione CAPEX richiede un dizionario standard
Le cifre relative ai costi del nucleare sono spesso incomparabili.
Il programma dovrebbe essere pubblicato separatamente:
- Costo EPC notturno;
- costo per il proprietario;
- lavori in loco;
- griglia;
- sviluppo;
- licenze;
- finanziamento durante la fase di costruzione;
- escalation;
- contingenza;
- carburante;
- ricambi iniziali;
- infrastruttura condivisa multi-unità.
Il documento di messa in servizio rileva che i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) di classe FOAK da 300 MWe vengono spesso discussi in un ampio intervallo compreso tra 1,2 e oltre 3 miliardi di dollari , ma questo non può essere considerato un budget complessivo italiano senza una definizione precisa dell’ambito di applicazione.
Il parametro di confronto più rilevante attualmente disponibile per i progetti reali è Darlington.
Secondo quanto riportato dall’OPG:
- 6,1 miliardi di dollari canadesi per il primo SMR;
- 1,6 miliardi di dollari canadesi per sistemi/servizi comuni alle quattro unità previste;
- circa 20,9 miliardi di dollari canadesi per il programma di quattro unità,
compresi interessi, aumento e imprevisti. [I]
Questi dati non sono direttamente confrontabili con le richieste di rimborso dei fornitori per le spese di pernottamento.
È proprio per questo che l’Italia ha bisogno di un dizionario dei costi controllati.
9.35 Costo di base
Un FOAK dovrebbe ricevere un Costo Baseline ufficiale 1.0 solo quando:
- tecnologia selezionata;
- sito selezionato;
- Le principali opere di ingegneria sono state completate;
- Strategia di licenza fissa;
- Definite le ipotesi di finanziamento.
Prima di quel punto, le figure devono essere etichettate:
stime di pianificazione
non
budget di progetto .
9.36 Ricalcolo obbligatorio della baseline
Un progetto deve essere ridefinito in caso di modifiche sostanziali a:
- progettazione del reattore;
- sito;
- raffreddamento;
- requisiti di licenza;
- tasso di finanziamento;
- programma dei lavori;
- sistema di alimentazione;
- ambito di localizzazione.
Il rapporto dovrebbe mostrare entrambi:
vecchia linea di base
E
nuova linea di base
in modo che la modifica dell’ambito del progetto non venga confusa con un normale aumento dei costi.
9.37 Fase 12 — Processo di aiuti di Stato
Qualora il pacchetto commerciale costituisca un aiuto di Stato, il coinvolgimento della Commissione europea dovrebbe iniziare già in fase di progettazione del finanziamento.
Una notifica tardiva rischia di costringere a una riprogettazione dopo che i termini commerciali sono già stati negoziati.
I potenziali strumenti potrebbero includere:
- CfD;
- entrate regolamentate;
- garanzie;
- prestiti;
- capitale proprio.
Questo capitolo non opera una selezione tra di loro.
Il requisito di implementazione è semplicemente:
Nessun presupposto di finanziamento irreversibile dovrebbe dipendere da un sostegno pubblico non approvato.
9.38 Fase 13 — qualificazione della catena di fornitura
Una volta stabilizzato il progetto principale, il programma industriale dovrebbe diventare specifico per il reattore.
PREZZO / locale / integratore
Suddividere i pacchetti di lavoro in:
- Fornitore italiano già qualificato;
- fornitore che richiede l’approvazione del progetto;
- fornitore che richiede la completa conversione al nucleare;
- Componente proprietario importato.
KPI
Percentuale del valore di approvvigionamento della classe di sicurezza coperta da:
- fornitore approvato;
- fornitore in fase di qualificazione;
- Nessun fornitore affidabile.
Questo è più utile di un generico “numero di aziende”.
9.39 Articoli a lungo termine
Il progetto principale dovrebbe individuare i componenti la cui durata di produzione può influenzare la pianificazione.
Possibili esempi:
- recipiente a pressione del reattore;
- importanti opere di forgiatura;
- generatori di vapore;
- moduli di contenimento;
- grandi trasformatori;
- Istruzione e controllo di sicurezza.
Gli ordini con tempi di consegna lunghi creano un dilemma finanziario.
Ordinare troppo tardi significa dover aspettare per la costruzione.
Ordine prima della licenza/FID e lo Stato/il progetto rischia componenti bloccati.
La struttura degli appalti dovrebbe pertanto utilizzare ordini condizionali laddove commercialmente fattibile.
9.40 Cancello a lunga guida
VIA: riferimento progettuale sufficientemente stabile, responsabilità del fornitore chiara, finanziamento del progetto a supporto dell’ordine.
HOLD: il componente diventerebbe inutilizzabile in seguito a una probabile modifica del progetto.
STOP: l’ordine dipende esclusivamente dalla volontà politica di preservare una data di rilievo.
9.41 Fase 14 — accademia per la forza lavoro
Il programma di formazione del personale deve essere operativo anni prima della costruzione del reattore.
Flusso regolatorio
ISIN/futura autorità.
Flusso dell’operatore
Futuro operatore autorizzato.
flusso industriale
MIMIT/fornitore/fornitori.
Percorso accademico
MUR, ENEA, CIRTEN, università.
Flusso di emergenza
Protezione civile, prefetture, sistema sanitario.
9.42 KPI della forza lavoro
| KPI | Logica di destinazione |
|---|---|
| Posti vacanti per specialisti in materia di regolamentazione | Declino verso una gestione del personale basata sul carico di lavoro |
| Risultati dei corsi di laurea magistrale/dottorato in ingegneria nucleare | Sufficiente per la sostituzione e la crescita |
| Tirocinanti operatori | Coorte costituita anni prima del carico di carburante |
| Saldatori certificati/Personale addetto ai controlli non distruttivi | Corrisponde al programma di costruzione |
| Specialisti in controllo qualità nucleare | Requisiti di qualificazione dei fornitori coperti |
| Disponibilità del simulatore | Prima della formazione per l’ottenimento della licenza di operatore |
| Esercitazioni del personale di emergenza | Prima del rifornimento di carburante |
Le richieste di indennità di disoccupazione non sono sufficienti.
La misura rilevante è la competenza in discipline scarse e critiche per la sicurezza.
9.43 Fase 15 — autorizzazione alla costruzione
La costruzione non dovrebbe iniziare se il calendario del programma raggiunge un anno prestabilito.
Inizia solo dopo che sono stati superati gli ostacoli legali e tecnici.
Condizioni minime
- licenza/autorizzazione edilizia;
- sito definitivo;
- Caso di sicurezza accettato;
- autorizzazioni ambientali;
- finanziamento;
- organizzazione operativa;
- progettazione della sicurezza;
- catena di fornitura;
- strategia sui carburanti;
- finanziamenti per lo smaltimento dei rifiuti/smantellamento.
9.44 Porta 5 — il primo cemento nucleare
Questo è uno degli interruttori di sicurezza più importanti del programma.
Prima del primo calcestruzzo nucleare:
VAI solo se
- L’ente regolatore ha autorizzato la costruzione;
- Il finanziamento è interamente garantito;
- Il progetto di riferimento è stato definito in modo da essere pronto per la costruzione;
- La catena di approvvigionamento critica è qualificata;
- le controversie legali in corso non minacciano la base giuridica;
- La soluzione di raffreddamento/rete è definitiva;
- La responsabilità contingente verso terzi è approvata.
Una volta che si realizzano i primi impianti nucleari concreti, le spese irrecuperabili accelerano bruscamente.
Pertanto, questa fase dovrebbe richiedere una decisione formale di investimento intergovernativa, distinta dalla precedente approvazione politica del programma nucleare stesso.
9.45 Caso disciplinato — calendario illustrativo
Il seguente calendario presuppone un T0 anticipato e un’esecuzione eccezionalmente positiva.
| Periodo | Pietra miliare |
|---|---|
| Fine 2026 / inizio 2027 | T0; ufficio del programma completamente mobilitato |
| 2027 | Decreti attuativi, ampliamento dell’autorità di regolamentazione, sopralluogo, richiesta di informazioni tecnologiche (RFI). |
| 2028 | Quadro di riferimento per le licenze operative; lista ristretta di 2-3 progetti; 3-5 aree del sito |
| 2028–29 | Studi dettagliati del sito; attività di regolamentazione di riferimento; progettazione del finanziamento |
| 2029 | Progettazione principale + sito principale/di backup selezionati per lo sviluppo completo |
| 2029–30 | Richieste dettagliate in materia di sicurezza, ambiente e licenze. |
| 2030–31 | Decisioni importanti in materia di licenze; chiusura finanziaria/FID |
| 2031 | Primo calcestruzzo nucleare al più presto |
| 2031–34/35 | Costruzione |
| 2034–35 | Sequenza di messa in servizio/carico del combustibile |
| 2034–36 | banda operativa commerciale FOAK |
| Dal 2033 in poi | La preparazione del NOAK procede in modo condizionale |
| 2036–38 | Prime unità replicate se gli indicatori FOAK sono accettabili |
Questo programma è molto impegnativo.
Richiede l’utilizzo di un progetto di riferimento straniero consolidato, piuttosto che una tecnologia di quarta generazione a guida italiana ancora in fase di dimostrazione.
9.46 Cosa deve essere vero per un caso limite di prima potenza del 2034
Un risultato entro il 2034 richiede una sequenza eccezionalmente compressa.
Come minimo:
- T0 si verifica senza ritardi sostanziali;
- decreti utilizzabili entro il 2027;
- organismo di regolamentazione in grado di effettuare una revisione sostanziale entro il 2028;
- Il design scelto è già ampiamente concesso in licenza all’estero;
- La candidatura di un candidato non richiede anni di negoziati politici irrisolti;
- Gli studi ambientali iniziano prima che la selezione della tecnologia sia completamente ultimata, utilizzando un solido insieme di parametri dell’impianto;
- autorizzazione alla costruzione entro e non oltre il 2030 circa;
- I primi interventi concreti sul nucleare avverranno intorno al 2030-31;
- la costruzione dura circa quattro anni;
- La messa in servizio ha successo senza necessità di importanti modifiche progettuali.
Darlington dimostra quanto sia impegnativo questo compito anche in una giurisdizione dotata di un ente regolatore nucleare operativo, un’azienda di servizi pubblici esperta, un sito nucleare esistente e una precedente approvazione ambientale. La sua tecnologia è stata selezionata nel 2021, la licenza di costruzione ottenuta nel 2025 e il collegamento alla rete è previsto per il 2030. [I]
L’Italia non gode di molti di questi vantaggi iniziali.
Pertanto il 2034 rappresenta una condizione limite, non la scadenza prevista .
9.47 Cosa deve essere vero per due unità prima o intorno al 2035
La realizzazione di due unità commerciali italiane entro il 2035 circa richiederebbe ben più di un singolo FOAK di successo.
Probabilmente sarebbe necessario:
- design comune;
- sito comune o secondo sito altamente avanzato;
- costruzione sovrapposta;
- produzione del fornitore per l’Unità 2 prima che l’Unità 1 abbia completato l’operazione;
- finanziamento per entrambe le unità prima che siano disponibili prove operative complete del FOAK.
Si tratta di un impegno di rischio decisamente maggiore.
Il programma dovrebbe quindi distinguere:
due unità in costruzione
da
due unità operative a livello commerciale.
La prima opzione è materialmente più fattibile della seconda entro il 2035.
9.48 Cassa centrale — calendario illustrativo
Il caso centrale consente più tempo per la maturazione istituzionale e per la raccolta di prove di riferimento internazionali.
| Periodo | Pietra miliare |
|---|---|
| 2026–27 | Entrata in vigore e mobilitazione legale |
| 2027–28 | Decreti e attuazione delle normative |
| 2028–29 | Selezione delle tecnologie e indagine nazionale sui siti |
| 2029–31 | Indagini sul sito e progettazione/selezione preliminare del sito |
| 2030–32 | Applicazioni ambientali e di sicurezza |
| 2031–33 | Revisione delle licenze, aiuti di Stato, finanziamenti |
| 2033–34 | FID / autorizzazione alla costruzione |
| 2034–38/39 | Costruzione |
| 2038–40 | Messa in servizio e gestione commerciale |
| 2037–40 | Banda operativa commerciale centrale FOAK |
| Dal 2035 in poi | Sviluppo condizionato del sito/licenza NOAK |
| Dal 2039 in poi | Replicazione della flotta basata su prove FOAK |
Questo caso consente all’Italia di beneficiare dei dati operativi o delle fasi finali di costruzione provenienti da diversi programmi internazionali di SMR (Supermercati Modulari).
9.49 Perché il periodo 2037-40 è strutturalmente più solido
A quel punto l’Italia poteva ragionevolmente aspettarsi molte più prove su:
- Costruzione/gestione del BWRX-300;
- Dispiegamento a Wylfa/Regno Unito;
- Programma Holtec;
- AP300;
- NUWARD;
- Xe-100;
- Sodio.
La strategia dell’UE stessa prevede i primi progetti europei di SMR all’inizio degli anni 2030 , anziché presupporre oggi la maturità della flotta commerciale. [G]
Un programma centrale italiano, diversi anni dopo, può quindi avvalersi dell’esperienza acquisita con flotte straniere.
9.50 Caso di ritardo — calendario illustrativo
Il caso del ritardo non costituisce un singolo guasto.
È il risultato di uno o più passaggi critici che non riescono a superare in modo significativo la fase di controllo.
| Periodo | Possibile condizione |
|---|---|
| 2027–29 | L’architettura del decreto/regolamento è stata ritardata o modificata ripetutamente. |
| 2028–32 | Il processo del sito non riesce o si riavvia |
| 2030–33 | Il progetto di progettazione/riferimento tecnologico subisce modifiche sostanziali. |
| 2031–35 | Il contenzioso/la revisione ambientale si estende |
| 2033–36 | Il finanziamento rimane irrisolto |
| 2036–42 | Costruzione |
| Dopo il 2042 | operazione commerciale |
Questo scenario dovrebbe essere attivato in fase di pianificazione qualora il progetto subisca un ritardo di diversi anni rispetto alla decisione finale di investimento (FID).
Il programma non deve mantenere una data pubblica fissata al 2035 eliminando progressivamente le misure di contingenza dalle attività successive.
9.51 Regole di attivazione dello scenario
| Grilletto | Effetto |
|---|---|
| Decreti materialmente inutilizzabili entro T0+18m | Caso più vecchio rimosso |
| L’ente regolatore non può accettare la revisione completa entro il 2028/29 circa. | Caso più vecchio rimosso |
| Nessun sito credibile entro il 2029 circa | Caso più vecchio rimosso |
| Nessuna decisione sulla costruzione entro il 2031 circa. | Caso limite 2034 rimosso |
| Nessuna decisione finale di investimento entro il 2034 circa. | limite inferiore centrale sotto pressione |
| Nessuna prima realizzazione in cemento entro il 2036 circa. | L’attività commerciale probabilmente si sposterà verso/dopo il 2042 a seconda della progettazione |
| Riprogettazione completa dopo la prima fase di costruzione in cemento. | È necessaria una nuova base di riferimento completa |
Le date indicate rappresentano soglie di pianificazione, non limiti di legge.
9.52 Fase di costruzione
Una volta che si realizzano i primi progetti nucleari concreti, la gestione del programma passa dallo sviluppo delle politiche all’esecuzione del megaprogetto.
Principali aree di lavoro:
- strutture civili del reattore;
- isola convenzionale;
- raffreddamento;
- griglia;
- sistemi di sicurezza;
- Istruzione e controllo digitali;
- sicurezza;
- produzione di moduli;
- installazione in loco;
- documentazione di qualità.
9.53 KPI di costruzione
Gli indicatori chiave di prestazione (KPI) di livello Corte dei conti dovrebbero includere:
| KPI | Interpretazione |
|---|---|
| Percentuale di completamento fisico | Progressi reali nella costruzione |
| Costo impegnato / budget approvato | Esposizione ai costi |
| Costo finale previsto | Stima attuale del progetto completo |
| Contingenza consumata | Resilienza dei costi rimanenti |
| Flottante del percorso critico | resilienza degli orari |
| Pacchetti con tempi di consegna lunghi consegnati puntualmente | Esecuzione della catena di approvvigionamento |
| Tasso di scarto/rilavorazione delle saldature nucleari | Qualità |
| Aprire importanti NCR | controllo della produzione/costruzione |
| Punti di controllo normativi superati | Esecuzione delle licenze |
| Produttività della forza lavoro | Prestazioni costruttive |
| Incidenti di sicurezza | Sicurezza sul lavoro in cantiere |
| Realizzazione di contenuti locali | attuazione delle politiche industriali |
Il titolo “percentuale di completamento” non dovrebbe mai essere riportato senza il contesto dei costi e della tempistica.
9,54 Costo interruttore di spegnimento
Un aumento dei costi dovrebbe imporre una riapprovazione formale laddove le previsioni riviste:
- supera il limite di finanziamento approvato;
- aumenta in modo sostanziale il sostegno statale;
- modifica sostanzialmente il meccanismo di supporto elettrico previsto.
Il cancello non predetermina la cancellazione.
Ciò impone una nuova decisione sul nuovo progetto , anziché consentire l’approvazione del vecchio progetto per autorizzare un’escalation illimitata.
9.55 Programma l’interruttore di spegnimento
Allo stesso modo, un cambio di programma che:
- modifica sostanzialmente i costi di finanziamento;
- provoca la scadenza/ristrutturazione dei contratti di fornitura di carburante;
- sposta il progetto al di fuori dei termini approvati per gli aiuti di Stato;
- distrugge le ipotesi di replica della flotta
richiede una nuova definizione della base di riferimento.
Un progetto non può rimanere “nei limiti del budget” se la definizione di budget esclude i costi di finanziamento derivanti dai ritardi.
9.56 Punti di controllo normativi
Il progetto di Darlington dimostra un modello efficace.
La sua licenza di costruzione contiene punti di blocco normativi espliciti che devono essere superati prima che determinati lavori possano proseguire. La CNSC ha rimosso il primo di questi punti di blocco nel marzo 2026 dopo aver verificato i prerequisiti per le fondamenta dell’edificio del reattore. [I]
Anche il futuro organismo di regolamentazione italiano dovrebbe conservare esplicitamente il potere di bloccare gli eventi in fasi ben definite.
I potenziali punti di controllo italiani potrebbero includere:
- fondazioni di importanza critica per la sicurezza;
- installazione del recipiente del reattore;
- chiusura del sistema primario;
- prontezza al carico di carburante;
- criticità iniziale.
Questi devono essere controllati da un ente regolatore.
9.57 Fase 16 — la richiesta di licenza di esercizio dovrebbe sovrapporsi alla costruzione
Darlington fornisce ancora una volta prove rilevanti.
OPG ha presentato la sua domanda di licenza operativa nel marzo 2026, mentre la costruzione era già in corso , e l’autorità di regolamentazione prevede una revisione della durata di circa 35 mesi . [I]
Anche l’Italia dovrebbe evitare di attendere il completamento dei lavori di costruzione per avviare la procedura di rilascio della licenza di esercizio.
Il piano operativo dovrebbe maturare di pari passo con la costruzione fisica.
9.58 Fase 17 — approvvigionamento di carburante
L’approvvigionamento del carburante inizia ben prima del carico.
Per i progetti LEU convenzionali, l’operatore deve garantire:
- uranio;
- conversione;
- arricchimento;
- fabbricazione;
- trasporto.
Per i progetti HALEU/MOX, il rischio di ritardi nella pianificazione è molto maggiore.
Il combustibile deve quindi avere un proprio percorso critico.
9.59 Valvola carburante
In un momento definito prima della messa in servizio, l’operatore deve dimostrare:
- progettazione del carburante qualificata;
- base di calcolo del carburante approvata dall’autorità di regolamentazione;
- slot di produzione;
- contratto di arricchimento;
- percorso per l’ottenimento della licenza di trasporto;
- inventario di emergenza.
NO per il programma di rifornimento di carburante: la fornitura di carburante critico rimane condizionata.
Un reattore fisicamente completo, ma privo di combustibile, non costituisce una capacità operativa.
9.60 Fase 18 — messa in servizio
La messa in servizio dovrebbe essere suddivisa in fasi chiaramente verificabili:
- completamento dei lavori di costruzione;
- test dei componenti;
- Test di sistemi integrati;
- test funzionali a caldo, ove applicabile;
- autorizzazione al carico di carburante;
- criticità iniziale;
- test di fisica a bassa potenza;
- ascesa al potere;
- sincronizzazione della rete;
- dimostrazione dell’affidabilità;
- attività commerciale.
“La costruzione è completata” non significa “il reattore è in funzione a livello commerciale”.
9.61 Gate 6 — carico carburante
Prima del rifornimento di carburante:
- Requisiti di licenza/autorizzazione operativa soddisfatti;
- Piano di emergenza approvato;
- Sicurezza pienamente operativa;
- Operatore/personale qualificato/a;
- Percorsi di smaltimento dei rifiuti disponibili;
- assicurazione/responsabilità civile garanzia finanziaria efficace;
- Programma di messa in servizio approvato.
Il caricamento del combustibile rappresenta una transizione critica e irreversibile, poiché l’impianto si trasforma da cantiere nucleare in un reattore nucleare operativo.
9.62 Gate 7 — attività commerciale
L’esercizio commerciale richiede più del semplice collegamento alla rete elettrica.
I criteri di completamento dovrebbero includere:
- approvazione dell’ente regolatore;
- Completamento del test di aumento di potenza;
- Riscontri di sicurezza irrisolti entro lo stato accettato;
- conformità alla rete;
- passaggio di consegne commerciali;
- Organizzazione operativa che opera in modo indipendente.
Il programma dovrebbe pubblicare la differenza tra:
prima criticità
prima elettricità
E
attività commerciale.
9.63 Periodo di evidenza post-operatoria FOAK
Il programma non dovrebbe dichiarare il successo di FOAK il giorno della prima accensione.
La prima unità necessita di un periodo iniziale di funzionamento monitorato che comprenda:
- disponibilità;
- interruzioni forzate;
- manutenzione;
- prestazioni del carburante;
- personale;
- comportamento della griglia;
- costi operativi.
La durata esatta dipende dal programma di replicazione, ma almeno il primo ciclo operativo fornisce prove di valore unico.
9.64 Lo sviluppo di NOAK deve iniziare prima del completamento di FOAK
Attendere che FOAK abbia completato un ciclo di funzionamento intero prima di avviare le unità successive renderebbe difficile il raggiungimento di una capacità di 8 GW entro il 2050.
Pertanto, le unità successive dovrebbero procedere in parallelo, a determinate condizioni.
Le possibili attività preliminari al FOAK includono:
- studi sul sito;
- valutazioni ambientali;
- accordi fondiari;
- studi a griglia;
- prenotazioni dei fornitori;
- preparazione civile non nucleare laddove legalmente appropriato.
Gli impegni irreversibili restano soggetti alle condizioni di prestazione previste da FOAK.
9.65 Porta 8 — Replicazione NOAK
Un’unità successiva dovrebbe ricevere l’approvazione completa per la replicazione solo se le prove dimostrano prestazioni accettabili in relazione a:
- Costo di costruzione di FOAK;
- Programma FOAK;
- stabilità del progetto di riferimento;
- catena di fornitura;
- esperienza in materia di regolamentazione;
- prove operative, ove disponibili.
ANDARE
Le prove raccolte da FOAK supportano le ipotesi di produzione in serie.
PRESA
FOAK presenta deviazioni sostanziali ma correggibili.
RIPROGETTAZIONE
Un problema sistemico di progettazione/catena di approvvigionamento rende la replicazione inappropriata senza modifiche.
9.66 Standardizzazione della flotta
La validità economica degli argomenti a favore dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) si rafforza se l’Italia riesce a replicare lo stesso progetto.
La standardizzazione riduce:
- ripetizione della licenza;
- diversità nella formazione degli operatori;
- essere salvati;
- complessità del carburante;
- Diversità degli imballaggi e dei rifiuti.
Pertanto, il piano di flotta dovrebbe evitare un’inutile frammentazione tecnologica.
Ciò non richiede di affidare l’intera flotta a un unico fornitore prima che esistano prove concrete.
Significa che ogni deviazione da un progetto standard dovrebbe comportare un beneficio esplicito sufficiente a giustificare la maggiore complessità.
9.67 Possibile architettura della flotta
Una flotta nazionale può essere organizzata attraverso combinazioni quali:
- Siti multi-modulo;
- Siti ripetuti con due unità;
- siti di cogenerazione industriale;
- un numero limitato di centri geograficamente diversificati.
La configurazione ottimale dipenderà da:
- griglia;
- acqua;
- sicurezza;
- disponibilità del sito;
- alimentazione del modulo;
- calore industriale.
La definizione politica di “20 SMR” non specifica nessuna di queste variabili e non dovrebbe essere considerata un piano di approvvigionamento.
9,68 PNIEC 8 GW busta tradotto in conteggi di unità
A solo scopo illustrativo:
| Dimensioni del modulo | Unità approssimative per 8 GW |
|---|---|
| 200 MWe | 40 |
| 300 MWe | 27 |
| 400 MWe | 20 |
| 470 MWe | 17 |
Il progetto PNIEC da 8 GW rappresenta quindi un programma industriale su vasta scala , non un’estensione di un singolo progetto FOAK.
9,69 Involucro del potenziale tecnico completo di 16 GW
| Dimensioni del modulo | Unità approssimative per 16 GW |
|---|---|
| 200 MWe | 80 |
| 300 MWe | 53–54 |
| 400 MWe | 40 |
| 470 MWe | 34 |
Questo dimostra perché il caso dei 16 GW non può essere discusso senza:
- più sedi;
- fabbriche in serie;
- scala operativa;
- contratti sui carburanti;
- ampia capacità di finanziamento.
Si tratta di uno scenario di sistema, non di una singola decisione di appalto plausibile da prendere alla fine degli anni 2020.
9,70 Tasso necessario per raggiungere 8 GW entro il 2050
Utilizzando moduli da 300 MWe esclusivamente come riferimento comune:
| anno commerciale FOAK | Anni fino al 2050 | Sono necessarie in media aggiunte di classe 300 MWe per 8 GW |
|---|---|---|
| 2035 | ~15 | Circa 1,8 moduli/anno |
| 2039 | ~11 | Circa 2,4 moduli all’anno |
| 2043 | ~7 | Circa 3,8 moduli/anno |
I calcoli diventano più complessi se si considera che la prima unità stessa consuma parte di questo periodo.
9,71 Tasso richiesto per 16 GW
| anno commerciale FOAK | Sono necessarie in media aggiunte di classe 300 MWe per 16 GW |
|---|---|
| 2035 | Circa 3,6 moduli all’anno |
| 2039 | Circa 4,8 moduli/anno |
| 2043 | Circa 7,6 moduli all’anno |
Anche in questo caso, si tratta di un’illustrazione matematica, non di una proposta di ritmo di costruzione.
La conclusione è operativa:
Un FOAK in fase avanzata e l’inviluppo di potenza di 16 GW non possono essere mantenuti entrambi senza un sistema di costruzione di flotte parallelo di dimensioni estremamente grandi.
9.72 I numeri PNIEC devono rimanere buste di scenario
Lo stesso PNIEC del 2024 afferma che lo scenario nucleare non modifica le ipotesi del 2030 e ha lo scopo di esplorare un potenziale contributo al raggiungimento delle emissioni nette zero entro il 2050. [G]
Di conseguenza, il Capitolo 9 non dovrebbe essere convertito:
Scenario modellato da 8 GW
in:
8 impegni con la GW State.
Né i 16 GW dovrebbero essere considerati un obiettivo adottato.
Il programma dovrebbe aggiornare queste buste dopo:
- costo effettivo della progettazione;
- domanda di elettricità;
- Costo delle energie rinnovabili/dell’immagazzinamento;
- primo sito;
- Risultati FOAK.
9,73 Capacità del cancello dopo FOAK
Prima che il governo converta il programma iniziale in un appalto su vasta scala per l’intera flotta, il modello nazionale dovrebbe essere rieseguito utilizzando:
- costo effettivo di FOAK;
- tasso di finanziamento effettivo;
- disponibilità effettiva;
- costi attuali delle energie rinnovabili/dell’accumulo;
- previsione della domanda;
- requisiti della griglia;
- costo dei rifiuti
Se il confronto economico di base è cambiato in modo sostanziale, la dimensione della flotta dovrebbe essere riesaminata.
9.74 Dipendenza dal repository nazionale
Il nuovo progetto di costruzione e il Repository sono entità giuridicamente distinte.
Sono comunque collegati al programma.
Sogin riporta che lo smantellamento degli impianti preesistenti ha raggiunto il 47,7% di completamento entro la fine del 2025. [G]
Il processo del repository continua quindi mentre si valuta la possibilità di una nuova build.
Il programma FOAK dovrebbe includere un’interfaccia di smaltimento dei rifiuti dedicata che specifichi:
- programma di deposito esistente;
- soluzione di ripiego per la memoria temporanea;
- nuova capacità di smaltimento dei rifiuti;
- finanziamenti per lo smaltimento geologico.
9.75 Cancello del repository
Prima dell’entrata in vigore del FOAK FID, lo Stato non necessitava necessariamente di un deposito nazionale operativo.
Serve un percorso credibile, finanziato e strutturato dal punto di vista legale.
VIA: il programma del deposito ha una traiettoria sito/processo definita e il nuovo reattore dispone di sufficiente spazio di stoccaggio temporaneo indipendente.
ATTESA: il programma di apertura del deposito nazionale è incerto, ma le disposizioni provvisorie rimangono tecnicamente adeguate.
STOP/RIPROGETTAZIONE: non esiste una destinazione legale credibile per le categorie di rifiuti generate dalla tecnologia selezionata.
9.76 Fondo per i rifiuti di nuova costruzione
Prima dell’inizio dei lavori, la garanzia finanziaria dell’operatore dovrebbe specificare come finanzierà:
- LLW/ILW operativo;
- combustibile esaurito;
- deposito asciutto;
- costi del deposito;
- smaltimento geologico;
- smantellamento.
Lo Stato non dovrebbe aspettare l’entrata in funzione commerciale per iniziare a raccogliere i finanziamenti per l’intero ciclo di vita.
9.77 Integrazione dello sviluppo della griglia
Terna dovrebbe integrare il progetto nucleare vero e proprio in:
- piano di sviluppo;
- modelli di adeguatezza;
- strategia di connessione.
Lo studio di adeguatezza del 2025 dimostra che il sistema italiano può diventare gravemente inadeguato se grandi quantità di capacità termica programmabile vengono dismesse senza un’adeguata sostituzione; inoltre, modella esplicitamente la sensibilità climatica. [G]
Un impianto nucleare dovrebbe pertanto essere valutato nell’ambito del portafoglio nazionale di adeguatezza energetica, piuttosto che unicamente come investimento in conto capitale per la produzione di energia.
9.78 Cancello a griglia
Prima della decisione finale di investimento (FID):
- Punto di connessione identificato;
- Sono stati calcolati i costi per il potenziamento della rete necessaria;
- Programma di costruzione allineato;
- È stato identificato il responsabile del pagamento.
Un reattore pronto prima del potenziamento della sua rete di trasmissione non fornisce alcuna capacità nazionale utilizzabile.
9.79 Programma di pianificazione delle emergenze
La pianificazione delle emergenze esterne dovrebbe iniziare già durante la fase di progettazione di dettaglio.
Sequenza indicativa:
- Inviluppo preliminare del termine sorgente;
- basi di pianificazione territoriale;
- mappatura istituzionale;
- termine sorgente dettagliato;
- piano esterno definitivo;
- esercizi;
- prontezza del carico di carburante.
Ciò impedisce che il piano di emergenza diventi un ripensamento in fase di messa in servizio.
9.80 Programma di sicurezza
La sicurezza fisica e informatica dovrebbe essere integrata in tutto il processo:
Progetto
- sicurezza fin dalla progettazione;
- architettura digitale.
Approvvigionamento
- sicurezza informatica della catena di approvvigionamento;
- componenti controllati.
Costruzione
- controllo degli accessi;
- verifica dei precedenti dei lavoratori temporanei;
- protezione della configurazione.
Messa in servizio
- postura di sicurezza operativa.
Il completamento della sicurezza diventa un prerequisito per il carico di carburante.
9.81 Orologio delle abilità
Lo sviluppo della forza lavoro dovrebbe iniziare almeno un intero ciclo universitario/formativo prima dell’avvio di importanti lavori di costruzione.
Il programma dovrebbe utilizzare un modello di forza lavoro a rotazione decennale .
Proiezioni annuali richieste:
- regolatore;
- operatore;
- costruzione;
- produzione;
- sciupare;
- risposta alle emergenze.
Il modello deve includere i pensionamenti, non solo la nuova domanda.
9.82 Scheda di valutazione annuale della Corte dei conti
Un audit nazionale dovrebbe essere in grado di esaminare una pagina contenente:
| Zona | KPI |
|---|---|
| Legge | % degli atti di esecuzione obbligatori completati |
| Regolatore | Requisiti di personale tecnico rispetto al carico di lavoro |
| Tecnologia | Stato di maturità del progetto/stato del progetto di riferimento |
| Posizione | Indagini concluse / questioni fatali ancora aperte |
| Ambiente | Le tappe fondamentali dell’autorizzazione procedono secondo i piani. |
| Finanza | Costo previsto / budget approvato |
| rischio pubblico | Garanzie / passività potenziali |
| Catena di fornitura | Pacchetti di classe di sicurezza qualificati |
| forza lavoro | Posizioni critiche coperte |
| Griglia | Stato di rinforzo |
| Sciupare | Traguardi relativi al repository e all’archiviazione temporanea |
| Costruzione | Progressi fisici rispetto a costi/tempi |
| Messa in servizio | Test completati / risultati aperti dell’ente regolatore |
| Flotta | Miglioramento del rapporto costi/tempi di NOAK rispetto a FOAK |
9.83 Programmazione della logica del semaforo
VERDE
Traguardo raggiunto e documentato.
AMBRA
Deviazione recuperabile con mitigazione definita e margine di flessibilità rimanente nella pianificazione.
ROSSO
L’assunto critico non è più valido; è necessaria una nuova definizione della baseline o la chiusura del gate.
Il programma dovrebbe evitare una quarta categoria informale:
“politicamente verde nonostante tecnicamente rosso.”
9.84 Gerarchia dell’interruttore di sicurezza
Interruttore di spegnimento K1 — legge
In assenza di un quadro giuridico utilizzabile, non esiste una licenza FOAK formale.
K2 — regolatore
L’autorità di regolamentazione non può effettuare una revisione indipendente → la domanda non viene accettata.
K3 — tecnologia
Nessun progetto/carburante di riferimento stabile → nessuna selezione verso il basso italiana.
K4 — sito web
Nessun sito tecnicamente fattibile → nessun progetto.
K5 — ambiente
Incompatibilità ambientale fatale → modificare il progetto/il sito.
K6 — finanza
Nessuna allocazione di rischio bancabile → nessuna decisione finale di investimento (FID).
K7 — catena di approvvigionamento
Pacchetti critici di classe di sicurezza non disponibili → ritardare o importare, non sostituire in modo non sicuro.
K8 — costruzione
La previsione dei costi/tempi finali supera il budget di programma autorizzato → riapprovazione formale.
K9 — carburante
Nessun percorso di rifornimento autorizzato → nessun carico di carburante.
K10 — operazione
Licenza operativa/emergenza/sicurezza incompleta → nessuna criticità.
K11 — flotta
Le prove FOAK invalidano il caso di replicazione → congelare gli impegni NOAK.
9.85 Lo Stato dovrebbe preservare le opzioni di uscita
Le opzioni di uscita diventano più costose con ogni fase.
Pertanto, la struttura contrattuale dovrebbe mirare a preservare:
- Piano di ripiego prima della definizione dettagliata delle licenze;
- sito di riserva prima di un importante investimento fondiario;
- ordini scaglionati con tempi di consegna lunghi;
- Opzioni NOAK a fasi.
Il principio è quello di non rendere il programma permanentemente reversibile.
Si tratta di rimandare un’irreversibilità non necessaria fino a quando non saranno disponibili prove sufficienti.
9.86 Opzioni di flotta condizionali
Anziché impegnarsi immediatamente su decine di moduli, un appalto potrebbe in linea di principio includere:
- ditta FOAK;
- opzione per l’Unità 2;
- Le opzioni relative alla flotta successive sono soggette a condizioni concordate.
Ciò preserva:
- visibilità degli ordini dei fornitori;
- potere contrattuale;
- possibilità di serializzazione;
pur mantenendo i criteri decisionali basati su prove concrete.
La forma commerciale definitiva dipende dalla normativa sugli appalti pubblici e dal finanziamento, e non viene determinata in questa sede.
9.87 Caso disciplinato — tabella dei traguardi
| Pietra miliare | Caso disciplinato |
|---|---|
| T0 | Presupposto per il 2026/27 |
| Decreti fondamentali | 2027 |
| Quadro operativo di regolamentazione per le nuove costruzioni | 2027–28 |
| Finalista tecnologico | 2028 |
| Studio avanzato sul sito principale/di riserva | 2028–29 |
| Progettazione del lead/abbinamento del sito | 2029 |
| Principali richieste di licenza | 2029–30 |
| Autorizzazioni per progetti importanti / Decisione finale di investimento | 2030–31 |
| Primo calcestruzzo nucleare | 2030–31 |
| Finestra di carico del carburante | 2034–35 |
| operazione commerciale | 2034–36 |
| Primo NOAK | 2036–38 |
| flotta seriale | dalla fine degli anni 2030 in poi |
Ogni data dipende dal successo delle fasi precedenti.
9.88 Caso centrale — tabella delle tappe fondamentali
| Pietra miliare | Caso centrale |
|---|---|
| T0 | Presupposto per il 2026/27 |
| Decreti/rettifiche | 2027–28 |
| ampliamento della regolamentazione | 2027–29 |
| Elenco dei candidati per tecnologia/sito | 2028–30 |
| Qualifica dettagliata del sito | 2029–31 |
| Principali richieste di licenza | 2030–32 |
| Autorizzazione/FID | 2032–34 |
| Primo cemento | 2033–35 |
| Messa in servizio | 2037–40 |
| operazione commerciale | 2037–40 |
| dispiegamento NOAK | Dal 2039 in poi |
9.89 Caso in ritardo — tabella delle tappe fondamentali
| Pietra miliare | Caso ritardato |
|---|---|
| Stabilizzazione legale/normativa | fino al 2029/30 o successivamente |
| Posizione | 2030–33+ |
| Licenze | 2032–36+ |
| FID | 2035–38+ |
| Primo cemento | 2036–39+ |
| operazione commerciale | dopo il 2042 |
| Rilevanza su scala di flotta entro il 2050 | Riduzione sostanziale a meno che la velocità di costruzione non diventi molto elevata |
9.90 Il caso più antico non è compatibile con tutte le tecnologie dei reattori
Un caso disciplinato 2034-36 favorisce strutturalmente un progetto che alla fine degli anni 2020 ha già:
- licenza per utenti maturi;
- costruzione di riferimento attiva;
- carburante convenzionale.
È difficile conciliare questa visione con una tecnologia di reattore la cui sequenza dimostrativa si estende fino agli anni 2030.
Ecco perché il capitolo 5 è stato separato:
- LWR-SMR a breve termine;
- Tracciato strategico per reattori avanzati.
La scelta tecnologica cambia l’orologio nazionale.
9.91 Il percorso del reattore avanzato richiede una pianificazione diversa
Un programma LFR collegato all’Italia può essere sviluppato in parallelo attraverso:
- ENEA;
- Ansaldo;
- Aquile;
- newcleo.
Ma il suo calendario di implementazione commerciale dovrebbe essere collegato a:
- rilascio di licenze per dimostratori;
- qualificazione dei materiali;
- impianto di rifornimento carburante;
- prove operative.
Un governo può perseguire questa strada senza fingere che si tratti dello stesso progetto di un reattore LWR-SMR importato a breve termine.
9.92 I percorsi tecnologici paralleli necessitano di budget separati
Miscelazione:
- implementazione a breve termine del FOAK;
- Ricerca e sviluppo di reattori avanzati
All’interno di un unico budget può essere difficile stabilire se l’aumento dei costi abbia origine da:
- progetto commerciale;
- ricerca nazionale.
Il programma dovrebbe tenere una contabilità separata.
9.93 Traguardi nell’ambito dell’informazione pubblica
L’informazione pubblica dovrebbe accompagnare le decisioni sostanziali, anziché fungere da campagna generica continua e scollegata da esse.
I momenti chiave includono:
- quadro giuridico;
- metodologia del sito;
- fase dell’area candidata;
- fase del sito preferenziale;
- QUI;
- autorizzazione edilizia;
- carico di carburante.
In ogni fase, lo Stato dovrebbe pubblicare ciò che è stato effettivamente deciso e ciò che resta ancora da decidere.
9.94 La trasparenza protegge il programma
Divulgazione trasparente di:
- costo;
- ritardo;
- Rilievi effettuati sul sito;
- sciupare;
- conclusioni dell’autorità di regolamentazione
potrebbe generare controversie politiche nel breve termine.
Nascondere o minimizzare tali problematiche aumenta il rischio di contenziosi futuri e di problemi di trust.
Pertanto, la trasparenza non è semplicemente una funzione comunicativa.
Fa parte del controllo dei rischi del progetto.
9,95 Checkpoint 2030
Entro il 2030 , nell’ambito di un programma realmente in grado di realizzare i casi più precoci/centrali, l’Italia dovrebbe essere in grado di dimostrare:
- architettura regolamentare operativa;
- un ente regolatore della sicurezza dotato di risorse adeguate;
- Selezione ristretta di progetti o progetto principale;
- uno o più siti candidati tecnicamente validi;
- responsabile del progetto;
- Attività di concessione di licenze in corso;
- architettura di finanziamento;
- programma di qualificazione industriale;
- interfaccia dei rifiuti.
Se queste condizioni non si verificheranno entro il 2030 circa, la narrazione che vede la prima potenza a metà degli anni 2030 dovrebbe essere formalmente riesaminata.
9,96 2035 checkpoint
Entro il 2035 , un programma coerente con il percorso centrale dovrebbe dimostrare:
- FOAK è in fase di costruzione o collaudo;
- Sede/licenza stabile;
- organizzazione operativa qualificata;
- obblighi finanziari relativi allo smaltimento dei rifiuti e alla dismissione degli impianti;
- Candidati NOAK in fasi definite.
Se il FOAK non avrà raggiunto la fase di costruzione entro il 2035, il programma non dovrebbe continuare a presentare 8-16 GW entro il 2050 come se il tasso di installazione implicito originario fosse rimasto invariato.
È necessario ridefinire i parametri di riferimento per la capacità.
9.97 2040 checkpoint
Entro il 2040 , il programma dovrebbe disporre di prove sufficienti per stabilire se si sia effettivamente trasformato in un programma di flotta.
Possibili elementi di prova includono:
- funzionamento FOAK;
- seconda/terza unità in costruzione;
- produzione in serie;
- finanziamenti stabili;
- costo unitario ridotto;
- portata del regolatore;
- fornitura di carburante.
In assenza di tali requisiti, la politica nucleare nazionale potrebbe rimanere un programma limitato a livello industriale e di primo equipaggiamento, piuttosto che una flotta su scala PNIEC.
9.98 2045 checkpoint
Entro il 2045 lo Stato non dovrebbe più basarsi su ipotesi per la maggior parte dei parametri critici.
Dovrebbe contenere dati effettivi per:
- costo unitario;
- disponibilità;
- durata dell’interruzione;
- sciupare;
- personale;
- finanziamento;
- integrazione di rete.
La definizione della capacità produttiva per il 2050 dovrebbe quindi basarsi principalmente su dati operativi e di costruzione.
9,99 2050 è una busta, non un traguardo
Un reattore entrato in funzione nel 2048 non viene valutato economicamente solo fino al 2050.
Potrebbe funzionare ancora per decenni.
Pertanto, l’obiettivo del 2050 non dovrebbe incentivare:
- rilascio delle licenze in fretta;
- procedure di approvvigionamento inefficienti all’ultimo minuto;
- garanzie pubbliche eccessive
unicamente per raggiungere un numero di capacità previsto dal modello.
La cifra relativa al 2050 rientra nel percorso di transizione del sistema energetico.
La sicurezza e i costi dell’intero ciclo di vita rimangono i fattori predominanti.
9.100 Piano generale di installazione
Il programma nucleare italiano può essere ricondotto a sei decisioni statali.
Decisione 1 — L’Italia può creare la legge e l’organismo di regolamentazione?
2026–2028.
Senza questo, tutto il resto rimane solo una questione di politica.
Decisione 2 — Esiste una combinazione di reattore e sito che valga la pena di autorizzare?
2027–2030.
Ciò richiede prove concrete, non un generico ottimismo sui rapporti nucleari sferici.
Decisione 3 — Il progetto può essere finanziato senza nascondere i rischi?
2029–2034 a seconda dei casi.
L’allocazione del rischio FOAK deve essere esplicita.
Decisione 4 — L’Italia è in grado di realizzarla rispettando i costi e i tempi previsti?
A partire dal 2031, nella migliore delle ipotesi.
Si tratta quindi di una questione basata su dati concreti, piuttosto che su teorie politiche.
Decisione 5 — L’Italia può gestirlo in modo sicuro ed economico?
Dalla metà/fine degli anni 2030 in poi.
L’attività commerciale fornisce la prima prova decisiva.
Decisione 6 — Il FOAK dovrebbe diventare una flotta?
A questa domanda si potrà rispondere solo dopo aver raccolto dati concreti su costi, prestazioni, sistemi energetici e processi industriali.
Il PNIEC fornisce un intervallo analitico di 8-16 GW 2050 , ma non risponde in anticipo alla Decisione 6. [G]
L’architettura di esecuzione richiede pertanto una separazione rigorosa tra:
autorizzazione del programma
autorizzazione del progetto
E
replica della flotta.
La prima decisione parlamentare non autorizza la seconda.
Il primo reattore non autorizza automaticamente l’intera flotta.
Il percorso più credibile per ottenere un FOAK italiano è quindi quello in cui il lavoro successivo inizia presto, ma gli impegni irreversibili vengono presi in un secondo momento .
La redazione di documenti legali, il reclutamento di personale addetto alla regolamentazione, i sopralluoghi, la qualificazione della catena di fornitura e lo sviluppo della forza lavoro possono e devono sovrapporsi.
La costruzione non può precedere il rilascio delle licenze.
Il rifornimento di carburante non può precedere la prontezza operativa e di emergenza.
La replicazione della flotta non può diventare incondizionata prima della prova FOAK.
I tre casi di temporizzazione possono quindi essere chiaramente indicati.
Caso disciplinato / primo caso credibile — 2034–36
Possibile solo se:
- T0 e i decreti avvengono rapidamente;
- il sistema normativo diventerà utilizzabile entro il 2027-2028;
- Viene selezionato un modello di riferimento occidentale consolidato;
- emerge rapidamente un sito idoneo;
- Ci si può fidare sostanzialmente delle normative estere in materia;
- Il finanziamento si concluderà approssimativamente entro il 2030-31;
- I lavori di costruzione non hanno causato disagi significativi a FOAK.
Si tratta di un caso ad alte prestazioni .
Caso centrale — 2037–40
Consente:
- un’espansione significativa degli enti regolatori;
- diversi anni di dati provenienti dall’estero sui rapporti sessuali lievi;
- indagine completa del sito;
- valutazione ambientale/transfrontaliera;
- negoziazione del finanziamento;
- qualificazione della catena di fornitura.
Si tratta della fascia di pianificazione più difendibile per la definizione del bilancio pubblico e la struttura della forza lavoro.
Caso rinviato — dopo il 2042
Risultati in caso di ripristino di una delle porte principali:
- legislazione;
- regolatore;
- sito;
- finanza;
- sciupare;
- tecnologia;
- costruzione.
Questo caso dovrebbe rimanere all’interno del programma ufficiale piuttosto che essere trattato come uno scenario di guasto esterno, perché eliminare il ritardo dal modello di pianificazione non significa eliminarlo dalla realtà.
La regola finale di controllo del programma è quindi la seguente:
Nessuna data acquisisce maggiore validità legale o tecnica solo perché è stata annunciata più volte.
Ogni traguardo deve essere conquistato attraverso prove concrete.
Lo Stato può accelerare le attività attraverso:
- lavorando in parallelo;
- riutilizzo di dati normativi stranieri;
- qualificare i fornitori in fase iniziale;
- preparare i siti in anticipo;
- finanziare adeguatamente l’organismo di regolamentazione.
Non può legittimamente accelerare presupponendo che:
- revisione della sicurezza;
- valutazione ambientale;
- finanziamento;
- carburante;
- pianificazione delle emergenze;
- sciupare.
Il risultato più importante del piano 2026-2050 non è quindi una singola data di entrata in esercizio commerciale.
Si tratta di un sistema di orologi, proprietari, requisiti probatori e interruttori di sicurezza che impedisce a un programma politico di trasformarsi in un impegno fiscale a tempo indeterminato quando uno dei suoi presupposti originari non è più valido.
CAPITOLO 9 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
Base giuridica italiana per l’orologio e la programmazione
L1 — Senato della Repubblica, DDL n. 1924 — verbale legislativo ufficiale. Approvazione parlamentare definitiva il 23 settembre 2026; alla data di chiusura della relazione risultava ancora “approvato definitivamente, non ancora pubblicato”.
Senato — Stato ufficiale del DDL 1924
L2 — Senato della Repubblica, DDL n. 1924, Articolo 1. Delega di dodici mesi calcolata dall’entrata in vigore , non dal voto parlamentare finale.
Senato — Testo della delega statutaria DDL 1924
L3 — Lavori finali del Senato, 23 settembre 2026. Esame parlamentare finale del quadro normativo abilitato in materia nucleare.
Senato — lavori finali sul DDL 1924
Piano strategico italiano per il 2050
G1 — MASE, Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima 2024. Circa 8 GW di capacità nucleare nello scenario conservativo del 2050, circa l’11% della domanda di elettricità; circa 1,3 GW di cogenerazione che forniscono 16 TWh di calore industriale termico; potenziale totale stimato circa 16 GW / 22%.
MASE — PNIEC 2024 documento completo
G2 — Servizio di ricerca della Camera dei Deputati, 2026. Sintesi parlamentare degli scenari nucleari del PNIEC e chiarimento sul fatto che lo scenario nucleare non modifica le ipotesi del PNIEC 2030.
Camera dei Deputati — dossier sugli scenari nucleari e del PNIEC
Dichiarazioni pubbliche sulle tempistiche e sulle tappe fondamentali del settore industriale.
M1 — ANSA, 18 settembre 2026. Il ministro Pichetto Fratin: 2033-34 “nella migliore delle ipotesi”; le norme in materia di autorizzazioni, modello di agenzia e trasparenza devono ancora essere attuate.
ANSA — Pichetto Fratin sulla tempistica 2033-34
M2 — ANSA, 19 settembre 2026. Intenzione politica ministeriale di presentare rapidamente le norme attuative; non si tratta di una scadenza legale.
ANSA — dichiarazione sui tempi di presentazione delle norme attuative.
I1 — Edison, 25 giugno 2026. Dichiarazione industriale EDF/NUWARD/Edison/Italia con l’obiettivo di realizzare i primi impianti SMR intorno al 2035.
Edison — Dichiarazione sulla catena di fornitura EDF/NUWARD/Italia
Prontezza dell’ente regolatore
G3 — ISIN, Piano generale di attività 2026-2028. L’attuale organico previsto dalla legge è di 90 persone e si prevede un reclutamento per mantenere circa 60 tecnici e 30 addetti amministrativi/legali.
ISIN — Piano generale di attività 2026-2028
G4 — Il direttore dell’ISIN Francesco Campanella, audizione al Senato, 1 luglio 2026. L’attuale ente regolatore necessita di rafforzamento e trasformazione in vista di un possibile mandato di autorizzazione per nuovi reattori.
ISIN — Audizione al Senato sulla capacità di regolamentazione per le nuove costruzioni.
G5 — Presentazione del Rapporto Annuale ISIN, 7 luglio 2026. Carico di lavoro attuale, sviluppo istituzionale e capacità dell’organismo di regolamentazione della sicurezza.
ISIN — Presentazione del Rapporto Annuale 2026
Progetto di riferimento estero: Darlington BWRX-300
I2 — Commissione canadese per la sicurezza nucleare — Nuovo progetto nucleare di Darlington. BWRX-300 selezionato nel 2021; domanda di costruzione nell’ottobre 2022; licenza di costruzione nell’aprile 2025; Unità 1 in costruzione; domanda di licenza di esercizio nel marzo 2026.
CNSC — Nuovo progetto nucleare di Darlington
I3 — CNSC — Protocollo di revisione della licenza operativa di Darlington. Domanda di licenza operativa ricevuta il 25 marzo 2026; la revisione è attualmente stimata in circa 35 mesi.
CNSC — Protocollo di revisione della licenza operativa di Darlington
I4 — OPG, aprile 2026 — installazione della base del reattore. Prova che la costruzione civile nucleare è effettivamente in corso.
OPG — Traguardo raggiunto con la fondazione dell’edificio del reattore BWRX-300
I5 — Rapporto di fine anno 2025 di OPG, pubblicato nel 2026. Il primo SMR dovrebbe essere collegato alla rete entro la fine del 2030; il budget per la prima unità più le infrastrutture comuni è di circa 7,7 miliardi di dollari canadesi, inclusi interessi, adeguamenti e imprevisti.
OPG — Costi e tempi del progetto Darlington SMR.
I6 — OPG, maggio 2025. Programma Darlington a quattro unità, circa 20,9 miliardi di dollari canadesi; prima unità 6,1 miliardi di dollari canadesi più 1,6 miliardi di dollari canadesi di sistemi/servizi condivisi tra le quattro unità del programma.
OPG — Quadro finanziario di riferimento del programma Darlington a quattro unità.
Quadro europeo per la diffusione dei sistemi SMR
G6 — Commissione europea, 10 marzo 2026 — Strategia UE per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR). Obiettivo per i primi progetti europei all’inizio degli anni 2030; approccio basato sulla flotta, sviluppo della catena di approvvigionamento, cooperazione normativa e autonomia strategica.
Commissione europea — Strategia UE per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
G7 — Commissione europea — Portale politico sui reattori modulari di piccole dimensioni (SMR). Strategia SMR, Alleanza industriale europea e capacità SMR prevista nell’UE di circa 17-53 GW entro il 2050.
Commissione europea — Reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
G8 — Commissione europea, COM(2026)117. Azioni dettagliate per la diffusione industriale basata sulla flotta, la cooperazione normativa, la riduzione del rischio e lo sviluppo della catena di approvvigionamento.
Commissione europea — Sviluppo futuro e diffusione dei SMR in Europa
Finanziamento
G9 — Commissione europea, 10 marzo 2026 — Strategia di investimento per le energie pulite. Capitale pubblico come catalizzatore, mobilitazione degli investimenti privati e riconoscimento specifico del maggiore rischio tecnologico/di implementazione per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Commissione europea — Strategia di investimento per le energie pulite
G10 — Commissione europea — Politica di investimento nelle energie pulite. Finanziamenti della BEI e meccanismi di riduzione del rischio per i SMR.
Commissione europea — Quadro di riferimento per gli investimenti nelle energie pulite.
G11 — Commissione europea — Fabbisogno di investimenti nel settore nucleare. Garanzia prevista di 200 milioni di euro a sostegno degli investimenti privati in tecnologie nucleari innovative.
Commissione europea — Fabbisogno di investimenti nel settore nucleare
Pianificazione della rete e del sistema
G12 — Terna, Valutazione nazionale dell’adeguatezza delle risorse per l’Italia 2025. Adeguatezza 2030-2035, modellazione probabilistica sensibile al clima e conseguenze della dismissione programmabile della capacità termica.
Terna — Valutazione nazionale dell’adeguatezza delle risorse 2025
Dipendenza da rifiuti e smantellamento
G13 — Sogin, 6 agosto 2026 — Risultati finanziari 2025. Il programma italiano di smantellamento è completato al 47,7% al 31 dicembre 2025.
Sogin — Stato di avanzamento dello smantellamento al 2025
G14 — Sogin, 16 settembre 2026 — Rapporto di sostenibilità 2025. Conferma il completamento complessivo dello smantellamento al 47,7%.
Sogin — Annuncio del Rapporto di sostenibilità 2025
FINE DEL CAPITOLO 9
CAPITOLO 10 — QUESTIONI NON INCLUSE NEL DOCUMENTO POLITICO E LE DECISIONI CHE IL GOVERNO SI TROVA EFFETTIVAMENTE AD AFFRONTARE
10.1 Risultato esecutivo
La decisione strategica che l’Italia si trova ad affrontare va ben oltre la semplice costruzione di un piccolo reattore modulare.
Entro il 2026 il Paese sta contemporaneamente riprogettando la propria rete elettrica, aggiungendo ingenti quantità di generazione e stoccaggio da fonti rinnovabili, aumentando l’interconnessione con il Mediterraneo e l’Europa, diversificando l’approvvigionamento di gas e GNL dopo lo shock energetico del 2022, sviluppando la cattura e lo stoccaggio del carbonio, affrontando la nuova domanda di elettricità industriale, ricostruendo parte del proprio ecosistema di ricerca e produzione nucleare e riconsiderando la fissione nucleare civile dopo quasi quattro decenni senza produzione nucleare nazionale.
Il paragone governativo appropriato non è quindi:
nucleare contro energie rinnovabili.
Né lo è:
nucleare contro gas.
Il vero confronto si svolge tra architetture di sistema alternative in grado di offrire diverse combinazioni di:
- decarbonizzazione;
- capacità affidabile;
- accessibilità economica;
- competitività industriale;
- autonomia strategica;
- resilienza climatica;
- dispacciabilità;
- sovranità tecnologica.
La strategia di rete attuale di Terna illustra di per sé la portata della trasformazione non nucleare già avviata. Il Piano di sviluppo 2025 prevede investimenti nella rete di trasmissione per oltre 23 miliardi di euro nel periodo 2025-2034 , l’integrazione di almeno 65 GW di capacità rinnovabile aggiuntiva entro il 2030 rispetto al 2023 , un fabbisogno di stoccaggio di circa 71,5 GWh entro il 2030 , escluso l’attuale impianto idroelettrico a pompaggio, una capacità di trasferimento interno significativamente maggiore e un aumento di circa il 40% della capacità di trasmissione transfrontaliera di energia elettrica attraverso progetti che si estendono oltre il decennio. [G]
La prima asta MACSE per lo stoccaggio ha già spostato parte di tale architettura dalla fase di pianificazione a quella di approvvigionamento. Terna ha assegnato 10 GWh nel settembre 2025 per la consegna nel 2028; le offerte hanno superato di oltre quattro volte la quantità richiesta e il prezzo medio ponderato di aggiudicazione è stato di circa 12.959 €/MWh-anno , ben al di sotto del premio di riserva. [G]
L’Italia, quindi, non si trova a dover scegliere tra costruire una centrale nucleare e non fare nient’altro.
Il sistema di base richiede già:
- energie rinnovabili;
- espansione della griglia;
- magazzinaggio;
- interconnessioni;
- domanda flessibile;
- capacità aziendale continua.
Una flotta nucleare, se realizzata, diventerebbe un elemento aggiuntivo all’interno di tale architettura, anziché sostituirla.
Anche il gas rimane strategicamente rilevante. Nel 2025 la domanda italiana di gas si è attestata intorno ai 63,42 miliardi di metri cubi , mentre le importazioni di GNL hanno superato i 20 miliardi di metri cubi , coprendo circa un terzo della domanda nazionale. I dati di rete di Snam mostrano una sostanziale diversificazione tra gasdotti e punti di ingresso del GNL, incluso il nuovo FSRU di Ravenna. [I/G]
Questo sistema del gas diversificato conferisce all’Italia una resilienza che era più debole prima dello shock del 2022, ma rimane dipendente dalle forniture internazionali di materie prime. Il nucleare modifica la natura di tale dipendenza esterna anziché eliminarla del tutto: uranio, conversione, arricchimento, fabbricazione del combustibile, tecnologia proprietaria dei reattori e supporto digitale possono rimanere tutti di provenienza estera.
Anche la combinazione di gas e CCS (cattura e stoccaggio del carbonio) sta passando dalla teoria alla dimostrazione industriale. La Fase 1 del progetto CCS di Ravenna è iniziata nel 2024 ed è progettata per catturare circa 25.000 tonnellate di CO₂ all’anno , mentre il progetto di Fase 2 di Eni e Snam punta a circa 4 milioni di tonnellate all’anno entro il 2030 , con una potenziale espansione a lungo termine verso i 16 milioni di tonnellate all’anno . [I/G]
Anche in questo caso, ciò non dimostra che il gas con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) sia economicamente o sistemicamente superiore al nucleare. Dimostra invece che l’Italia dispone di un altro percorso di decarbonizzazione programmabile che deve essere confrontato utilizzando:
- costo del carburante;
- tasso di cattura del carbonio;
- emissioni residue;
- esposizione al metano;
- Trasporto/stoccaggio di CO₂;
- fattore di capacità;
- finanziamento;
- tempi di consegna.
L’interconnessione aggiunge un’ulteriore dimensione strategica. Terna gestisce già circa 30 interconnessioni internazionali e prevede nuovi collegamenti o potenziamenti che coinvolgono Francia, Svizzera, Austria, Slovenia, Grecia, Montenegro, Tunisia e altri corridoi. Il suo piano 2025 posiziona esplicitamente l’Italia come ponte elettrico tra Europa, Nord Africa e il Mediterraneo in generale. [G]
Un parco di reattori nazionali potrebbe ridurre l’esposizione all’elettricità importata in determinate condizioni di sistema.
Ciò non renderebbe obsolete tali interconnessioni.
La decisione che il governo deve prendere riguarda pertanto la composizione del portafoglio e la sequenza strategica .
Rimangono aperte quattro ampie architetture nucleari:
Architettura I: implementare un reattore modulare di piccole dimensioni (SMR) raffreddato ad acqua, di produzione occidentale e sostanzialmente maturo, e sviluppare la partecipazione industriale italiana attorno ad esso.
Architettura II: porre al centro del programma nazionale i reattori avanzati di derivazione italiana, in particolare quelli a raffreddamento al piombo, e accettare un orizzonte temporale successivo per la prima centrale nucleare.
Architettura III — rafforzare l’Italia principalmente come potenza europea nell’ingegneria, nella produzione di componenti e nell’esportazione di energia nucleare, rinviando al contempo la realizzazione di un impianto nucleare nazionale di grandi dimensioni (FOAK).
Architettura IV — rinviare gli impegni irreversibili per nuove costruzioni nazionali fino a quando il National Repository, l’architettura normativa e il processo di localizzazione non avranno superato le fasi di maturità specificate.
Nessuna di queste è intrinsecamente “la risposta”.
Ciascuno risolve un diverso problema strategico.
La decisione corretta da parte del governo è quella di individuare quale obiettivo nazionale abbia la priorità , quali condizioni debbano sussistere affinché l’architettura prescelta funzioni e quali rischi residui l’Italia sia disposta ad assumersi.
Questo capitolo finale, pertanto, non individua un vincitore politico. Identifica invece le condizioni in cui ciascuna architettura acquisisce coerenza interna e le condizioni in cui cessa di esserlo, esattamente come richiesto dal mandato di commissione.
10.2 Il nucleare deve essere confrontato con l’attuale portafoglio di alternative italiane
L’alternativa al nuovo nucleare non è “niente elettricità”.
L’Italia ha già un portafoglio di approvvigionamento in rapida evoluzione.
Le principali alternative o complementari includono:
- Accelerazione dell’energia solare ed eolica;
- batterie e altri sistemi di accumulo;
- pompaggio idroelettrico;
- Rinforzo della trasmissione interna;
- interconnessione internazionale;
- domanda flessibile;
- idroelettrico esistente;
- produzione di gas;
- gas più CCS;
- importazioni di energia elettrica;
- efficienza industriale.
Un confronto serio deve quindi porsi la seguente domanda:
Se l’Italia non investisse il prossimo euro nel nucleare, quale combinazione di queste risorse fornirebbe la stessa funzione al sistema elettrico, in quale data e con quale rischio?
Viceversa:
Se l’Italia decidesse di dotarsi di un impianto nucleare, quali investimenti rimarrebbero comunque necessari?
La risposta alla seconda domanda è sostanziale.
Anche con i nuovi reattori, l’Italia ha ancora bisogno di:
- produzione da fonti rinnovabili;
- trasmissione;
- magazzinaggio;
- collegamenti internazionali;
- rafforzamento della distribuzione locale;
- richiedere flessibilità.
Il nucleare compete principalmente per una parte del ruolo fondamentale di fornitore di energia a basse emissioni di carbonio e di garanzia della sicurezza energetica , non per l’intero programma di investimenti nel sistema energetico.
10.3 La data di consegna è importante quanto il costo del ciclo di vita
Una tecnologia disponibile nel 2029 e una tecnologia disponibile nel 2039 non possono essere confrontate solo attraverso un valore statico €/MWh.
Gli obblighi dell’Italia per il 2030, la chiusura delle centrali a carbone e la domanda industriale a breve termine si verificano prima che si raggiunga la soglia di potenza iniziale credibile per i nuovi impianti nucleari, come stabilito nel Capitolo 9.
Pertanto, il governo dovrebbe utilizzare almeno tre periodi di confronto:
2026–2030
Contributo nucleare derivante dai nuovi reattori nazionali:
praticamente zero.
Le tecnologie rilevanti sono:
- energie rinnovabili;
- magazzinaggio;
- griglie;
- efficienza;
- gas/GNL;
- interconnessione;
- idroelettrico esistente.
2030–2040
Periodo potenziale di entrata in funzione per la prima unità nucleare.
Il confronto diventa:
- fonti rinnovabili mature/sistemi di accumulo;
- rete/interconnessione potenziata;
- gas/cattura e stoccaggio del carbonio;
- primo FOAK nucleare.
2040–2050
Periodo potenziale di replicazione della flotta nucleare.
Questo è il periodo in cui il nucleare può alterare sostanzialmente l’architettura del sistema, qualora l’implementazione del FOAK abbia avuto successo.
Senza questa suddivisione temporale, il nucleare può sembrare in grado di risolvere i problemi del 2030, pur essendo fisicamente irraggiungibile.
10.4 Le energie rinnovabili hanno già un vantaggio in termini di scala di implementazione
Il piano di sviluppo di Terna per il 2025 prevede oltre 65 GW di capacità rinnovabile aggiuntiva entro il 2030 rispetto al 2023 , con un ulteriore aumento dopo tale data. [G]
Si tratta di una scala di impiego fondamentalmente diversa da quella nucleare.
L’energia solare ed eolica hanno:
- cicli di progetto più brevi;
- finanziamento modulare;
- molti sviluppatori;
- implementazione distribuita geograficamente.
La loro sfida principale non è se sia possibile costruire singole turbine o moduli fotovoltaici.
Li sta integrando con una penetrazione molto elevata, mantenendo al contempo:
- adeguatezza;
- flessibilità;
- stabilità della rete;
- capacità di trasmissione.
Il nucleare ha un profilo quasi opposto.
La sua sfida principale è:
- tempo di sviluppo;
- licenze;
- finanziamento del progetto;
- Esecuzione FOAK.
Una volta operativo, può fornire grandi quantità di energia in modo relativamente indipendente dalle condizioni meteorologiche, da un sito compatto.
Le due tecnologie risolvono quindi vincoli di sistema differenti.
10.5 Lo stoccaggio sta diventando una risorsa di sistema industriale anziché una tecnologia pilota
La prima asta MACSE in Italia dimostra che l’approvvigionamento di sistemi di accumulo su larga scala si sta integrando sempre più nell’architettura del settore elettrico.
Terna si è aggiudicata 10 GWh per consegne a partire dal 2028, con una forte concorrenza e prezzi ben al di sotto del premio di riserva dell’asta. [G]
Il fabbisogno energetico più ampio previsto da Terna è di circa 71,5 GWh entro il 2030 , escludendo l’energia idroelettrica di pompaggio esistente. [G]
Ciò ha due conseguenze per l’analisi nucleare.
In primo luogo, l’energia nucleare non dovrebbe essere giustificata partendo dal presupposto che non siano disponibili sistemi di stoccaggio.
In secondo luogo, il sistema non dovrebbe presupporre che le batterie possano fornire economicamente ogni forma di capacità stabile per periodi di tempo arbitrariamente lunghi.
L’economia dello stoccaggio dipende fortemente da:
- durata;
- ciclismo;
- differenza di prezzo;
- valore di capacità;
- degradazione.
Il confronto corretto, pertanto, distingue:
deposito intraday
da
fabbisogno energetico fisso per più giorni/stagionale.
10.6 Le batterie e il nucleare affrontano aspetti diversi del rischio di carico residuo
Le batterie sono particolarmente efficaci per:
- spostamento solare serale;
- risposta in frequenza rapida;
- Bilanciamento di breve durata;
- Gestione della congestione.
L’energia nucleare è potenzialmente efficace per:
- energia continua;
- lunghi periodi di scarsa rinnovabilità;
- capacità affidabile;
- generazione sincrona.
È analiticamente debole descrivere l’uno come un semplice sostituto dell’altro.
Un sistema a basse emissioni di carbonio più realistico potrebbe includere entrambi.
La domanda è quanto di ciascuno .
10.7 L’energia idroelettrica di pompaggio rimane strategicamente importante
L’Italia vanta già una significativa esperienza nel settore idroelettrico e degli impianti di pompaggio.
L’idroelettrico a pompaggio offre:
- lunga durata di vita utile degli asset;
- inerzia della griglia;
- magazzinaggio;
- prenotare.
La sua espansione è limitata da:
- geografia;
- consentendo;
- impatti ambientali;
- disponibilità idrica.
Tuttavia, gli impianti idroelettrici a pompaggio, sia quelli esistenti che quelli potenziali, dovrebbero essere inclusi in qualsiasi scenario controfattuale nucleare.
Un programma di reattori che si confronti solo con le batterie agli ioni di litio non renderebbe giustizia alla diversità delle opzioni di accumulo energetico disponibili in Italia.
10.8 Il programma di rete è inevitabile indipendentemente dal nucleare
Terna prevede investimenti per oltre 23 miliardi di euro nelle infrastrutture di trasmissione tra il 2025 e il 2034.
Tra i progetti principali figurano:
- Collegamento tirrenico;
- Collegamento adriatico;
- Milano–Montalto;
- Collegamento centrale;
- ELMED;
- GR.ITA.2;
- SA.CO.I.3;
- rinforzi aggiuntivi al confine settentrionale e all’interno. [G]
Pertanto, il nucleare non dovrebbe essere presentato come un modo per evitare investimenti nella rete elettrica.
Un progetto nucleare di per sé può richiedere un ulteriore rafforzamento della rete.
La questione strategica è se nuove centrali nucleari:
- riduce alcuni requisiti futuri relativi alla raccolta/alla rete di energie rinnovabili;
- aumenta il fabbisogno di altre iniezioni concentrate;
- migliora l’adeguatezza a sufficienza da ridurre alcuni investimenti in capacità produttiva dell’impresa.
Solo la modellazione del sistema può dare una risposta.
10.9 L’interconnessione è parte integrante della sovranità italiana, non l’opposto della sovranità
La retorica della sovranità energetica può erroneamente interpretare le importazioni di elettricità come prova di debolezza.
L’interconnessione può aumentare la resilienza dando all’Italia accesso a:
- generazione diversificata;
- condivisione delle riserve;
- fornitura di emergenza;
- mercati di esportazione.
L’UE mantiene l’obiettivo politico di raggiungere almeno il 15% di interconnessione elettrica entro il 2030. [ G]
Terna prevede che lo sviluppo della propria rete aumenterà in modo sostanziale la capacità di scambio internazionale dell’Italia e la definisce come un futuro hub elettrico del Mediterraneo. [G]
L’autonomia strategica non dovrebbe quindi significare isolamento elettrico.
Significa evitare di dipendere da una fonte esterna incontrollabile .
10.10 ELMED cambia la geometria dell’elettricità nel Mediterraneo
L’interconnettore HVDC ELMED tra Italia e Tunisia riveste un’importanza particolare.
Terna lo descrive come un ponte energetico tra Europa e Africa, concepito per:
- rafforzare la sicurezza degli approvvigionamenti;
- facilitare l’integrazione delle energie rinnovabili;
- approfondire lo scambio di energia elettrica nel Mediterraneo. [G]
Un futuro sistema nucleare italiano opererebbe quindi all’interno di un mercato che sta diventando sempre più, e non meno, interconnesso geograficamente.
Ciò può supportare il nucleare creando capacità di esportazione durante i periodi di surplus interno.
Può inoltre aumentare la concorrenza da parte dell’elettricità a basso costo prodotta altrove.
10.11 Il gas rimane la principale risorsa di sicurezza dispacciabile dell’Italia nel breve termine
La domanda di gas in Italia nel 2025 è stata di circa 63,42 miliardi di metri cubi .
Il sistema di Snam ha ricevuto:
- circa 40,41 miliardi di metri cubi attraverso i punti di ingresso dei gasdotti esteri;
- circa 20,48 miliardi di metri cubi attraverso i punti di ingresso del terminale GNL;
- La produzione interna rappresenta una quota molto minore.
Nel corso del 2025, i volumi di GNL in ingresso nei terminali completamente consolidati di Snam sono aumentati in modo sostanziale, con l’entrata in servizio dell’unità FSRU di Ravenna. [I]
Il gas rimane quindi fondamentale per:
- bilanciamento dell’elettricità;
- calore industriale;
- riscaldamento;
- sicurezza dell’approvvigionamento.
Le nuove fonti nucleari non potranno sostituire in modo sostanziale tale ruolo prima del 2030.
10.12 Il sistema del gas post-2022 è più diversificato ma rimane esposto a livello internazionale
Lo shock del 2022 ha costretto l’Italia ad allontanarsi rapidamente dalla precedente dipendenza dal gasdotto russo.
L’architettura risultante si basa su:
- Algeria;
- Azerbaijan/TAP;
- GNL;
- Norvegia/rotte settentrionali;
- fonti più piccole.
La diversificazione è strategicamente vantaggiosa.
Ma il carburante continua a essere commercializzato a livello internazionale.
Snam stessa individua l’instabilità geopolitica in:
- Nord Africa;
- il Medio Oriente;
- ex regioni sovietiche;
come rischio materiale per l’attività e l’approvvigionamento. [I]
Una volta implementato, il nucleare può ridurre la domanda di gas per la produzione di energia elettrica.
Ciò non elimina immediatamente il problema geopolitico.
10.13 Il nucleare converte un’esposizione all’importazione in un’altra
Una nuova centrale nucleare nazionale produrrebbe energia elettrica in Italia.
Ma a seconda della tecnologia, l’Italia potrebbe comunque importare:
- uranio;
- conversione;
- arricchimento;
- combustibile artificiale;
- sistemi di reattori proprietari;
- servizi specialistici.
La differenza strategica risiede nella natura fisica e commerciale della dipendenza.
Il fabbisogno di combustibile nucleare è relativamente ridotto in termini di volume fisico rispetto ai flussi continui di gas e può essere contrattualizzato e stoccato per periodi più lunghi.
L’approvvigionamento di gas, al contrario, richiede infrastrutture continue e di grande volume.
Tale differenza può aumentare la resilienza.
Non crea una completa autarchia energetica.
10.14 Gas-plus-CCS è una valida alternativa per un percorso a basse emissioni di carbonio che deve essere testato
Il progetto CCS di Ravenna significa che l’Italia è andata oltre la semplice discussione sulla cattura del carbonio a livello politico.
La Fase 1 è stata progettata per catturare circa 25.000 tonnellate di CO₂ all’anno dall’impianto di trattamento del gas di Casalborsetti e stoccarle nel giacimento esaurito di Porto Corsini Mare Ovest.
Secondo i dati di Eni, le prestazioni di cattura superano il 90%, con picchi intorno al 96%.
La Fase 2 è intesa ad ampliare la capacità di trasporto/stoccaggio fino a circa 4 Mt/anno entro il 2030 , previa autorizzazione, con una possibile successiva espansione verso 16 Mt/anno . [I]
Ciò crea una piattaforma infrastrutturale nazionale plausibile.
10.15 Il gas con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) e il nucleare presentano strutture di rischio fondamentalmente diverse
| Variabile | Nucleare | Gas + CCS |
|---|---|---|
| Tempi di costruzione | Lungo | Generalmente, la costruzione della generazione è più breve; è richiesto anche lo sviluppo della rete CCS. |
| Esposizione al carburante | Servizi di uranio/arricchimento/combustibile | Fornitura continua di gas naturale |
| emissioni di CO₂ | Funzionamento molto basso | Ridotto ma non necessariamente a zero |
| Esposizione a catena del metano | Minimo | Rimane rilevante a monte |
| Dispacciabilità | Alto | Alto |
| esposizione al prezzo del carburante | Minore quota dei costi di generazione | quota molto più grande |
| trasporto/stoccaggio di CO₂ | Non richiesto | Essenziale |
| Responsabilità in materia di rifiuti | scorie radioattive/combustibile esaurito | Monitoraggio e responsabilità dello stoccaggio di CO₂ catturata |
| Profilo finanziario | capitale iniziale molto elevato | Ciclo di vita ad alto consumo di carburante + infrastruttura CCS |
| Consegna entro il 2030 | Nuovo nucleare italiano: no | Alcune infrastrutture CCS/gas: potenzialmente sì |
La tabella è descrittiva.
Quale percorso sia economicamente preferibile dipende da:
- prezzo del gas;
- prezzo del carbonio;
- costo di acquisizione;
- costo di stoccaggio;
- Investimenti in conto capitale nel settore nucleare;
- tasso di finanziamento nucleare;
- valore del sistema.
10.16 La CCS non elimina la necessità di valutare le emissioni residue
Un impianto a gas con CCS può comunque avere:
- CO₂ non catturata nel camino;
- penalità energetica di compressione;
- emissioni di metano a monte;
- fabbisogno energetico per il trasporto e lo stoccaggio.
Pertanto, il confronto dovrebbe basarsi sulle emissioni dell’intero ciclo di vita, anziché considerare la “cattura e stoccaggio del carbonio” (CCS) equivalente a zero emissioni.
Analogamente, l’analisi nucleare dovrebbe includere:
- attività mineraria;
- arricchimento;
- costruzione;
- ciclo del combustibile;
- smantellamento.
Entrambe le tecnologie dovrebbero essere confrontate utilizzando la stessa metodologia.
10.17 La CCS crea una dipendenza infrastrutturale geologica propria
L’energia nucleare viene spesso criticata perché richiede lo smaltimento geologico di materiale radioattivo a lunga vita.
Anche la cattura e lo stoccaggio di carbonio (CCS) del gas dipendono dal contenimento geologico a lungo termine, sebbene i materiali e i meccanismi di rischio differiscano sostanzialmente.
La decisione italiana, quindi, non è semplicemente:
stoccaggio geologico contro assenza di stoccaggio geologico.
Potrebbe comportare la scelta tra diverse tipologie di infrastrutture sotterranee:
- Smaltimento geologico dei rifiuti radioattivi;
- stoccaggio geologico di CO₂.
Ognuno ha caratteristiche diverse:
- volumi;
- pericoli;
- monitoraggio;
- regimi di responsabilità.
10.18 Il calore industriale può essere più importante dell’elettricità in alcuni settori
Molti processi industriali consumano energia principalmente sotto forma di calore.
Alcuni esempi includono:
- sostanze chimiche;
- raffinazione;
- cibo;
- carta;
- Alcuni processi di lavorazione dei minerali.
Le opzioni di decarbonizzazione rilevanti includono:
- elettrificazione diretta;
- pompe di calore;
- Caldaie elettriche;
- idrogeno;
- biomassa;
- gas più CCS;
- calore nucleare.
Un reattore situato lontano dall’utente industriale perde gran parte del vantaggio del riscaldamento diretto.
Pertanto, il calore industriale dovrebbe influenzare la scelta del sito, anziché essere aggiunto retoricamente a ogni progetto nucleare.
10.19 Il calore industriale nucleare diventa interessante solo in determinate condizioni
Il calore diretto del reattore diventa internamente coerente laddove:
- Esiste un grande cliente stabile per il calore;
- Il requisito di temperatura corrisponde alla potenza erogata dal reattore;
- Il cliente si trova geograficamente vicino;
- La domanda di calore presenta un elevato fattore di carico;
- La sicurezza del reattore rimane indipendente dal funzionamento da parte del cliente;
- L’investimento in conto capitale per la rete di vapore/riscaldamento è giustificato.
In assenza di tali condizioni, la produzione di energia elettrica può rappresentare il prodotto nucleare più rilevante.
10.20 L’idrogeno è un’opzione flessibile, non un sottoprodotto automatico del nucleare
L’idrogeno elettrolitico può essere prodotto utilizzando l’energia nucleare.
I reattori ad alta temperatura potrebbero in futuro migliorare l’efficienza dell’elettrolisi grazie all’integrazione del vapore.
Ma la validità economica dipende ancora da:
- costo dell’elettrolizzatore;
- domanda di idrogeno;
- Condotte/stoccaggio;
- prezzo di mercato;
- utilizzo.
Lo Stato non dovrebbe pertanto considerare le ipotetiche vendite di idrogeno come entrate FOAK garantite, a meno che non siano supportate da una domanda effettiva contrattualizzata.
10.21 Le limitazioni idriche potrebbero modificare l’attrattività relativa dei percorsi del sistema
Sia il nucleare che il gas/CCS sono sistemi termici e possono richiedere un raffreddamento significativo, a seconda della configurazione.
Le energie rinnovabili in genere richiedono un minor consumo di acqua di raffreddamento durante il funzionamento.
L’elettrolisi dell’idrogeno richiede acqua, ma in quantità e qualità diverse.
La pianificazione energetica futura in Italia dovrebbe pertanto includere un modello di sistema energetico che tenga conto del fabbisogno idrico , in particolare per:
- Pianura Padana;
- zone industriali meridionali;
- siti costieri.
L’acqua potrebbe diventare un vincolo di allocazione condiviso da:
- energia;
- agricoltura;
- città;
- industria.
10.22 Il raffreddamento a secco potrebbe preservare le opzioni di localizzazione nucleare, ma modifica gli aspetti economici
Il capitolo 7 ha stabilito che il raffreddamento a secco può ridurre la dipendenza dall’acqua dolce, imponendo tuttavia:
- maggiori investimenti in conto capitale;
- strutture più grandi;
- minore efficienza;
- penalità dovute all’ondata di calore.
Pertanto, i siti soggetti a stress idrico non dovrebbero essere semplicemente esclusi prima di testare alternative a secco/ibride.
Allo stesso modo, non si dovrebbe dare per scontato che il raffreddamento a secco sia gratuito e renda fattibile un sito altrimenti problematico.
Il suo impatto economico deve essere incluso nell’offerta.
10.23 L’assicurazione è una questione di programma strategico, non una nota a piè di pagina legale.
Attualmente l’Italia opera nell’ambito del quadro di responsabilità nucleare di Parigi/Bruxelles, nella sua versione modificata.
Lo strato generale di gestione è di almeno 700 milioni di euro , con i compensi supplementari statali/internazionali che portano il sistema convenzionale combinato ad almeno circa 1,5 miliardi di euro . [L/G]
Quel quadro di riferimento fu calibrato in un periodo in cui l’Italia non disponeva di un reattore nucleare commerciale attivo.
Il rientro modifica il contesto politico.
Prima della chiusura finanziaria di FOAK, il governo deve stabilire se:
- conservare l’importo esistente;
- aumentare il requisito dell’operatore nazionale;
- creare ulteriori requisiti di sicurezza finanziaria.
Si tratta di una questione di progettazione legale/fiscale.
La risposta non si trova nelle sole affermazioni sulla sicurezza dei reattori.
10.24 La capacità assicurativa dovrebbe essere testata su un’intera flotta, non su una singola unità.
Un singolo FOAK e una flotta da 16 GW creano esposizioni di mercato complessive molto diverse.
Il governo e gli operatori dovrebbero valutare:
- capacità del parco nucleare;
- riassicurazione;
- assicurazione edile;
- esclusioni informatiche;
- esclusioni per terrorismo/sicurezza;
- interruzione dell’attività.
Una strategia di flotta che richieda un sostegno finanziario statale a causa dell’insufficienza di capacità privata dovrebbe registrare tale sostegno come passività potenziale.
10.25 L’Italia ha bisogno di un piano decennale per la forza lavoro nel settore nucleare se intende procedere oltre la fase di studio.
Il problema della forza lavoro non si risolve producendo un maggior numero di ingegneri generici.
Il programma richiede gruppi specializzati i cui tempi di formazione differiscono notevolmente.
Una struttura duratura potrebbe assumere la forma di un’Accademia Nazionale di Competenze Nucleari , operante come una rete distribuita piuttosto che necessariamente come un unico campus fisico.
Il suo ruolo sarebbe quello di coordinamento, non di sostituzione delle università.
10.26 L’accademia avrebbe bisogno di percorsi professionali separati
Flusso regolatorio
- sicurezza del reattore;
- sicurezza probabilistica;
- incidenti gravi;
- salvaguardie;
- cibernetico;
- protezione dalle radiazioni.
Flusso dell’operatore
- operatori di reattori autorizzati;
- manutenzione;
- chimica;
- carburante;
- gestione delle interruzioni.
indirizzo ingegneristico
- fisica dei reattori;
- termoidraulica;
- meccanica strutturale;
- materiali;
- CIRCUITO INTEGRATO.
flusso di produzione
- ASME/RCC-M;
- saldatura;
- NDE;
- Controllo qualità nucleare;
- tracciabilità.
Flusso di rifiuti/smantellamento
- radiochimica.
- trattamento dei rifiuti;
- scienza dei depositi;
- smantellamento.
Flusso di emergenza/sicurezza
- protezione fisica;
- pianificazione delle emergenze;
- fisica sanitaria.
10.27 L’accademia dovrebbe essere una rete di capacità italiane esistenti
L’Italia non ha bisogno di inventare tutta la capacità istituzionale.
Il capitolo 4 ha individuato i centri esistenti, tra cui:
- ENEA;
- CIRTEN;
- Politecnico di Milano;
- Politecnico di Torino;
- Bologna;
- Pisa;
- Sapienza;
- Padova;
- Palermo;
- SEDITI;
- Ansaldo;
- Sogin;
- Nucleco.
Il ruolo razionale di un’accademia nazionale sarebbe quello di:
- definire le previsioni relative alla forza lavoro;
- coordinare i programmi di studio;
- discipline finanziarie scarse;
- organizzare tirocini all’estero;
- mantenere la capacità del simulatore;
- tracciare il personale qualificato.
10.28 La formazione degli enti regolatori deve rimanere istituzionalmente separata dalla formazione degli operatori
Un’accademia comune può condividere la formazione scientifica.
Ma l’indipendenza dell’ente regolatore richiede un percorso professionale in cui il personale addetto all’regolamentazione non dipenda dal gestore del reattore per le competenze fondamentali necessarie a valutare tale gestore.
Perciò:
- I corsi universitari congiunti sono ragionevoli;
- la qualificazione del regolatore controllato dall’operatore non lo è.
L’autorità di sicurezza richiede il proprio:
- struttura di carriera;
- budget per la formazione;
- distacchi internazionali;
- accesso all’assistenza tecnica.
10.29 I tirocini internazionali potrebbero accelerare la competenza italiana
L’Italia può avvalersi di paesi che già dispongono di tecnologie pertinenti o che le stanno sviluppando.
Tra gli esempi potrebbero esserci i rapporti di formazione con:
- Canada;
- Francia;
- Regno Unito;
- Stati Uniti;
- Slovenia;
- Romania.
L’obiettivo dovrebbe essere quello di trasferire:
- esperienza operativa;
- esperienza in materia di regolamentazione;
- cultura della qualità nella produzione.
Ciò può ridurre il rischio di ricostruire ogni competenza a livello nazionale partendo dalla teoria.
10.30 La sicurezza energetica dovrebbe essere trattata come un portafoglio sovrano
Una politica nazionale di sicurezza energetica dovrebbe distinguere:
- uranio naturale;
- conversione;
- arricchimento;
- fabbricazione;
- carburante specifico per la tecnologia.
I reattori LWR-SMR convenzionali occidentali hanno un mercato del combustibile sostanzialmente più maturo rispetto ai sistemi dipendenti da HALEU o da reattori veloci MOX.
Pertanto, la sicurezza dell’approvvigionamento di carburante rappresenta una delle differenze decisive tra le quattro architetture nazionali.
10.31 Le scorte di carburante possono fornire resilienza strategica
A differenza del gas, il combustibile per i reattori può essere acquistato tramite contratti con largo anticipo.
Una politica nazionale potrebbe richiedere agli operatori di mantenere:
- capacità di ricarica di riserva;
- fornitori diversificati;
- contratti di arricchimento alternativi.
La regola precisa per la gestione delle scorte dovrebbe dipendere dalla tecnologia del reattore e dalla struttura del mercato.
Il principio strategico è che l’Italia dovrebbe evitare di riprodurre una dipendenza da un’unica fonte analoga a quella che aveva prima del 2022 in termini di approvvigionamento di gas.
10.32 La strategia industriale italiana non dovrebbe essere misurata solo in base ai reattori nazionali
Il capitolo 4 ha dimostrato che le aziende italiane partecipano già a progetti nucleari internazionali.
Pertanto, il valore industriale può essere generato attraverso:
- esportazioni;
- costruzione di reattori nucleari all’estero;
- servizi a vita;
- fusione;
- smantellamento;
- gestione dei rifiuti.
L’implementazione domestica del sistema FOAK rappresenta una delle vie per raggiungere la scala industriale.
Non è l’unica strada.
10.33 Esportare prima di FOAK nazionale può ridurre il rischio del programma nazionale
Se le imprese italiane ottengono referenze contemporanee attraverso:
- Cernavoda;
- Programmi del Regno Unito;
- catene di approvvigionamento francesi;
- Reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) nordamericani;
- ITER/DTT;
Possono qualificare il personale e gli stabilimenti prima che il reattore italiano lo richieda.
Ciò riduce il numero di variabili uniche presenti simultaneamente nel progetto italiano.
10.34 Una strategia basata sulle componenti di potere è una vera e propria architettura nazionale
L’Italia potrebbe decidere che il suo vantaggio comparato non risiede nel possesso di proprietà intellettuale relativa ai reattori, bensì nella produzione di:
- componenti pesanti;
- forgiati;
- tubature;
- Servizi EPC;
- botti;
- smantellamento;
- hardware per la fusione;
- test.
Una strategia di questo tipo può essere perseguita anche se la questione della localizzazione sul territorio nazionale rimane politicamente irrisolta.
Il suo limite è altrettanto chiaro:
L’Italia otterrebbe meno esperienza diretta in:
- funzionamento del reattore;
- licenze regolamentari nazionali;
- Gestione a lungo termine della flotta nazionale.
È proprio per questo che Architettura III deve essere analizzata come una scelta specifica, piuttosto che descritta come “il non fare nulla”.
10.35 Il coordinamento industriale europeo aumenta la fattibilità di una strategia di esportazione
La strategia della Commissione europea in materia di riserve valutarie minime (SMR) del marzo 2026 promuove esplicitamente:
- Catene di approvvigionamento europee;
- dispiegamento della flotta;
- standard comuni;
- cooperazione normativa;
- Contenuti locali europei.
Si stima che la potenziale diffusione di SMR nell’UE sarà di circa 17-53 GW entro il 2050. [ G]
Qualora si sviluppasse un mercato di questo tipo, i fornitori italiani potrebbero parteciparvi anche laddove si trovino le prime unità:
- Francese;
- Polacco;
- Rumeno;
- Ceco;
- Svedese;
- Olandese;
- Britannico.
La costruzione di impianti nucleari sul territorio nazionale non dovrebbe quindi essere considerata l’unico indicatore del successo delle politiche industriali in materia nucleare.
10.36 “Alleanza nucleare dell’UE” e “Alleanza industriale europea sui SMR” sono istituzioni diverse
La terminologia deve rimanere precisa.
Alleanza nucleare
L’ Alleanza Nucleare è un raggruppamento politico di Stati europei favorevoli al nucleare o interessati al nucleare, che coordina le proprie posizioni in merito alla politica energetica dell’UE.
Nel giugno 2026 , i verbali ufficiali della riunione elencavano l’Italia tra gli stati partecipanti, insieme a paesi come Francia, Polonia, Finlandia, Svezia, Romania, Repubblica Ceca e altri; Grecia e Lettonia erano elencate come osservatori a quella riunione. [G]
Ciò rappresenta un’evoluzione rispetto alla documentazione precedente, in cui l’Italia veniva descritta come un osservatore.
Alleanza industriale europea sui CGO
Si tratta di una piattaforma industriale sostenuta dalla Commissione, lanciata per accelerare lo sviluppo dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) e il coordinamento della catena di approvvigionamento europea.
Non si tratta della stessa organizzazione dell’Alleanza Nucleare politica. [G]
Proposta di coalizione SMR
La strategia della Commissione per il 2026 propone inoltre una “coalizione SMR” tra gli Stati membri interessati per una più profonda cooperazione in materia di politiche, licenze ed economia relative a progetti selezionati. [G]
Queste tre strutture non devono essere confuse.
10.37 La partecipazione dell’Italia all’Alleanza Nucleare crea leva politica, ma non garantisce la scelta automatica del reattore.
L’Alleanza può rafforzare la capacità dell’Italia di sostenere a livello UE:
- neutralità tecnologica;
- accesso ai finanziamenti;
- Riconoscimento del nucleare nelle politiche per l’energia pulita;
- investimenti nel ciclo del combustibile;
- standard industriali comuni.
Ma l’adesione all’Alleanza non significa:
- selezionare il reattore italiano;
- approvare gli aiuti di Stato;
- concedere in licenza un sito;
- garantire il denaro dell’UE.
Si tratta di uno strumento di coordinamento politico.
10.38 L’Italia dovrebbe utilizzare la cooperazione europea principalmente per ridurre le duplicazioni
Uno dei maggiori vantaggi potenziali della collaborazione a livello UE è il riutilizzo delle normative.
La strategia della Commissione europea per il 2026 promuove:
- revisioni preliminari congiunte;
- Sandbox regolamentari;
- cooperazione tra gli enti regolatori;
- possibile allineamento o riconoscimento reciproco laddove legalmente possibile.
[G]
Questo può essere particolarmente vantaggioso per l’Italia, poiché altrimenti il suo ente regolatore dovrebbe ricostruire le competenze necessarie per la costruzione di nuovi impianti, esaminando al contempo un intero reattore sconosciuto partendo dai principi fondamentali.
10.39 ENSREG ha già creato un meccanismo di cooperazione normativa per i SMR
Il Gruppo europeo dei regolatori della sicurezza nucleare ha istituito una task force sui SMR (recipienti modulari di piccole dimensioni) .
Il suo pannello di controllo di marzo 2026 tiene traccia dell’impegno normativo negli Stati membri e dei molteplici modelli e rileva esplicitamente che gli approcci nazionali in materia di licenze rimangono distinti. [G]
Questo è importante.
La cooperazione normativa europea può:
- condividere le prove;
- individuare le differenze;
- evitare analisi duplicate.
Ciò non esonera l’autorità di regolamentazione italiana dalla responsabilità sovrana.
10.40 La cooperazione normativa dell’AIEA è andata oltre la teoria
L’Iniziativa di armonizzazione e standardizzazione nucleare dell’AIEA ha sviluppato un kit di strumenti per la cooperazione normativa nel periodo 2025-2026 specificamente per supportare:
- revisioni collaborative;
- revisione congiunta;
- Riutilizzo delle valutazioni esistenti degli enti regolatori.
[IO]
Il progetto pilota multinazionale EAGLES-300 è la prima applicazione reale di questo quadro di riferimento per la progettazione di un reattore avanzato. [I]
Ciò è particolarmente rilevante per l’Italia perché:
- ISIN partecipa alla cooperazione sui reattori avanzati;
- Ansaldo ed ENEA sono fondamentali per EAGLES.
10.41 La cooperazione in materia di regolamentazione dovrebbe essere un requisito del programma italiano, non un’aggiunta diplomatica.
Per qualsiasi studio di progettazione occidentale a breve termine sull’Italia, l’ISIN/l’autorità futura dovrebbe cercare:
- status di osservatore, ove possibile;
- accesso alla valutazione di sicurezza dell’ente regolatore di riferimento;
- gruppi di lavoro diretti tra autorità di regolamentazione;
- Tracciamento dei problemi comuni.
La revisione italiana potrà quindi concentrare le risorse su:
- differenze nazionali;
- sito;
- Diritto italiano;
- pianificazione delle emergenze;
- condizioni ambientali.
Questo è molto più efficiente rispetto a ripetere ogni valutazione generica matura in modo indipendente.
10.42 La cooperazione non deve arrivare all’esternalizzazione della regolamentazione
L’Italia resta responsabile di:
- licenza;
- sicurezza del cantiere;
- applicazione della legge;
- ispezioni.
Lo stesso ENSREG chiarisce che il rilascio delle licenze rimane una responsabilità sovrana degli enti regolatori nazionali. [G]
Pertanto, l’espressione “passaporto patente” dovrebbe rimanere sinonimo di affidabilità e riutilizzo , non di accettazione automatica.
Fincantieri, newcleo e RINA hanno studiato la fattibilità della tecnologia dei reattori raffreddati a piombo per la propulsione di grandi navi.
La cooperazione originaria prevedeva un reattore chiuso di circa 30 MWe con rifornimento di combustibile poco frequente. [I]
Il piano aziendale di Fincantieri per il periodo 2026-2030 continua a identificare l’energia nucleare come parte delle sue ambizioni a lungo termine in materia di propulsione sostenibile. [I]
Ciò crea un’opportunità industriale.
Ciò non significa che l’Italia disponga di un regime operativo di licenze nucleari marittime.
10.44 Le stesse norme internazionali in materia di armi nucleari marittime sono in fase di riscrittura.
Il capitolo VIII della SOLAS contiene già i requisiti per le navi a propulsione nucleare e fa riferimento al Codice di sicurezza del 1981 per le navi mercantili nucleari . [I]
Ma l’IMO ha riconosciuto che questo quadro normativo necessita di essere modernizzato.
Nel gennaio 2026 il suo sottocomitato per la progettazione e la costruzione navale ha istituito un programma per rivedere:
- SOLAS Capitolo VIII;
- il Codice Nucleare.
Il piano di lavoro prevede la finalizzazione e l’adozione intorno al 2030. [ I]
Questo è decisivo per la pianificazione italiana.
Non si può dare per scontato che il quadro giuridico internazionale in materia di trasporto nucleare commerciale sia già maturo.
10.45 ATLAS conferma che il divario normativo internazionale viene preso sul serio
Nell’agosto del 2026 l’AIEA ha lanciato ATLAS — Tecnologie atomiche autorizzate per applicazioni in mare , con la partecipazione dell’IMO.
L’iniziativa affronta in modo esplicito i seguenti temi:
- sicurezza;
- sicurezza;
- salvaguardie;
- quadri giuridici;
- responsabilità
per future applicazioni nucleari marittime. [I]
Ciò dimostra che il sistema internazionale sta entrando nella fase di definizione delle norme per tecnologie che l’industria italiana sta già studiando.
10.46 La responsabilità nucleare marittima è particolarmente complessa
Una nave cambia giurisdizione durante il suo spostamento.
Una futura nave mercantile a propulsione nucleare solleva interrogativi, tra cui:
- stato della bandiera;
- stato della porta;
- gestore di centrali nucleari;
- armatore;
- acque territoriali;
- trasporto di materiale nucleare;
- giurisdizione in caso di incidenti;
- salvare;
- gestione dei relitti.
Queste questioni non possono essere risolte applicando meccanicamente una licenza per reattori terrestri a una nave.
Pertanto un programma marittimo dovrebbe avere il proprio:
- ambito di lavoro legale;
- gruppo di lavoro dell’ente regolatore;
- Gruppo di lavoro IMO/AIEA;
- valutazione della responsabilità.
Una nave mercantile a propulsione nucleare ha un valore commerciale limitato se i principali porti di destinazione non ne consentono l’attracco.
Pertanto, l’economia nucleare marittima dipende in parte da:
- convergenza delle norme internazionali;
- assicurazione;
- Accettazione da parte dello stato del porto;
- Pianificazione delle emergenze nei porti.
Un concetto di propulsione italiano tecnicamente valido potrebbe quindi rimanere commercialmente limitato fino a quando la governance internazionale non sarà matura.
10.48 Le centrali elettriche galleggianti costituiscono un’altra categoria giuridicamente distinta
Un’unità nucleare galleggiante ancorata per alimentare una rete costiera non è identica a:
- una nave nucleare semovente;
- un reattore terrestre.
L’IMO ha già discusso la necessità di futuri lavori sulle unità nucleari galleggianti non semoventi. [I]
L’Italia dovrebbe quindi evitare di mettere:
- propulsione navale;
- Energia galleggiante;
- SMR terrestri
nell’ambito di un’unica autorizzazione generica “nucleare marittima”.
Essi presentano problematiche legali diverse.
10.49 La fusione è strategicamente importante per l’Italia, ma appartiene a un orario diverso
L’Italia possiede uno degli ecosistemi industriali a fusione più solidi d’Europa.
Il suo patrimonio comprende:
- DTT a Frascati;
- Partecipazione di ITER alla catena di fornitura;
- magneti superconduttori;
- ricerca sulla riproduzione in cattività;
- Investimento di Eni/CFS;
- Infrastruttura RFX.
Si tratta di una vera e propria capacità nazionale.
Non rappresenta una valida alternativa alla generazione di energia da fissione nei primi anni del 2030.
10.50 DTT è già un importante programma industriale/scientifico italiano
Presso il centro di ricerca ENEA di Frascati è in costruzione l’ impianto di prova per il tokamak Divertor .
Nel febbraio 2026, l’ENEA ha annunciato il successo dei test di accettazione per il primo dei 16 gyrotroni ad alta potenza da 170 GHz che faranno parte del sistema di riscaldamento del plasma del DTT. [G]
Il progetto è concepito per studiare uno dei principali problemi ingegneristici della fusione nucleare:
- gestione del calore estremo dei gas di scarico del plasma.
Questo genera un know-how rilevante per i futuri reattori a fusione.
10.51 Il programma di ricerca nucleare italiano considera esplicitamente la fusione come un obiettivo a lungo termine
Il programma di ricerca nucleare 2026 dell’ENEA colloca la fusione all’interno di una visione strategica a lungo termine e fa riferimento alla tabella di marcia europea verso la realizzazione di un primo impianto dimostrativo intorno al 2050.
Il programma individua:
- DTT;
- Lavoro di copertura per l’allevamento a Brasimone;
- Impianto di prova per fasci neutri;
- RFX-mod2
come infrastrutture chiave italiane. [G]
Questa è la tempistica appropriata da adottare in ambito politico.
La fusione non dovrebbe essere usata retoricamente per rimandare ogni decisione sulla fissione, partendo dal presupposto che la fusione commerciale risolverà il problema del sistema energetico entro il 2030.
Gli investimenti nella fissione non dovrebbero inoltre oscurare le capacità industriali della fusione solo perché l’energia da fusione arriverà in un secondo momento.
Si tratta di programmi diversi.
10.52 ITER rimane un terreno di formazione industriale per l’Italia
L’Europa è responsabile del 45,6% del contributo alla costruzione di ITER, gran parte del quale viene fornito attraverso componenti industriali in natura piuttosto che in denaro. [I]
Aziende italiane tra cui:
- Ansaldo;
- SIMICO;
- Superconduttori ASG
hanno partecipato direttamente ai principali lavori di produzione e assemblaggio di ITER. [I]
Tale esperienza ha un valore strategico anche prima della commercializzazione della fusione perché sostiene:
- qualità nucleare;
- saldatura avanzata;
- superconduttività;
- gestione a distanza;
- integrazione del progetto.
10.53 Eni offre all’Italia un’esposizione separata al settore della fusione commerciale-privata.
Eni è un investitore strategico in Commonwealth Fusion Systems dal 2018.
Nel settembre 2025 ha firmato un accordo di acquisto di energia elettrica del valore di oltre 1 miliardo di dollari per l’elettricità prevista dal primo impianto ARC di CFS in Virginia. [I]
Ciò offre all’industria italiana l’opportunità di conoscere un modello di sviluppo della fusione diverso dal percorso pubblico ITER/DTT.
Non garantisce la fornitura di energia elettrica da fusione per uso domestico in Italia in una data specifica.
I due fatti non vanno confusi.
10.54 La politica industriale sulla fusione può procedere indipendentemente dalla scelta sulla fissione
Tutte e quattro le architetture nazionali analizzate in seguito possono preservare:
- DTT;
- ITER;
- magneti a fusione;
- Investimento in CFS;
- ricerca.
Pertanto la fusione non è una delle quattro opzioni mutuamente esclusive.
Si tratta di un portafoglio tecnologico strategico parallelo .
10.55 La sicurezza energetica del Mediterraneo è cambiata strutturalmente dal 2022
L’architettura italiana della sicurezza energetica precedente al 2022 dipendeva fortemente dalle continue importazioni di combustibili fossili, inclusa una considerevole esposizione al gas russo.
La risposta ha incluso:
- maggiore offerta algerina;
- TAP/Azerbaigian;
- GNL;
- ulteriore rigassificazione;
- magazzinaggio;
- interconnessioni elettriche.
Entro il 2025, le importazioni di GNL hanno superato i 20 miliardi di metri cubi e l’unità FSRU di Ravenna è entrata in funzione. [I]
Il paese è quindi più diversificato.
Ma la diversificazione non è sinonimo di indipendenza.
10.56 Il Mediterraneo è al contempo una via di approvvigionamento e un’esposizione geopolitica
Le infrastrutture energetiche italiane collegano sempre più il Paese a:
- Algeria;
- Tunisia;
- Libia;
- Rotte del Mediterraneo orientale/Caspio;
- Trasporto globale di GNL.
Snam identifica esplicitamente l’instabilità politica ed economica nella regione MENA e nelle ex regioni di approvvigionamento sovietiche come un rischio materiale. [I]
La politica energetica deve quindi considerare:
- interruzione degli oleodotti;
- interruzione delle spedizioni;
- concorrenza sui prezzi del GNL;
- sabotaggio delle infrastrutture;
- instabilità geopolitica.
Una flotta nucleare nazionale potrebbe ridurre parte del volume esposto a tali rischi una volta entrata in funzione.
10.57 L’interconnessione elettrica crea un’opportunità diversa per il Mediterraneo
ELMED collega l’Italia e la Tunisia non attraverso le molecole, ma attraverso gli elettroni.
L’obiettivo dichiarato di Terna è quello di trasformare l’Italia in un ponte mediterraneo in grado di gestire i flussi di energia elettrica rinnovabile tra Africa ed Europa. [G]
Questo potrebbe integrare:
- Energie rinnovabili italiane;
- nucleare nazionale;
- Interconnessione europea.
La sicurezza energetica del Mediterraneo dovrebbe pertanto essere analizzata attraverso entrambi i canali:
corridoi del carburante
E
corridoi elettrici.
10.58 Il nucleare potrebbe cambiare la posizione negoziale dell’Italia anche senza produrre la maggior parte dell’elettricità
Se l’Italia acquisisse una quota significativa di energia nucleare nazionale, potrebbe ridurre la dipendenza marginale dal gas importato durante:
- periodi a bassa rinnovabilità;
- Shock dei prezzi del gas.
Ciò potrebbe cambiare:
- volumi di importazione;
- potere contrattuale;
- Utilizzo di centrali elettriche a gas.
Tuttavia, l’effetto dipende dalle dimensioni della flotta e dalla data di completamento.
Un singolo reattore da 300 MWe ha un impatto macrogeopolitico limitato.
Diversi gigawatt potenzialmente sì.
10.59 L’autonomia strategica non deve trasformarsi in autarchia
Un sistema energetico italiano resiliente può diversificare deliberatamente le proprie fonti energetiche:
- energie rinnovabili nazionali;
- magazzinaggio;
- nucleare;
- gas;
- CCS;
- interconnessione.
L’obiettivo è ridurre le conseguenze della perdita di una qualsiasi fonte di approvvigionamento.
La piena autosufficienza nazionale in ogni tecnologia energetica non è né necessaria né realisticamente raggiungibile.
Il concetto più utile è:
interdipendenza controllata con molteplici sostituti.
10.60 L’etica dell’informazione è parte integrante della governance del programma.
La legge del 2026 prevede l’obbligo di informazione e consultazione pubblica.
La storia italiana conferisce alla struttura etica di tale attività un’importanza insolitamente elevata.
Entrambi i principali punti di svolta pubblici sul nucleare, ovvero quelli del 1987 e del 2011, sono avvenuti in seguito a gravi incidenti nucleari all’estero:
- Chernobyl;
- Fukushima.
Il dossier ufficiale della Camera dei Deputati del 2026 ricostruisce esplicitamente quegli episodi come centrali nella storia della politica nucleare italiana. [L]
Pertanto, lo Stato non può trattare l’informazione pubblica come se la popolazione non avesse alcun punto di riferimento storico.
10.61 L’informazione governativa e la promozione politica devono rimanere distinte
Un governo ha il diritto di presentare e difendere il proprio programma energetico.
Ma il processo di informazione pubblica previsto dalla legge non dovrebbe mascherare la promozione politica sotto forma di comunicazione indipendente sulla sicurezza.
Il sistema dovrebbe separare:
Governo
Spiega:
- obiettivo politico;
- ipotesi sui costi;
- alternative;
- orario.
Regolatore della sicurezza
Spiega in modo indipendente:
- Risultati relativi alla sicurezza;
- ispezioni;
- decisioni in materia di licenze.
Operatore
Spiega:
- progetto;
- proposta commerciale;
- prestazioni dell’impianto.
Istituzioni scientifiche/pubbliche
Fornire:
- prova;
- dati;
- studi tecnici.
Questa divisione tutela la credibilità istituzionale.
10.62 Le linee guida dell’AIEA sull’impegno promuovono la trasparenza, non la persuasione.
L’AIEA descrive il coinvolgimento delle parti interessate lungo l’intero ciclo di vita nucleare come una necessità strategica e identifica una comunicazione aperta e trasparente come fondamentale per la fiducia.
Le sue linee guida sottolineano:
- coinvolgimento precoce;
- dialogo continuo;
- ruoli istituzionali chiari;
- divulgazione delle prestazioni e degli incidenti rilevanti;
- Informazioni sulla responsabilità dei rifiuti. [I]
Questo approccio è fondamentalmente diverso da una campagna di pubbliche relazioni progettata unicamente per aumentare gli indici di gradimento.
10.63 L’incertezza deve essere comunicata esplicitamente
Le linee guida dell’AIEA sulla comunicazione dei rischi affermano che l’onestà può richiedere la seguente risposta:
“Non lo sappiamo.”
Sottolinea l’apertura e la pubblicazione delle informazioni normative pertinenti, proteggendo al contempo le informazioni di sicurezza legittimamente sensibili. [I]
Per l’Italia, ciò significa che la comunicazione pubblica dovrebbe distinguere:
- costo noto;
- Costo stimato;
- fornitore target;
- programma approvato;
- aspirazione politica.
In questo rapporto è stata applicata tale distinzione in ogni sua parte.
10.64 La consultazione pubblica deve comunque avere la capacità di modificare una decisione
Una consultazione effettuata dopo:
- sito;
- reattore;
- finanziamento
sono diventati tutti irreversibili è proceduralmente debole.
Le linee guida ambientali/relative alle parti interessate dell’AIEA sottolineano:
- integrità;
- apertura;
- documentazione;
- reattività;
- inclusione sia delle parti interessate favorevoli che di quelle critiche. [I]
Un processo italiano credibile dovrebbe pertanto documentare:
- obiezioni;
- prove ricevute;
- risposta del governo;
- Modifiche al progetto derivanti dalla consultazione.
10.65 L’eredità del referendum non può essere risolta attraverso la comunicazione.
Le elezioni del 1987 e del 2011 sono fatti politici.
Non possono essere resi irrilevanti da:
- marketing;
- ricambio generazionale;
- branding tecnologico.
Il modo per ridurre il loro effetto destabilizzante è quello di costruire un processo che dimostri che la nuova decisione è:
- legalmente nuovo;
- tecnologicamente all’avanguardia;
- trasparente;
- aperto al vaglio;
- Esplicito in merito a sprechi e costi.
La legittimità pubblica si genera attraverso i processi e le prestazioni, non solo attraverso la comunicazione.
10.66 Tabella comparativa delle architetture di sistema
| Percorso | Profilo di consegna | Contributo di capacità dell’impresa | Principale dipendenza esterna | Principale vincolo infrastrutturale | Caratteristica strategica |
|---|---|---|---|---|---|
| RES accelerato + accumulo | Incrementale veloce | Dipende dal portafoglio di archiviazione/flessibilità | attrezzature/minerali/catena di approvvigionamento | Rete elettrica + stoccaggio + terreno | Elevato utilizzo di risorse rinnovabili a livello nazionale |
| Interconnessione guidata | Medio, specifico per il progetto | Dipende dal surplus dei paesi vicini | sistemi elettrici esteri | trasmissione transfrontaliera | Diversificazione geografica |
| Gas | Esistente | Elevata capacità di gestione | gas importato | Prezzo del gasdotto/GNL + prezzo delle materie prime | Flessibilità a breve termine |
| Gas + CCS | Possibilità di un’espansione entro il 2030 | Alto | Trasporto/stoccaggio di gas e CO₂ | Rete/archiviazione CCS | Percorso di utilizzo di combustibili fossili a basse emissioni di carbonio, facilmente gestibile |
| LWR-SMR | Anni 2030 | Elevato se funziona in modo affidabile | Tecnologia del carburante/fornitore | Licenze/sito/finanza | Produzione nazionale stabile a basse emissioni di carbonio |
| AMR/LFR | Fine anni 2030/anni 2040 | Potenzialmente alto | Maturazione avanzata di carburanti/tecnologie | Dimostrazione/licenza | Maggiore potenziale di contenuto tecnologico nazionale |
| Fusione | A lungo termine | Non disponibile per la pianificazione a breve termine. | Sviluppo tecnologico | Dimostrazione/commercializzazione | Opzione strategica post-2040/2050 |
La tabella non è volutamente ordinata per priorità.
10.67 Architettura I — reattore LWR-SMR occidentale con licenza e industrializzazione italiana
Questa architettura dà priorità alla maturità dell’implementazione .
L’Italia seleziona un reattore modulare di piccole dimensioni (SMR) raffreddato ad acqua, sostanzialmente maturo, di un paese alleato e negozia una forte partecipazione italiana attorno alla piattaforma nucleare straniera.
Tra le possibili famiglie tecnologiche rientrano quelle analizzate nel Capitolo 5.
Lo Stato non tenta di acquisire la proprietà intellettuale fondamentale del reattore prima della sua prima messa in funzione.
Cerca di detenere una quota consistente di:
- ingegneria;
- produzione;
- costruzione;
- operazioni;
- servizi per l’intero ciclo di vita.
10.68 Condizioni in base alle quali l’Architettura I è internamente coerente
L’architettura I diventa coerente laddove:
- Il governo considera la tempistica della prima potenza un obiettivo di alta priorità;
- almeno un reattore LWR-SMR occidentale ha fornito prove credibili di licenza/costruzione;
- Il combustibile LEU convenzionale può essere reperito da fornitori alleati diversificati;
- L’Italia accetta di dipendere da un’autorità straniera in materia di progettazione dei reattori durante la fase iniziale della flotta;
- Il contratto con il fornitore garantisce una localizzazione italiana/europea efficace;
- Un sito italiano corrisponde ai requisiti di raffreddamento e di protezione dai rischi previsti dal progetto;
- L’autorità di regolamentazione può avvalersi delle revisioni estere senza rinunciare alla propria indipendenza di giudizio;
- Il finanziamento FOAK può essere concluso a condizioni accettabili.
Si tratta di condizioni, non di una raccomandazione.
10.69 Quale architettura I potenzialmente acquista l’Italia
- curva di apprendimento tecnologico più breve;
- Catena del combustibile LWR matura;
- più facile consultazione normativa;
- addestramento degli operatori più rapido rispetto a un reattore avanzato completamente sconosciuto;
- prima generazione domestica;
- Ordini relativi alla catena di approvvigionamento italiana.
10.70 Cosa non risolve l’Architettura I
- dipendenza da reattori esteri e IP;
- dipendenza dal ciclo del combustibile;
- Requisiti relativi ai rifiuti/allo smaltimento;
- rischio di finanziamento FOAK;
- politica del sito;
- dipendenza dal software del fornitore.
La maturità tecnologica riduce alcuni rischi.
Ciò non conferisce al progetto la sovranità nazionale in ogni sottosistema.
10.71 Condizione di guasto dell’architettura I
L’architettura perde coerenza interna se:
- il progetto di riferimento presenta gravi problemi di progettazione irrisolti;
- Il fornitore rifiuta termini di localizzazione/IP/assistenza accettabili;
- Il premio di finanziamento distrugge le ipotesi economiche;
- Nessun sito italiano può ospitare il design scelto;
- Non è possibile attuare una diversificazione delle fonti energetiche.
In tal caso, il problema potrebbe risiedere nel fornitore/progetto scelto, piuttosto che nella politica nucleare nel suo complesso.
10.72 Architettura II — Percorso AMR/LFR guidato dall’Italia
Questa architettura dà priorità alla sovranità tecnologica e alla capacità dei reattori avanzati .
L’Italia struttura il programma nazionale attorno ai seguenti punti:
- ENEA;
- Ansaldo Nucleare;
- Aquile;
- newcleo;
- infrastrutture per reattori raffreddati a piombo.
Si accetta che la prima produzione di energia commerciale avverrà probabilmente più tardi rispetto a quanto previsto da un percorso consolidato di reattori ad acqua leggera (LWR) e reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
10.73 Condizioni in base alle quali l’Architettura II è internamente coerente
L’architettura II diventa coerente laddove:
- Il governo attribuisce grande importanza alla proprietà intellettuale nazionale/europea relativa ai reattori avanzati;
- La disponibilità di energia elettrica a livello domestico a metà degli anni 2030 non è un requisito imprescindibile;
- Le fasi dimostrative ricevono finanziamenti stabili a lungo termine;
- La qualificazione del materiale principale e dei componenti procede con successo;
- La strategia avanzata per i carburanti/MOX diventa ottenibile tramite licenza e finanziabile;
- L’ente regolatore sviluppa competenze sui reattori veloci;
- La politica industriale è pronta ad assumersi i rischi legati allo sviluppo tecnologico.
10.74 Cosa potrebbe potenzialmente acquistare l’Italia Architettura II
- maggiore partecipazione italiana nel settore dell’ingegneria;
- Un ecosistema di ricerca e sviluppo più solido per i reattori avanzati;
- proprietà intellettuale esportabile;
- potenziali applicazioni industriali a temperature più elevate;
- diverse opzioni di utilizzo del carburante.
10.75 Cosa non risolve l’Architettura II
- a breve termine prima potenza;
- infrastrutture del ciclo del combustibile;
- rischio di dimostrazione;
- smaltimento geologico;
- FOAK finance;
- Precedente in materia di licenze per reattori al piombo.
Si tratta di un compromesso deliberato tra la scadenza del programma di sviluppo e il potenziale di proprietà tecnologica .
10.76 Condizione di errore dell’architettura II
Perde coerenza interna se:
- i manifestanti scivolano ripetutamente;
- Non è possibile stabilire la fabbricazione del combustibile;
- i materiali/la chimica di base creano problemi di licenza irrisolti;
- Il governo continua a promettere date di consegna simili a quelle dei reattori ad acqua leggera (LWR), nonostante un programma di sviluppo di resistenza antimicrobica.
Una strategia basata su reattori avanzati può essere razionale solo se si accetta esplicitamente il suo ciclo di vita più lungo.
10.77 Architettura III — esportatore di componenti senza FOAK nazionale immediato
Questa architettura privilegia il valore industriale, riducendo al minimo il rischio legato al progetto residenziale .
L’Italia rafforza:
- produttori di componenti;
- società di ingegneria;
- qualificazione nucleare;
- fusione;
- smantellamento;
- progetti esteri.
La costruzione di nuove abitazioni rimane facoltativa o rinviata.
10.78 Condizioni in base alle quali l’Architettura III è internamente coerente
L’architettura III diventa coerente laddove:
- La diffusione di reattori a livello europeo/globale crea una domanda di esportazione sufficiente;
- Le aziende italiane possono qualificarsi per entrare nelle catene di fornitura estere;
- La questione della localizzazione o del finanziamento a livello nazionale rimane irrisolta;
- Il governo apprezza la partecipazione industriale anche in assenza di produzione interna immediata;
- Le università e gli istituti di ricerca mantengono una competenza nucleare sufficiente anche senza una flotta operativa.
10.79 Cosa potrebbe potenzialmente acquistare l’Italia l’Architettura III
- entrate derivanti dalle esportazioni;
- mantenimento delle competenze in ambito nucleare;
- ridurre l’esposizione del pubblico a FOAK;
- riferimenti di produzione;
- possibilità di ingresso nel paese in un secondo momento.
10.80 Cosa non risolve l’Architettura III
- Azienda italiana specializzata nella produzione di energia a basse emissioni di carbonio;
- competenza dell’operatore nazionale;
- Esperienza in materia di licenze per reattori nucleari a livello nazionale;
- Riduzione dell’esposizione alle importazioni nazionali di gas/elettricità.
Si tratta di una strategia industriale , non di una strategia di produzione di energia elettrica.
10.81 Condizione di guasto dell’architettura III
Perde coerenza se:
- I programmi esteri localizzano altrove le catene di approvvigionamento;
- Le aziende italiane non riescono ad aggiudicarsi un numero sufficiente di commesse nel settore nucleare;
- L’assenza di progetti nazionali provoca la migrazione delle competenze;
- La politica industriale richiede sussidi permanenti in assenza di una domanda di esportazione competitiva.
10.82 Architettura IV — rinviare il FOAK nazionale fino a quando i gate relativi a rifiuti/ubicazione/istituzioni non saranno maturi
Questa architettura dà priorità alla sequenza istituzionale e alla riduzione della responsabilità .
L’Italia continua:
- regolamento;
- ricerca;
- Qualificazione dei fornitori;
- metodologia del sito;
- Stato di avanzamento del repository;
- Cooperazione europea;
ma ritarda la decisione irreversibile di investimento in un reattore nazionale.
10.83 Condizioni in base alle quali l’Architettura IV è internamente coerente
L’architettura IV diventa coerente laddove:
- Il governo considera la legittimità del deposito/ubicazione più urgente della velocità di FOAK;
- Le attuali stime sui costi dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) sono considerate troppo incerte per giustificare un impegno di investimento;
- Si prevede che i progetti di riferimento esteri forniranno preziosi insegnamenti durante il periodo di attesa;
- L’Italia può preservare la propria competenza industriale attraverso le esportazioni e la ricerca e sviluppo;
- L’adeguatezza della rete può essere mantenuta utilizzando misure non nucleari durante il periodo di attesa.
10.84 Cosa potrebbe potenzialmente acquistare l’Italia l’Architettura IV
- ulteriori prove FOAK provenienti dall’estero;
- minore incertezza nella scelta della tecnologia;
- più tempo per la formazione degli enti regolatori;
- potenziali progressi sul National Repository;
- Architettura legale/di localizzazione più solida;
- Miglioramento della maturità delle catene di approvvigionamento e dei combustibili in Europa.
10.85 Cosa non risolve l’Architettura IV
- Necessità a breve termine di una solida capacità a basse emissioni di carbonio;
- possibile dipendenza a lungo termine dal gas;
- rischio industriale che i fornitori esteri creino ecosistemi chiusi al di fuori dell’Italia;
- probabilità che i tassi di implementazione successivi richiesti per gli scenari PNIEC 2050 diventino molto difficili.
Il ritardo riduce alcuni rischi e ne aumenta altri.
10.86 Condizione di errore dell’architettura IV
Perde coerenza interna se il “ritardo temporaneo” si trasforma in un’assenza indefinita di decisione mentre:
- Le competenze si deteriorano;
- L’investimento dei fornitori scompare;
- La competenza dell’organismo di regolamentazione non viene mantenuta;
- non viene attuato alcun piano di adeguatezza alternativo.
Una strategia di ritardo richiede tappe esplicite, proprio come una strategia di costruzione.
10.87 Matrice comparativa dell’architettura
| Condizione strategica | Architettura I — Western LWR-SMR | Architettura II — Progetto AMR/LFR a guida italiana | Architettura III — Esportazione/componente | Architettura IV — Ritardo domestico FOAK |
|---|---|---|---|---|
| Prima generazione domestica | Prima | Dopo | Nessuno inizialmente | Dopo |
| Reattore italiano IP | Limitato/moderato | Alto potenziale | IP del componente | Opzione conservata |
| maturità del combustibile | Elevato per LEU | Inferiore / specializzato | Dipendente dal progetto | Migliora con il tempo |
| Maturità normativa | Potenziale più elevato | Inferiore | Bisogno domestico limitato | È tempo di migliorare |
| Esposizione statale FOAK | Significante | Potenziale rischio tecnologico più elevato | Inferiore | Differito |
| Contributo all’adeguatezza interna | Sì, se distribuito | Dopo | NO | Nessun termine a breve termine |
| Strategia di esportazione | Forte | Potenzialmente forte | Obiettivo principale | Possibile |
| Requisiti di smaltimento dei rifiuti | SÌ | SÌ | Progetto estero solo a livello nazionale | Legacy solo fino alla creazione |
| Interazione politica del repository | Rilevanza immediata | Rilevanza immediata/successiva | Principalmente eredità | Può essere maturato prima |
| Compatibilità con il 2035 | Potenzialmente | Debole | Non applicabile | Non applicabile |
| Sovranità tecnologica avanzata | Moderare | Potenziale più elevato | A livello di componente | Opzionalità |
Questa tabella descrive le caratteristiche strategiche.
Non classifica le architetture.
10.88 Il governo potrebbe anche sequenziare le architetture invece di sceglierne una in modo permanente
Le quattro architetture non si escludono necessariamente a vicenda nell’arco di 25 anni.
Una possibile sequenza di azioni potrebbe includere, ad esempio:
- Architettura III durante il periodo preparatorio;
- quindi Architettura I o II dopo aver definito i gate;
- mantenendo la fusione in modo continuo.
In alternativa:
- Architettura IV per diversi anni;
- seguito da Architettura I una volta che le prove FOAK straniere saranno mature.
Il punto fondamentale è che la sequenza deve essere esplicita.
Altrimenti il Governo può affermare di voler perseguire contemporaneamente:
- impiego immediato;
- sovranità tecnologica;
- nessun rischio FOAK;
- nessuna dipendenza dall’estero;
anche laddove tali obiettivi siano in conflitto.
10.89 La scelta dell’architettura dovrebbe essere legata all’obiettivo nazionale, non al marchio tecnologico.
La prima decisione non è:
Quale reattore preferiamo?
È:
Qual è il problema che lo Stato sta cercando di risolvere?
I potenziali obiettivi primari includono:
Adeguatezza dell’elettricità
Predilige le tecnologie con:
- elevata maturità di implementazione;
- risultati affidabili.
sovranità industriale
Favori:
- tecnologia nazionale;
- IP;
- produzione.
Velocità di decarbonizzazione
Risorse a favore disponibili a breve.
resilienza del portafoglio al 2050
Consente lo sviluppo nucleare a lungo termine.
Strategia di esportazione
Può essere realizzato senza intervento domestico.
Il governo può perseguire diversi obiettivi, ma dovrebbe identificare esplicitamente i compromessi necessari.
10.90 Una matrice decisionale dovrebbe utilizzare le condizioni, non il punteggio politico
Un dossier decisionale statale dovrebbe confrontare ciascuna architettura con:
- data di prima potenza;
- fabbisogno di capitale;
- garanzia pubblica;
- dipendenza dai combustibili;
- valore industriale interno;
- onere regolatorio;
- carico sul sito;
- carico di rifiuti;
- valore di adeguatezza del sistema;
- potenziale di esportazione.
Il governo/il parlamento decide quindi la ponderazione politica.
Questo rapporto non individua un “vincitore” mascherato attribuendo preferenze politiche a tali pesi.
10.91 La scelta dovrebbe essere riconsiderata in corrispondenza di punti di evidenza definiti
Come minimo:
2028–29
Revisione:
- decreti;
- regolatore;
- Prove internazionali di SMR.
2030–32
Revisione:
- sito selezionato;
- Prestazioni di riferimento FOAK;
- finanziamento.
FOAK FID
Esamina l’architettura completa.
Operazione FOAK
Rivalutare la decisione relativa alla flotta.
Ciò impedisce che una preferenza strategica del 2026 diventi permanente, nonostante successive evidenze contraddittorie.
10.92 Il nucleare dovrebbe essere valutato in base al costo del sistema, non solo al LCOE
Il LCOE è utile per confrontare il costo medio di produzione nell’arco della vita utile del prodotto.
Non misura:
- adeguatezza;
- trasmissione;
- magazzinaggio;
- riduzione;
- bilanciamento;
- requisiti per la formazione della griglia;
- rischio legato alle materie prime.
Pertanto, la decisione finale dello Stato dovrebbe confrontare il costo totale del sistema in presenza di vincoli di affidabilità ed emissioni analoghi.
Tale analisi dovrebbe includere:
- nucleare;
- energie rinnovabili;
- magazzinaggio;
- gas/cattura e stoccaggio del carbonio;
- interconnessione.
10.93 Gli scenari relativi al gas devono includere lo stress legato al prezzo del carburante
La produzione di energia da gas può avere costi di investimento iniziali (CAPEX) inferiori rispetto al nucleare.
Ma il suo costo dell’elettricità a lungo termine è sensibile a:
- prezzo del gas;
- prezzo del carbonio;
- politica sul metano
Il confronto finanziario dovrebbe pertanto modellare:
- basso livello di gas;
- Gas centralizzato;
- gas alto;
- interruzione della fornitura.
Anche i modelli nucleari dovrebbero sottolineare:
- SPESE IN CAPITALE;
- ritardo;
- finanziamento.
Confrontare le prospettive ottimistiche del nucleare con quelle pessimistiche del gas, o viceversa, porterebbe a una risposta predeterminata anziché a un’analisi.
10.94 Gli scenari nucleari devono includere lo stress relativo al costo del capitale
Un reattore con bassi costi di finanziamento può produrre un prezzo dell’elettricità molto diverso rispetto allo stesso reattore con un elevato rendimento richiesto.
Pertanto il governo deve dimostrare i risultati in campo nucleare secondo le seguenti modalità:
- finanziamenti di tipo sovrano;
- Finanziamenti regolamentati/CfD;
- finanziamenti commerciali/privati.
Il meccanismo di supporto non deve essere nascosto all’interno di un singolo LCOE.
10.95 Gli scenari di energia rinnovabile devono includere la limitazione e il costo della rete
Uno scenario ad alta quota di energie rinnovabili non dovrebbe presupporre che ogni MWh prodotto possa essere consumato.
Deve includere:
- riduzione;
- perdite dovute allo stoccaggio;
- espansione della griglia;
- bilanciamento.
Il piano di rete di Terna dimostra già che un’elevata diffusione delle energie rinnovabili richiede infrastrutture importanti. [G]
Questa non è una critica alle energie rinnovabili.
Si tratta dello stesso standard contabile di sistema applicato anche al nucleare.
10.96 Gli scenari di interconnessione devono includere lo stress europeo correlato
Le importazioni di energia elettrica sono più vantaggiose quando i sistemi limitrofi dispongono di capacità inutilizzata.
Durante un periodo europeo caratterizzato da freddo, buio e scarso vento, diversi mercati possono diventare contemporaneamente ristretti.
Pertanto, la capacità di interconnessione non dovrebbe essere modellata come generazione garantita e stabile.
Fornisce:
- diversificazione;
- commercio;
- condivisione delle riserve;
ma il suo credito di capacità dovrebbe riflettere le condizioni correlate del sistema.
10.97 Gli scenari CCS devono includere la capacità di trasporto e stoccaggio
Un impianto a gas non può dichiarare la decarbonizzazione CCS a meno che:
- L’unità di cattura esiste;
- Esistono il trasporto tramite oleodotti e navi;
- Esiste la capacità di iniezione nello stoccaggio;
- Vengono definiti il monitoraggio e la responsabilità.
La seconda fase del progetto Ravenna è potenzialmente importante perché prevede la creazione di infrastrutture condivise.
Ma finché l’intera catena non sarà operativa, una capacità di cattura nominale non equivale a un sistema nazionale di cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) maturo.
10.98 La sicurezza del Mediterraneo dovrebbe essere considerata in ogni scenario
Il sistema deve essere sottoposto a stress test rispetto a:
- Interruzione algerina;
- Impennata dei prezzi del GNL;
- Interruzioni del traffico marittimo nel Mediterraneo;
- interruzione della connessione elettrica;
- Interruzione del processo di arricchimento dell’uranio.
I diversi portafogli reagiscono in modo diverso.
Questo è il modo corretto per quantificare la resilienza strategica.
10,99 L’Alleanza Nucleare può sostenere la resilienza del combustibile e dell’industria
La partecipazione dell’Italia all’Alleanza nucleare europea nel 2026 le offre un ulteriore forum di coordinamento su:
- finanziamenti per il nucleare;
- Tassonomia dell’UE;
- politica del ciclo dei combustibili;
- Quadro strategico per le energie pulite post-2030.
La dichiarazione dell’Alleanza del giugno 2026 chiedeva un quadro post-2030 tecnologicamente neutrale che riconoscesse sia il nucleare che le energie rinnovabili come fattori che contribuiscono alla decarbonizzazione, alla sicurezza e alla competitività. [G]
Questo coordinamento politico può rafforzare le opzioni nazionali.
Non sostituisce le prove raccolte a livello nazionale.
10.100 La strategia europea SMR crea un’opportunità per la flotta che l’Italia dovrebbe valutare
La Commissione sta esplicitamente cercando di evitare un mercato europeo composto da molti reattori nazionali unici e incompatibili tra loro.
La sua logica industriale preferita è:
- modelli selezionati;
- più paesi;
- unità ripetute;
- catene di approvvigionamento condivise.
[G]
Questo è importante per l’Italia perché la convenienza economica di un FOAK italiano migliora se lo stesso progetto viene contemporaneamente realizzato in altre parti d’Europa.
Pertanto, la selezione della tecnologia dovrebbe esaminare non solo:
miglior reattore per l’Italia
Ma:
quale reattore può contare su una flotta europea credibile alle spalle.
10.101 Al contrario, il blocco della flotta a livello europeo può creare un rischio di concentrazione
Una flotta europea può ridurre i costi grazie alla standardizzazione.
Può inoltre creare una dipendenza sistemica da:
- un unico fornitore;
- monocomando;
- una piattaforma digitale.
L’Italia dovrebbe quindi distinguere:
vantaggi della standardizzazione
da
rischio strategico da fonte unica.
Idealmente, una politica industriale europea dovrebbe sviluppare molteplici fornitori qualificati all’interno di un ecosistema comune di reattori.
10.102 La decisione finale è quindi una decisione di allocazione del rischio
Ogni architettura ripartisce il rischio in modo diverso.
Architettura I
Trasferisce una maggiore quota del rischio di sviluppo tecnologico a un fornitore estero esperto, ma mantiene:
- finanza;
- sito;
- costruzione;
- dipendenza dall’estero.
Architettura II
L’Italia conserva un maggior valore tecnologico, ma al contempo presenta maggiori rischi di sviluppo.
Architettura III
Evita il rischio di FOAK a livello nazionale, ma lascia i benefici del sistema elettrico all’estero.
Architettura IV
Riduce il rischio di impegni precoci, ma aumenta il rischio di ritardi/mancanza di opportunità.
Non esiste un’architettura in cui ogni rischio scompaia.
10.103 Il governo dovrebbe dichiarare esplicitamente quali rischi accetta
Una decisione strategica definitiva dovrebbe individuare un’esposizione accettabile almeno nei seguenti ambiti:
- finanza pubblica;
- tecnologia straniera;
- carburante;
- conflitto del sito;
- sciupare;
- data di consegna;
- dipendenza industriale.
Senza tale dichiarazione, il dibattito si sposta inevitabilmente sull’immagine dei reattori piuttosto che sulla gestione del rischio sovrano.
10.104 Le quattro architetture non dovrebbero essere presentate al pubblico come certezze
Ciascuna è condizionata.
La lingua corretta è:
“Se queste condizioni vengono soddisfatte, questo percorso diventa realizzabile.”
Non:
“Questo percorso porterà inevitabilmente a questi benefici.”
Tale distinzione è particolarmente importante alla luce della memoria istituzionale italiana relativa agli eventi del 1987 e del 2011.
10.105 Struttura della decisione finale del governo
La decisione finale del governo può essere articolata attorno a cinque domande.
Domanda 1 — La produzione di energia nucleare a livello nazionale è necessaria per il sistema energetico nazionale del periodo 2040-2050?
Si tratta di una questione relativa al sistema elettrico.
La risposta dovrebbe essere fornita attraverso la modellazione dell’intero sistema.
Domanda 2 — Entro quanto tempo deve essere disponibile l’energia nucleare per uso domestico?
Ciò determina se i reattori LWR-SMR maturi o i reattori avanzati successivi rimangono compatibili con l’obiettivo politico.
Domanda 3 — Qual è il livello accettabile di dipendenza dalla tecnologia straniera?
Ciò determina gli scambi tra:
- Maturità di implementazione a breve termine;
- proprietà intellettuale nazionale.
Domanda 4 — Qual è l’esposizione finanziaria pubblica accettabile?
Ciò determina:
- CfD;
- garanzie;
- prestiti;
- scala flotta.
Domanda 5 — Quali ostacoli istituzionali devono essere superati prima di impegnarsi?
Ciò determina se l’Italia sceglierà:
- impiego immediato;
- sviluppi avanzati;
- esportazione industriale;
- ritardo condizionale.
10.106 Condizioni che supportano l’Architettura I
Senza fare un confronto con gli altri, Architettura I è più coerente internamente laddove lo Stato dà priorità a:
- precedente capacità a basse emissioni di carbonio dell’azienda nazionale;
- minor rischio nello sviluppo tecnologico;
- maturità dei combustibili convenzionali;
- Rilascio accelerato delle licenze grazie a referenze estere.
Richiede l’accettazione di:
- IP del reattore estero;
- servizi relativi al ciclo del carburante importato;
- rapporto con il fornitore.
10.107 Condizioni che supportano l’Architettura II
L’architettura II è più coerente internamente laddove lo Stato dà priorità a:
- tecnologia nazionale avanzata dei reattori;
- Proprietà intellettuale a lungo termine destinata all’esportazione;
- leadership italiana nella ricerca;
- applicazioni industriali avanzate.
Richiede l’accettazione di:
- successivo dispiegamento;
- maggiore rischio di sviluppo;
- complessità avanzata del ciclo del combustibile.
10.108 Condizioni che supportano l’Architettura III
L’architettura III è internamente coerente laddove:
- La redditività economica dei reattori nazionali rimane incerta;
- La scelta del sito rimane difficile;
- La costruzione di centrali nucleari in Europa crea comunque una domanda di esportazione;
- L’Italia desidera preservare le opzioni industriali.
Richiede l’accettazione del fatto che:
- I benefici derivanti dal nucleare per il sistema elettrico nazionale sono differiti o assenti.
10.109 Condizioni che supportano l’Architettura IV
L’architettura IV è internamente coerente laddove:
- La predisposizione in materia di rifiuti, ubicazione e regolamentazione è considerata un prerequisito per la realizzazione di nuove costruzioni irreversibili;
- Si prevede che le prove provenienti dall’estero (FOAK) ridurranno in modo significativo l’incertezza;
- Le risorse non nucleari possono mantenere un livello di approvvigionamento adeguato durante il periodo di attesa.
Richiede l’accettazione di:
- in seguito prima potenza;
- una capacità nucleare potenzialmente inferiore raggiungibile entro il 2050.
10.110 La decisione può cambiare al variare delle prove
Un’architettura strategica selezionata nel 2027 non dovrebbe essere immune da prove.
Se:
- Il costo di BWRX o di altri FOAK per LWR si riduce in modo significativo;
- I dimostratori LFR progrediscono più rapidamente;
- Il settore del gas e della cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) diventa altamente competitivo;
- I costi di stoccaggio crollano;
- L’installazione del repository è andata a buon fine;
le condizioni strategiche relative cambiano.
Il programma nazionale deve pertanto preservare le rivalutazioni programmate.
10.111 Anche la decisione di non costruire immediatamente comporta dei costi.
Il ritardo può preservare il valore dell’opzione.
Ma può anche:
- estendere la dipendenza dal gas;
- perdere la sincronizzazione industriale;
- richiedono un’implementazione successiva più rapida;
- consentire ad altri paesi europei di conquistare la leadership nella catena di approvvigionamento.
Pertanto, il costo controfattuale dell’attesa dovrebbe essere quantificato anziché essere considerato pari a zero.
10.112 La decisione di costruire immediatamente è anch’essa una decisione con costo opzionale
Un impegno tempestivo può:
- fornitori sicuri;
- creare competenze;
- ottenere una posizione di leadership industriale.
Ma può anche intrappolare l’Italia in:
- ipotesi di costo immature;
- un progetto che in seguito venne superato;
- questioni irrisolte relative ai rifiuti/allocazione.
Pertanto, un impegno anticipato consuma anche il valore dell’opzione.
10.113 Lo Stato dovrebbe quindi distinguere tra decisioni reversibili e irreversibili.
Ora è reversibile:
- ricerca;
- forza lavoro;
- studi sul sito;
- espansione del regolatore;
- Qualificazione dei fornitori;
- Cooperazione normativa europea.
Più difficile da invertire:
- Acquisizione definitiva del sito;
- Vincolo al fornitore;
- costruzione multimiliardaria;
- garanzie di prezzo a lungo termine.
Questa distinzione rappresenta l’elemento comune più forte tra tutte e quattro le architetture.
10.114 Azioni con valore in tutte e quattro le architetture
Diversi investimenti mantengono il loro valore indipendentemente dalla decisione finale sul reattore:
- rafforzare l’ISIN/futuro ente regolatore;
- preservare le competenze nucleari di ENEA/CIRTEN;
- qualificare le aziende italiane all’esportazione;
- smantellamento completo degli impianti preesistenti;
- promuovere il National Repository;
- sviluppare una strategia di smaltimento geologico;
- partecipare alla cooperazione ENSREG/IAEA;
- proseguire il lavoro su DTT/ITER/fusione;
- rafforzare la rete elettrica;
- migliorare l’archiviazione/interconnessione.
Si tratta di investimenti che preservano le opzioni .
Non sono loro a predeterminare la decisione politica di costruire i reattori.
10.115 Azioni che diventano utili solo dopo la scelta di un’architettura specifica
Alcuni esempi includono:
- Stabilimenti di reattori specifici per fornitore;
- infrastrutture di raffreddamento specifiche per il sito;
- impianti di produzione di combustibili specifici per determinate tecnologie;
- Localizzazione proprietaria di strumentazione e controllo;
- simulatore di operatori specifico per il reattore.
Queste decisioni dovrebbero seguire, non precedere, la selezione dell’architettura tecnologica.
10.116 Valutazione strategica finale
L’Italia non decide più se la tecnologia nucleare esiste o meno.
Si tratta di decidere se e come il nucleare debba entrare a far parte di un sistema energetico e industriale già in fase di trasformazione.
Il sistema non nucleare continuerà comunque ad evolversi.
Terna sta già pianificando:
- oltre 23 miliardi di euro di investimenti nella rete elettrica;
- oltre 65 GW di energie rinnovabili aggiuntive entro il 2030;
- oltre 70 GWh di nuovo fabbisogno di accumulo;
- importanti interconnessioni interne e internazionali. [G]
Le infrastrutture del gas si sono diversificate in modo significativo dalla crisi del 2022, con il solo GNL che fornirà oltre 20 miliardi di metri cubi nel 2025. [I]
Ravenna CCS offre all’Italia un percorso alternativo concreto per ridurre le emissioni derivanti dal continuo utilizzo di gas e dall’industria. [I]
L’Europa sta contemporaneamente costruendo un quadro nucleare più coordinato. L’Italia avrebbe dovuto partecipare all’Alleanza Nucleare entro il 2026, mentre la Commissione europea aveva avviato:
- una strategia SMR;
- coordinamento della flotta industriale;
- cooperazione tra gli enti regolatori;
- una proposta di coalizione SMR.
[G]
L’industria italiana vanta vantaggi significativi in:
- ingegneria nucleare;
- componenti pesanti;
- test;
- fusione;
- Ricerca e sviluppo avanzati sui reattori al piombo.
Non possiede ancora un reattore commerciale sovrano completo e la relativa catena del combustibile.
La fusione rafforza il portafoglio industriale strategico, ma non modifica sostanzialmente la decisione sulla fissione entro il 2030. Il DTT è ancora in costruzione, l’ITER rimane un importante programma internazionale di ricerca e sviluppo e la stessa ENEA colloca la fusione commerciale in una tabella di marcia europea a lungo termine che prevede la dimostrazione intorno al 2050. [G/I]
Anche l’energia nucleare marittima rappresenta una reale opzione industriale, ma non un sostituto a breve termine per le licenze relative agli impianti terrestri. Fincantieri, newcleo e RINA hanno un programma di sviluppo concreto, mentre l’IMO sta ancora rivedendo il Codice nucleare internazionale e il quadro SOLAS con un orizzonte temporale al 2030. [I]
La principale conclusione strategica è pertanto che l’Italia si trova di fronte a quattro architetture statali nucleari legittime ma sostanzialmente diverse .
Architettura I
Un percorso LWR-SMR occidentale maturo.
La sua condizione determinante è l’accettazione di una maggiore dipendenza dalla tecnologia dei reattori stranieri in cambio di una minore novità in termini di implementazione.
Architettura II
Un percorso AMR/LFR legato all’Italia.
La sua condizione determinante è l’accettazione di una tempistica di implementazione successiva e tecnicamente più incerta in cambio di una maggiore potenziale proprietà nazionale della tecnologia.
Architettura III
Una strategia di esportazione/componenti energetici senza un immediato FOAK interno.
La condizione determinante è che il valore industriale possa essere catturato a livello internazionale mentre la produzione interna rimane irrisolta.
Architettura IV
Un rinvio condizionato fino a quando le normative in materia di rifiuti e localizzazione non saranno più mature.
La condizione determinante è che l’Italia disponga di misure alternative adeguate per preservare l’adeguatezza del sistema elettrico e le competenze industriali durante il periodo di ritardo.
Niente è gratuito.
Nessuna soluzione risolve tutti gli obiettivi politici.
Il governo, pertanto, non si trova ad affrontare la questione se il nucleare sia un bene o un male.
Si trova di fronte a una serie di scelte sovrane riguardanti il tempo, il capitale, la proprietà della tecnologia e il rischio .
La decisione dovrebbe essere presa solo dopo aver utilizzato presupposti comuni per tutti i percorsi di sistema alternativi.
Il governo non dovrebbe fare paragoni:
- nucleare, compresi tutti i costi di finanziamento.
contro
- Produzione da fonti rinnovabili, escluso stoccaggio/rete;
O:
- nucleare, esclusi i rifiuti
contro
- gas, compreso il costo del carbonio;
O:
- il caso centrale di una tecnologia
contro
- Il caso peggiore per un’altra tecnologia.
Il confronto deve essere simmetrico.
Dovrebbe fornire i seguenti dati, in base alle ipotesi di domanda e affidabilità comuni:
- costo totale del sistema;
- emissioni;
- acqua;
- dipendenza dai combustibili;
- data di consegna;
- garanzie pubbliche;
- investimenti nella rete elettrica;
- magazzinaggio;
- sciupare;
- valore industriale;
- esposizione climatica
Solo dopo che tali variabili sono visibili, il processo decisionale politico può iniziare propriamente.
Il requisito di informazione pubblica dovrebbe seguire lo stesso principio.
Lo Stato non dovrebbe tentare di cancellare il significato storico dei referendum del 1987 e del 2011. Tali eventi rimangono parte del contesto di legittimità politica in cui il nuovo programma deve operare. [L]
La risposta istituzionale appropriata non è quella di avviare una campagna.
Si tratta di presentare una decisione verificabile.
Ciò significa pubblicare:
- ciò che è noto;
- ciò che viene stimato;
- ciò che resta incerto;
- qual è il costo di ciascuna alternativa;
- quali rischi si sta assumendo lo Stato;
- quale decisione può ancora essere revocata.
Le attuali linee guida dell’AIEA per le parti interessate giungono essenzialmente alla stessa conclusione istituzionale: la fiducia richiede un coinvolgimento precoce, continuo, aperto e reattivo, compresa la comunicazione delle responsabilità in materia di rifiuti e delle incertezze significative. [I]
La questione nucleare italiana non dovrebbe quindi essere risolta affermando che una tecnologia sia inevitabile, bensì attraverso un confronto trasparente dei percorsi nazionali.
La scelta strategica centrale può finalmente essere formulata in termini precisi:
L’Italia vuole acquisire maturità nello sviluppo tecnologico, sviluppare la sovranità tecnologica, monetizzare le capacità industriali senza un’immediata implementazione a livello nazionale, oppure preservare il valore delle opzioni fino a quando le condizioni istituzionali e la riduzione dei rifiuti non saranno più solide?
Queste sono le quattro opzioni sostanzialmente diverse.
La decisione tra loro è politica.
Le condizioni in base alle quali ciascuna di esse può operare sono di natura tecnica, legale, finanziaria e misurabile.
CAPITOLO 10 — REGISTRO DELLA SORGENTE DI CARICO
Alternative al sistema elettrico, energie rinnovabili, stoccaggio e interconnessione
G1 — Terna, Piano nazionale di sviluppo della rete di trasmissione elettrica 2025. Oltre 23 miliardi di euro di investimenti nel periodo 2025-2034; oltre 65 GW di energie rinnovabili aggiuntive entro il 2030 rispetto al 2023; fabbisogno di stoccaggio di 71,5 GWh; aumento della capacità di trasferimento interna e internazionale.
Terna — Piano di sviluppo della rete 2025
G2 — Terna, Piano di sviluppo 2025 — Panoramica . Principali infrastrutture fino al 2034/2040, tra cui il Collegamento Tirrenico, ELMED, Milano-Montalto, Collegamento Adriatico, GR.ITA.2 e potenziamenti dei valichi di frontiera esteri.
Terna — Panoramica del Piano di sviluppo 2025
G3 — Terna, prima asta MACSE, 30 settembre 2025. Assegnati 10 GWh per la consegna nel 2028; offerte >4 volte la domanda; prezzo di assegnazione ponderato ~€12.959/MWh-anno.
Terna — Risultati della prima asta MACSE
G4 — Commissione europea — Obiettivi di interconnessione elettrica. Obiettivo UE 2030 di almeno il 15%.
Commissione europea — Obiettivi di interconnessione elettrica
G5 — Terna — Interconnessione ELMED Italia-Tunisia. Ponte elettrico Europa-Nord Africa concepito per supportare la sicurezza e l’integrazione delle energie rinnovabili.
Terna — Interconnessione ELMED Italia-Tunisia
Gas, GNL e sicurezza energetica del Mediterraneo
I1 — Snam, risultati finanziari 2025 e piano strategico 2026-2030. Domanda di gas italiana nel 2025 ~63,42 miliardi di metri cubi; GNL >20 miliardi di metri cubi; FSRU di Ravenna operativa da maggio 2025.
Snam — Risultati del sistema del gas per il 2025
I2 — Rapporto annuale Snam 2025. 64,08 miliardi di metri cubi immessi nella rete; 40,41 miliardi di metri cubi di gasdotti esteri; 20,48 miliardi di metri cubi di gasdotti immessi nei terminali GNL; forte riduzione dei volumi del gasdotto Tarvisio/russo.
Snam — Rapporto annuale 2025
I3 — Snam, informativa sui rischi geopolitici. Rischi di approvvigionamento di gas provenienti da paesi dell’ex Unione Sovietica e altri paesi.
Snam — Informativa sui rischi geopolitici e di approvvigionamento di gas.
G6 — Sintesi del Rapporto Annuale ARERA. Diversificazione delle fonti di gas italiane e storico allontanamento dalla dipendenza concentrata dalla Russia.
ARERA — Sintesi del Rapporto Annuale 2026
Gas più CCS
I4 — Relazione annuale Eni 2025 — Ravenna CCS. Fase 1 circa 25 kt CO₂/anno; efficienza di cattura >90%; Fase 2 obiettivo 4 Mt/anno entro il 2030 con possibile espansione successiva fino a 16 Mt/anno.
Eni — Relazione annuale 2025 / Ravenna CCS
G7 — MASE PNIEC 2024. Programma CCS di Ravenna e potenziale scala futura.
MASE — PNIEC 2024
G8 — MASE/UNMIG — Quadro di monitoraggio della Fase 1 della CCS di Ravenna.
Documentazione relativa al monitoraggio della Fase 1 della CCS di Ravenna (MASE).
Politica nucleare europea e alleanze
G9 — Commissione europea, 10 marzo 2026 — Strategia UE per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR). I primi SMR europei sono previsti per l’inizio degli anni 2030; approccio europeo alla flotta, catena di approvvigionamento industriale, cooperazione normativa, servizi del ciclo del combustibile e coalizione per gli SMR.
Commissione europea — Strategia UE per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
G10 — Commissione europea, COM(2026)117. Proposte dettagliate in materia di cooperazione normativa, coalizione SMR, protezione della proprietà intellettuale e autonomia strategica.
Commissione europea — Sviluppo futuro e implementazione dei SMR in Europa
G11 — Commissione europea — Portale politico sugli SMR. Alleanza industriale europea sugli SMR e capacità SMR prevista nell’UE di 17-53 GW entro il 2050.
Commissione europea — Reattori modulari di piccole dimensioni
G12 — Ministero dell’Energia polacco, 26 giugno 2026 — Riunione dell’Alleanza Nucleare. L’Italia è tra gli Stati partecipanti; Grecia e Lettonia come osservatori; posizione comune sul quadro tecnologico neutrale per l’energia pulita post-2030.
Ministero dell’Energia polacco — Riunione dell’Alleanza Nucleare, giugno 2026
G13 — Ministero dell’Energia polacco, 16 marzo 2026 — Dichiarazione congiunta dell’Alleanza Nucleare. L’Italia è inclusa tra i paesi partecipanti ed è espresso sostegno alla strategia UE per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Alleanza Nucleare — Dichiarazione congiunta di marzo 2026
cooperazione normativa
G14 — Dashboard della task force SMR di ENSREG, marzo 2026. Monitora il coinvolgimento degli enti regolatori nazionali dell’UE con diverse progettazioni di SMR e conferma la continua sovranità nazionale in materia di licenze.
ENSREG — Dashboard della task force SMR, marzo 2026
I5 — Forum dei regolatori SMR dell’AIEA / NHSI. Toolkit per la cooperazione normativa disponibile nel 2026 a supporto di una revisione normativa congiunta, collaborativa e sinergica.
AIEA — Toolkit per la cooperazione normativa SMR
I6 — Fase II del programma NHSI dell’IAEA. Progetto pilota multinazionale di pre-autorizzazione EAGLES-300 e futuro quadro globale per le revisioni dei reattori avanzati.
Fase II del percorso normativo NHSI dell’IAEA.
Applicazioni nucleari marittime
I7 — Fincantieri/newcleo/RINA — Studio di fattibilità per la propulsione nucleare marittima. Studio di fattibilità per un mini-reattore chiuso da circa 30 MWe per grandi navi.
Fincantieri — Programma di fattibilità per la propulsione nucleare navale.
I8 — Piano aziendale Fincantieri 2026-2030. La propulsione nucleare rimane un obiettivo di propulsione sostenibile a lungo termine.
Fincantieri — Piano aziendale 2026-2030
I9 — IMO SOLAS. Il capitolo VIII contiene i requisiti di base per le navi nucleari e fa riferimento al Codice di sicurezza per le navi mercantili nucleari.
IMO — Convenzione SOLAS e navi nucleari
I10 — IMO, gennaio 2026. Piano di lavoro per la revisione del Codice nucleare e del Capitolo VIII della SOLAS, con l’obiettivo di adozione entro il 2030.
IMO — Piano di lavoro 2026 per la regolamentazione delle navi a propulsione nucleare.
I11 — IMO, settembre 2026 — ATLAS. Cooperazione IAEA/IMO sulle tecnologie nucleari marittime sicure, protette e salvaguardate, compresi i quadri giuridici e di responsabilità.
Iniziativa nucleare marittima IMO — ATLAS.
Fusione, DTT e ITER
G15 — ENEA, febbraio 2026 — Traguardo importante per il gyrotrone DTT. DTT in costruzione a Frascati; testato con successo il primo gyrotrone da 170 GHz e 1 MW.
ENEA — DTT raggiunge un importante traguardo nella fusione.
G16 — ENEA, Programma di ricerca nucleare 2026. La fusione come programma strategico a lungo termine; DTT, mantello di riproduzione, fascio di particelle neutre e infrastrutture RFX; orizzonte dimostrativo europeo verso il 2050.
ENEA — Programma italiano di ricerca nucleare 2026
I12 — ITER — struttura dei contributi dei membri. L’Europa fornisce il 45,6% del contributo di costruzione; la maggior parte dei contributi viene fornita tramite componenti e sistemi industriali.
ITER — Membri ITER e struttura dei contributi
I13 — ITER — Partecipazione industriale italiana. Aziende italiane tra cui Ansaldo Nucleare, SIMIC e ASG partecipano alle principali attività di assemblaggio e produzione di magneti di ITER.
ITER — Contributi produttivi europei/italiani
I14 — Eni/CFS, settembre 2025. Accordo di fornitura di energia elettrica da fusione ARC per oltre 1 miliardo di dollari; Eni investitore strategico dal 2018.
Partnership commerciale tra Eni e Commonwealth Fusion Systems.
Responsabilità nucleare e assicurazione
G17 — Rappresentanza permanente italiana presso le organizzazioni internazionali a Parigi — regime Parigi/Bruxelles modificato. Strato generale per gli operatori di 700 milioni di euro e struttura di compensazione combinata di almeno 1,5 miliardi di euro.
Ministero degli Affari Esteri italiano — regime di responsabilità nucleare di Parigi e Bruxelles
I15 — Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE — Convenzione supplementare di Bruxelles. Architettura di compensazione a tre livelli.
OCSE-NEA — Convenzione supplementare di Bruxelles
I16 — Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE — Convenzione di Parigi. Responsabilità oggettiva/canalizzata dell’operatore e garanzia finanziaria obbligatoria.
OCSE-NEA — Convenzione di Parigi
Coinvolgimento delle parti interessate ed etica dell’informazione
L1 — Servizio di ricerca della Camera dei Deputati, 25 maggio 2026. Storia ufficiale del programma nucleare italiano e degli episodi referendari del 1987/2011.
Camera dei Deputati — Dossier della delegazione nucleare 2026
I17 — AIEA, 2025 — Coinvolgimento delle parti interessate nei programmi nucleari. Un coinvolgimento aperto, trasparente, tempestivo e continuo è considerato essenziale per l’intero ciclo di vita nucleare.
AIEA — Coinvolgimento delle parti interessate nei programmi nucleari
I18 — Guida dell’AIEA sulla comunicazione dei rischi. Onestà, apertura, trasparenza e comunicazione dell’incertezza come fondamenti della fiducia del pubblico.
AIEA — Guida sulla comunicazione dei rischi nucleari.
I19 — Serie sull’energia nucleare dell’AIEA — Guida alla partecipazione delle parti interessate e del pubblico. Integrità, documentazione, reattività e inclusione di punti di vista diversi nel coinvolgimento nei programmi nucleari.
AIEA — Guida al coinvolgimento delle parti interessate e alla partecipazione del pubblico.
FINE DEL CAPITOLO 10
CAPITOLO 11 — DALL’ABBANDONO DEL NUCLEARE AL RIENTRO POLITICO: LA RIVOLUZIONE POLITICA, GIURIDICA E GEOPOLITICA DELL’ITALIA NELL’ARCO DI QUARANT’ANNI, 1986-2026
11.0 Introduzione narrativa — Come l’Italia è passata dal ritiro dal nucleare alla ricostruzione di un’opzione nucleare nazionale
Il ritorno dell’Italia alla politica nucleare sotto il governo di Giorgia Meloni non può essere inteso semplicemente come la decisione di un governo di ribaltare la decisione di un altro. Si tratta dell’ultima tappa di un ciclo politico, industriale e geopolitico che dura da quasi quarant’anni, durante il quale l’energia nucleare ha oscillato ripetutamente tra tre ruoli molto diversi nella vita pubblica italiana: dapprima come strumento di modernizzazione tecnologica, poi come simbolo di un rischio tecnologico e istituzionale inaccettabile e infine, dopo la crisi energetica europea successiva all’invasione russa dell’Ucraina, come possibile componente della sicurezza energetica nazionale, della competitività industriale e della decarbonizzazione.
La storia è importante perché il dibattito italiano contemporaneo si svolge spesso attraverso slogan semplicistici. Una versione afferma che gli italiani hanno definitivamente abolito l’energia nucleare con il referendum del 1987 e che qualsiasi successivo tentativo di riaprire la questione rappresenterebbe un rifiuto del voto popolare. Un’altra sostiene che i referendum riguardavano solo questioni tecniche di minore importanza e che, pertanto, hanno scarsa rilevanza per le politiche attuali. Nessuna delle due descrizioni coglie appieno la realtà dei fatti.
Il primo dato essenziale è che l’Italia non è mai stata storicamente estranea alla tecnologia nucleare. È stata uno dei primi Stati europei a sviluppare la produzione commerciale di energia elettrica nucleare. Verso la metà degli anni ’60, Garigliano, Latina e Trino erano già in funzione, e in seguito Caorso aggiunse al sistema un reattore ad acqua bollente di dimensioni molto maggiori. L’Italia è quindi entrata nell’era nucleare come partecipante industriale, piuttosto che come osservatore esterno. Il Paese ha accumulato conoscenze ingegneristiche, esperienza operativa, capacità di ricerca e competenze industriali che sono rimaste significative anche dopo la scomparsa della produzione commerciale di energia nucleare.
Il secondo fatto essenziale è che l’abbandono dell’energia nucleare da parte dell’Italia non è stato determinato da un singolo atto legislativo. I referendum del 1987, indetti a seguito dello shock di Chernobyl, non contenevano un quesito che sancisse il divieto permanente dell’energia nucleare nella Repubblica Italiana. I tre quesiti riguardavano specifici elementi del quadro giuridico e istituzionale: i poteri di ubicazione degli impianti, i pagamenti agli enti locali che ospitano le centrali nucleari e la partecipazione di ENEL a progetti nucleari esteri. Ciononostante, il risultato fu politicamente schiacciante. Circa quattro voti validi su cinque si espressero a favore dell’abrogazione dei primi due quesiti, mentre oltre il 71% si espresse a favore dell’abrogazione della disposizione relativa alla partecipazione di ENEL all’estero.
Quel risultato creò un mandato politico ben più ampio del significato letterale del testo referendario. Il sistema nucleare preesistente a Chernobyl aveva perso legittimità politica. Lo Stato italiano tradusse quindi tale risultato politico in politica energetica attraverso le decisioni prese dopo il referendum. La chiusura degli impianti esistenti, l’abbandono di progetti di costruzione e la conversione o la cancellazione di quelli esistenti avvennero tramite decisioni governative, risoluzioni del CIPE e provvedimenti legislativi. Nel luglio del 1990, il CIPE ordinò formalmente la chiusura definitiva di Caorso e Trino; precedenti provvedimenti avevano già portato alla chiusura definitiva di Latina, alla sospensione di Trino 2 e all’interruzione della costruzione della centrale nucleare di Montalto di Castro.
Questa distinzione tra referendum e attuazione è più di una mera tecnicalità giuridica. Spiega perché l’energia nucleare sia poi tornata al centro del dibattito politico. L’Italia non ha sancito per legge un divieto costituzionale immutabile contro l’energia nucleare. Ha preso una decisione politica, supportata da un forte mandato referendario, di smantellare l’attuale strategia di sviluppo nucleare. Le conseguenze di tale scelta si sono poi accumulate nel corso dei decenni.
L’Italia ha cessato la produzione di energia elettrica nucleare, ma non ha smesso di essere un paese nucleare sotto ogni altro aspetto. Ha mantenuto il combustibile esaurito, le scorie radioattive, gli oneri di smantellamento, gli impianti di ricerca, le società di ingegneria specializzate e il sistema di regolamentazione necessario per supervisionare le attività nucleari pregresse. Ciò che è scomparso è stato il parco di centrali elettriche e la continuità istituzionale legata alla costruzione, all’autorizzazione e alla gestione di nuovi reattori commerciali.
Ciò ha creato una peculiare asimmetria. L’Italia ha continuato a sopportare alcuni degli obblighi a lungo termine derivanti dal suo precedente programma nucleare, pur non ricevendo energia elettrica dalle centrali nucleari nazionali. Allo stesso tempo, il sistema elettrico europeo intorno all’Italia si è sviluppato seguendo percorsi nazionali molto diversi. La Francia ha mantenuto e ampliato un ampio parco di reattori. La Svizzera ha conservato la produzione di energia nucleare. La Slovenia ha gestito la centrale di Krško. Altri paesi, come la Germania, si sono infine orientati verso la propria uscita dal nucleare, mentre diversi stati dell’Europa centrale e orientale hanno mantenuto quote significative di energia nucleare.
L’Italia, dunque, non ha lasciato un’Europa che aveva uniformemente abbandonato l’energia nucleare. Ha scelto una particolare traiettoria nazionale all’interno di un continente che restava diviso sull’energia nucleare.
L’importanza di tale distinzione è diventata sempre più evidente attraverso la struttura del sistema energetico italiano. L’Italia ha ampliato notevolmente l’energia elettrica da fonti rinnovabili e ha sviluppato una delle principali infrastrutture del gas in Europa, ma il gas naturale si è anche profondamente integrato nella produzione di energia elettrica e nell’economia energetica in generale. Immediatamente prima della crisi geopolitica del 2022, il gas rappresentava il 42% del fabbisogno energetico totale dell’Italia; il 94% di tale gas era importato e circa il 41% delle importazioni proveniva dalla Russia. Il gas era inoltre responsabile di circa la metà della produzione di energia elettrica italiana.
Sarebbe storicamente scorretto attribuire l’intera struttura energetica ai referendum sul nucleare. L’Italia ha sempre posseduto risorse limitate di combustibili fossili a livello nazionale, e lo sviluppo del gas rifletteva scelte industriali, economiche e ambientali che andavano ben oltre la politica nucleare. Anche lo sviluppo delle energie rinnovabili ha modificato profondamente il sistema. Ciononostante, l’abbandono del nucleare ha eliminato dal mix energetico nazionale una possibile fonte di energia elettrica nazionale ad alto fattore di capacità. Ciò che l’ha sostituita non è stata l’indipendenza energetica, bensì una diversa configurazione di dipendenze.
Questo è uno dei temi centrali necessari per comprendere il successivo cambio di rotta del governo Meloni. Un sistema energetico non diventa mai indipendente semplicemente eliminando una tecnologia. Sostituisce un insieme di dipendenze con un altro. L’energia nucleare richiede uranio, arricchimento, fabbricazione del combustibile, tecnologia e capitali. Il gas richiede un approvvigionamento continuo di combustibile, gasdotti, terminali GNL, produttori esteri ed esposizione ai prezzi internazionali delle materie prime. I sistemi rinnovabili richiedono reti estese, stoccaggio, bilanciamento, materiali e catene di approvvigionamento manifatturiere. La questione strategica, quindi, non è se la dipendenza possa essere abolita, ma come diversificarla e quali vulnerabilità un Paese scelga di accettare.
Per gran parte del periodo successivo al 1987, tuttavia, l’energia nucleare si è distinta politicamente da qualsiasi altra tecnologia energetica in Italia. È diventata una questione di identità.
Chernobyl aveva trasformato la percezione della sicurezza nucleare. Il dibattito italiano, di conseguenza, fuse il rischio tecnologico con la sfiducia nei confronti dei processi decisionali centralizzati, le politiche ambientali, il controllo locale sul territorio e il diritto dei cittadini di intervenire direttamente nelle principali scelte infrastrutturali. L’energia nucleare divenne capace di mobilitare gli elettori ben oltre la questione tecnica, relativamente circoscritta, della produzione di energia elettrica.
Questo aiuta a spiegare perché la politica nucleare si sia ripetutamente intrecciata con lotte più ampie sull’autorità governativa.
Sarebbe eccessivo affermare che gli oppositori dell’energia nucleare abbiano semplicemente inventato obiezioni di sicurezza o ambientali per attaccare i governi. I dati storici non avvalorano tale conclusione. Le preoccupazioni relative a incidenti gravi, scorie radioattive, costi di costruzione, consenso territoriale e indipendenza degli enti regolatori erano argomentazioni politiche sostanziali e rimangono temi legittimi della regolamentazione nucleare contemporanea.
Ma è altrettanto incompleto descrivere la controversia nucleare italiana come un dibattito esclusivamente tecnico.
Sia alla fine degli anni ’80 che nel 2011, l’energia nucleare è diventata uno strumento attraverso il quale si sono manifestati conflitti politici più ampi. La tecnologia ha acquisito un peso simbolico. Opporsi alla politica nucleare del governo poteva significare contestarne la competenza, la trasparenza o l’autorità politica. Sostenere lo sviluppo del nucleare poteva invece rappresentare una dichiarazione di intenti a favore della modernizzazione, della sovranità industriale o della fiducia nella capacità dello Stato di gestire tecnologie complesse.
Questa dinamica è diventata particolarmente evidente durante il quarto governo Berlusconi.
Tra il 2008 e il 2009, il centrodestra tentò la prima seria revisione del programma italiano di costruzione di nuove centrali nucleari. Il governo creò un percorso legislativo per la realizzazione di nuove centrali nucleari, impianti per il ciclo del combustibile e infrastrutture per la gestione dei rifiuti. Si trattò del primo importante tentativo di invertire l’assetto successivo al 1987.
Il programma ha immediatamente riaperto tutti i conflitti irrisolti del periodo precedente: costi, ubicazione, rapporti tra Stato e Regioni, sprechi, consenso pubblico e interpretazione dell’eredità del referendum.
Poi è avvenuto il disastro di Fukushima.
L’incidente di Fukushima Daiichi nel marzo 2011 ha cambiato il contesto politico in modo sorprendentemente simile a come Chernobyl lo aveva cambiato venticinque anni prima. Il governo Berlusconi prima ha sospeso e poi ha avviato la procedura per smantellare il proprio programma legislativo sul nucleare. Il referendum si è comunque svolto dopo gli sviluppi giudiziari e politici, e il risultato è stato ancora una volta schiacciante. Oltre 25,6 milioni di italiani hanno votato a favore dell’abrogazione del quadro normativo rimanente, pari al 94,05% dei voti validi sulla questione nucleare.
L’episodio del 2011 è particolarmente importante perché la politica nucleare era ormai inequivocabilmente intrecciata con il più ampio scontro politico che circondava il governo di Silvio Berlusconi. Le forze di opposizione collegarono apertamente la campagna referendaria a questioni più ampie sulla legittimità del governo. Allo stesso tempo, il governo sostenne pubblicamente che Fukushima aveva modificato radicalmente il contesto della sicurezza nucleare e giustificato una revisione del programma.
Entrambe le dimensioni appartengono alla documentazione storica.
È quindi più corretto affermare che l’energia nucleare è diventata un moltiplicatore politico . Le questioni politiche di fondo erano reali, ma poiché l’energia nucleare combinava complessità tecnologica, percezione del rischio catastrofico, ingenti spese pubbliche, conflitti territoriali e simbolismo nazionale, poteva amplificare lotte politiche più ampie.
Dopo il referendum del 2011, la questione nucleare è apparsa politicamente chiusa per la seconda volta.
Ma il sistema energetico non ha smesso di evolversi.
L’Italia ha continuato ad espandere la produzione di energia da fonti rinnovabili, l’efficienza energetica e l’interconnessione. Allo stesso tempo, il gas è rimasto strutturalmente importante e l’Italia ha continuato a importare ingenti quantità di elettricità attraverso il mercato europeo. Il contrasto con la Francia è diventato particolarmente evidente perché la Francia ha mantenuto un’ampia base di produzione di energia nucleare, a differenza dell’Italia.
Tale confronto va effettuato con cautela. Il sistema elettrico francese non può essere ridotto alla sola energia nucleare, e le differenze nei prezzi dell’elettricità o nelle prestazioni industriali non possono essere attribuite unicamente alla presenza o all’assenza di reattori. L’energia idroelettrica, le energie rinnovabili, i prezzi del gas, la disponibilità di interconnessioni, la tassazione, la domanda e la struttura del mercato sono tutti fattori rilevanti.
Tuttavia, il legame fisico è reale. La Francia è un esportatore netto di energia elettrica verso l’Italia ogni anno dal 1979. Nel 2025 il saldo netto delle esportazioni francesi verso l’Italia ha raggiunto il record di 26,2 TWh . RTE ha riportato un prezzo medio all’ingrosso dell’energia elettrica in Italia di 116 €/MWh , rispetto ai 61 €/MWh in Francia nello stesso anno, collegando esplicitamente la dinamica delle esportazioni in parte all’abbondante produzione di energia elettrica a basse emissioni di carbonio in Francia e alla continua dipendenza dell’Italia dal gas.
Il punto non è che l’Italia abbia segretamente “continuato a utilizzare l’energia nucleare francese” in un’ottica puramente contabile. L’elettricità fluisce attraverso un mercato integrato e i singoli elettroni non vengono assegnati in base alla tecnologia. Il punto geopolitico più importante è che l’uscita dell’Italia dal nucleare nazionale non ha eliminato l’energia nucleare dal sistema continentale da cui l’Italia dipendeva. Ha eliminato la produzione di energia nucleare dal mix energetico nazionale italiano, mentre i paesi limitrofi l’hanno mantenuta.
Per decenni, tale distinzione è rimasta politicamente gestibile perché la sicurezza dell’approvvigionamento energetico è stata spesso trattata principalmente come una questione commerciale: acquistare gas da fornitori diversificati, costruire gasdotti e infrastrutture per il GNL, rafforzare le interconnessioni e incrementare le energie rinnovabili.
L’invasione su vasta scala dell’Ucraina da parte della Russia nel febbraio 2022 ha cambiato il significato strategico di tale accordo.
Improvvisamente, la dipendenza dei sistemi energetici europei da fornitori esterni di combustibili non era più una vulnerabilità astratta. Divenne una questione centrale per la sicurezza nazionale, la politica estera, l’inflazione, la competitività industriale e la stabilità fiscale.
L’Italia era particolarmente esposta a causa dell’importanza del gas naturale importato. Il Paese ha reagito rapidamente e con successo sotto un aspetto: la dipendenza dal gas russo si è ridotta drasticamente, con la quota russa delle importazioni di gas italiane scesa a circa il 3% entro novembre 2022.
Ma la lezione geopolitica si estese ben oltre la Russia.
La sostituzione del gas russo con gas proveniente da Algeria, Azerbaigian, fornitori di GNL o altre fonti ha migliorato la diversificazione, ma non ha eliminato la dipendenza dalle importazioni. Ha semplicemente modificato la geografia della dipendenza.
Questo è il contesto strategico in cui il governo di Giorgia Meloni è giunto al potere.
La coalizione di centro-destra aveva già segnalato questo cambiamento durante la campagna elettorale del 2022. Il suo programma comune non presentava l’energia nucleare come un sostituto dello sviluppo delle energie rinnovabili. Si impegnava ad aumentare la produzione da fonti rinnovabili, a diversificare le fonti energetiche e a migliorare l’efficienza energetica, chiedendo al contempo la valutazione delle tecnologie nucleari di ultima generazione senza quella che definiva una preclusione ideologica.
Questo è importante perché la nuova narrativa sul nucleare differiva sostanzialmente dal linguaggio politico dei decenni precedenti.
La questione non veniva più formulata principalmente come:
Nucleare contro ambientalismo.
Veniva sempre più spesso inquadrato come:
Energia nucleare, energie rinnovabili, reti elettriche e sistemi di accumulo come componenti di un sistema a basse emissioni di carbonio più diversificato.
Il nuovo linguaggio politico ha inoltre introdotto due concetti che hanno acquisito molta più importanza dopo il 2022: la sovranità energetica e l’autonomia strategica .
Questi termini non vanno interpretati letteralmente come autarchia nazionale. L’Italia non può estrarre tutti i minerali, produrre tutti i pannelli solari, generare tutto il gas di cui ha bisogno o controllare internamente ogni fase di produzione del combustibile nucleare. Il significato pratico è resilienza: evitare un’eccessiva dipendenza da un singolo combustibile, paese, corridoio di trasporto o fornitore tecnologico.
L’approccio del governo Meloni, dopo il suo insediamento, è stato inoltre più graduale di quanto suggerisca l’idea di un immediato “ritorno al nucleare”.
L’Italia non ha annunciato immediatamente un reattore, un sito o un programma di costruzione. I primi passi sono stati di natura istituzionale.
Il 9 maggio 2023, la Camera dei Deputati ha adottato mozioni parlamentari riguardanti l’energia nucleare nel percorso del Paese verso la neutralità climatica. Ciò ha permesso di inserire il nucleare, inizialmente presente solo nel programma di coalizione, in un dibattito politico parlamentare formale.
Il passo istituzionale decisivo successivo è stato compiuto il 21 settembre 2023 con la prima riunione della Piattaforma Nazionale per l’Energia Nucleare Sostenibile . La piattaforma ha riunito istituti di ricerca, università, il settore della sicurezza nucleare, organizzazioni di smantellamento e industria. L’ISIN ha descritto esplicitamente il proprio obiettivo come la definizione di un percorso verso la possibile ripresa dell’uso dell’energia nucleare in Italia e l’individuazione di opportunità per la filiera industriale nucleare nazionale esistente.
Si è trattato di una transizione importante.
Per la prima volta nel nuovo ciclo politico, l’energia nucleare non era più solo oggetto di discorsi politici. Il governo stava iniziando a ricostruire la rete di istituzioni necessarie per valutare un programma concreto.
Il PNIEC del 2024 ha fatto fare un ulteriore passo avanti al processo.
L’energia nucleare è entrata a far parte della modellizzazione ufficiale a lungo termine del sistema energetico nazionale. Uno scenario ha esaminato circa 16 GW di capacità nucleare entro il 2050 , in grado, secondo le ipotesi del modello, di soddisfare circa il 22% della domanda di elettricità prevista in Italia . Il modello ha anche calcolato le differenze nel costo totale del sistema tra scenari con e senza generazione nucleare.
L’importanza di questo passaggio non deve essere confusa con un impegno di costruzione.
Il PNIEC non ha ordinato reattori per una potenza complessiva di 16 GW.
Ha compiuto un passo più preliminare ma istituzionalmente importante: ha inserito l’energia nucleare nell’insieme delle tecnologie che lo Stato italiano era disposto a considerare seriamente come parte integrante del suo futuro sistema energetico decarbonizzato.
La trasformazione politica era dunque già sostanziale.
Nel 2011, la politica governativa prevedeva lo smantellamento del quadro giuridico per i nuovi reattori.
Entro il 2024, i modelli energetici governativi stavano calcolando in che modo i reattori avrebbero potuto contribuire al sistema elettrico del 2050.
La fase successiva era necessariamente di natura legale.
L’Italia non potrebbe passare in modo credibile dagli scenari ai progetti mantenendo una struttura giuridica e regolamentare concepita principalmente per lo smantellamento, la gestione dei rifiuti radioattivi, la ricerca e la radioprotezione. Un programma di costruzione di nuove centrali efficace richiede norme per la localizzazione, le autorizzazioni, la sicurezza nucleare, il combustibile, i rifiuti, il combustibile esaurito, lo smantellamento, le responsabilità istituzionali e la partecipazione pubblica.
Il governo Meloni si è quindi mosso verso una legge di delega volta a ricostruire tale architettura.
Il disegno di legge è stato presentato dal governo nell’ottobre 2025, approvato dalla Camera dei Deputati il 4 giugno 2026 e successivamente trasmesso al Senato.
Il 23 settembre 2026 , il Senato ha approvato in via definitiva il provvedimento con 81 voti favorevoli, 51 contrari e 7 astensioni . La divisione è stata politicamente significativa: Fratelli d’Italia, Lega e Forza Italia hanno appoggiato la misura, così come Action; il Partito Democratico, il Movimento 5 Stelle e l’alleanza Verdi-Sinistra si sono opposti, mentre Italia Viva si è astenuta.
Alla data limite di redazione del presente rapporto, il 27 settembre 2026 , l’iter parlamentare era pertanto concluso, ma negli atti del Senato il provvedimento risultava ancora definitivamente approvato e non ancora pubblicato .
È a questo punto che il linguaggio del “ritorno all’energia nucleare” deve diventare preciso.
L’Italia non è ancora tornata alla produzione di energia elettrica nucleare.
Non è presente alcun reattore nucleare italiano di recente autorizzazione.
Non esiste un sito autorizzato per nuove costruzioni.
Non è stata ancora presa una decisione definitiva in merito all’investimento.
Non è in costruzione alcun reattore.
Ciò che è tornato è la volontà dello Stato di creare le condizioni legali e istituzionali per ricostruire le centrali nucleari .
Tale distinzione è fondamentale per il resto del capitolo 11.
Il risultato finora raggiunto dal governo Meloni è dunque di natura politica e istituzionale, piuttosto che materiale. Ha modificato lo status dell’energia nucleare all’interno dello Stato italiano. Il nucleare è passato dall’essere una tecnologia esclusa dalla pianificazione energetica nazionale a una tecnologia per la quale il Parlamento ha autorizzato il governo a ricostruire un quadro normativo favorevole.
Questa inversione di tendenza è particolarmente sorprendente perché si è verificata senza che le forze politiche che si erano opposte allo sviluppo nucleare nei periodi precedenti siano scomparse.
Il Partito Democratico, il Movimento 5 Stelle e l’alleanza Verde-Sinistra continuano a opporsi all’attuale programma, sebbene le loro argomentazioni non siano identiche. Il dibattito dell’opposizione si concentra principalmente su aspetti economici, tempistiche, sprechi, governance normativa, maturità tecnologica e sulla possibilità di concentrare i capitali su energie rinnovabili, reti e sistemi di accumulo.
I partiti di governo, al contrario, inquadrano sempre più l’energia nucleare in termini di sicurezza dell’approvvigionamento, competitività industriale, autonomia strategica europea e decarbonizzazione.
In altre parole, la controversia è cambiata.
Il conflitto politico fondamentale del 1987 fu dominato dalle conseguenze di Chernobyl.
Il conflitto fondamentale del 2011 è stato plasmato da Fukushima.
Il conflitto degli anni 2020 è plasmato da una diversa combinazione di pressioni:
obiettivi climatici, volatilità dei prezzi del gas, la guerra in Ucraina, competitività industriale, elettrificazione, intelligenza artificiale e domanda di data center, necessità di una solida produzione di energia a basse emissioni di carbonio e la crescente preoccupazione europea per le dipendenze strategiche.
Ciò non rende la sicurezza nucleare meno importante.
Ciò modifica l’equilibrio dei rischi che la politica è chiamata a valutare.
Nel periodo successivo a Chernobyl, la politica nucleare italiana è stata guidata dal timore che il mantenimento dell’energia nucleare comportasse rischi inaccettabili.
Dopo il 2022, i responsabili politici sono stati costretti ad affrontare la categoria opposta di domande:
Quali rischi si creano non disponendo di determinate opzioni di generazione di energia a livello nazionale?
Ciò non genera automaticamente una risposta a favore dell’energia nucleare. Le energie rinnovabili, lo stoccaggio, l’interconnessione, la gestione della domanda e le reti possono tutti contribuire a ridurre la dipendenza dai combustibili fossili. Il nucleare in sé comporta rischi in termini di costi, costruzione, rifiuti, regolamentazione e catena di approvvigionamento.
Il significato strategico dell’inversione di Meloni non risiede quindi nel fatto che una tecnologia sia stata finalmente dimostrata superiore alle altre.
Il fatto è che lo Stato italiano ha riaperto un’opzione tecnologica che di fatto era rimasta al di fuori delle politiche nazionali di implementazione per oltre un decennio.
Questa trasformazione mette inoltre in luce la più profonda debolezza dell’esperienza nucleare storica dell’Italia: la discontinuità delle politiche adottate .
Le infrastrutture nucleari funzionano per generazioni. I governi operano per anni.
Un programma di reattori richiede continuità attraverso:
Selezione della tecnologia, concessione di licenze, finanziamento, costruzione, gestione, smaltimento dei rifiuti e smantellamento.
La storia politica italiana, al contrario, è costellata di ripetuti capovolgimenti di fronte:
sviluppo nucleare;
Ritiro successivo al disastro di Chernobyl;
Il rilancio di Berlusconi;
Ritiro successivo a Fukushima;
Rilancio di Meloni.
Per gli investitori, gli enti regolatori, i produttori e le comunità locali, quella storia è importante quasi quanto la tecnologia dei reattori.
Se l’orientamento politico può cambiare radicalmente dopo ogni shock esterno o ciclo elettorale, i finanziamenti diventano più difficili, gli investimenti industriali più rischiosi, le competenze più difficili da trattenere e le istituzioni devono essere continuamente ricostruite.
La questione strategica alla base del Capitolo 11 è dunque più ampia del semplice fatto che il governo Meloni sia “favorevole al nucleare”.
La questione è se l’Italia sia ora in grado di creare una politica nucleare sufficientemente solida da sopravvivere ai cambi di governo, mantenendo al contempo la legittimità democratica.
Ciò richiede di separare le componenti che legittimamente rientrano nella scelta politica da quelle che dovrebbero rimanere istituzionalmente stabili.
I governi potrebbero non essere d’accordo sulla quota di energia nucleare desiderata.
Potrebbero esserci divergenze di opinione in merito ai sussidi, alla scelta della tecnologia e ai tempi di implementazione.
Ma la regolamentazione della sicurezza nucleare, la contabilità dei rifiuti radioattivi, la pianificazione delle emergenze, i fondi per lo smantellamento, l’analisi della sicurezza del combustibile e le prove scientifiche non possono funzionare efficacemente se vengono reinventati a ogni cambio di maggioranza.
Ecco perché il dibattito attuale non può semplicemente ripetere la politica binaria dei decenni passati.
L’Italia ora deve rispondere contemporaneamente a diverse domande.
Un nuovo programma per un reattore nucleare può essere economicamente sufficientemente competitivo da giustificare i capitali investiti?
Il nucleare può integrare, anziché ostacolare, lo sviluppo delle energie rinnovabili?
Lo Stato è in grado di costruire un sistema normativo indipendente e tecnicamente credibile?
L’Italia può definire una strategia per i rifiuti e il combustibile esaurito prima che una nuova flotta produca ulteriore materiale?
È possibile reperire tecnologia per i reattori e combustibile senza sostituire la dipendenza dal gas con una nuova dipendenza strategica da un fornitore nucleare straniero?
Le comunità locali possono partecipare alle decisioni relative all’ubicazione delle infrastrutture senza che la loro realizzazione di rilevanza nazionale diventi istituzionalmente impossibile?
E soprattutto, il programma potrà mantenere la sua legittimità se la sua costruzione e il suo ciclo operativo si estenderanno attraverso diversi governi?
Sono queste le questioni che la restante parte del Capitolo 11 analizza in dettaglio.
Le tabelle storiche, i risultati dei referendum, le votazioni parlamentari e le tappe legislative che seguono non devono quindi essere letti come fatti isolati, bensì come componenti di un’unica narrazione strategica continua.
L’Italia ha inaugurato l’era del nucleare commerciale come uno dei primi paesi europei a parteciparvi.
Si ritirò dopo Chernobyl e il referendum popolare del 1987.
Lo Stato ha poi istituzionalizzato tale ritiro attraverso le decisioni di chiusura e cancellazione che ne sono seguite.
Sotto la guida di Berlusconi, si è tentato di invertire la rotta.
Fukushima e il referendum del 2011 hanno nuovamente chiuso quella rotta.
Nel decennio successivo, l’Italia ha consolidato un modello di sistema energetico che combina energie rinnovabili, gas e consistenti scambi transfrontalieri di energia elettrica.
La guerra in Ucraina ha poi messo in luce con eccezionale chiarezza la dimensione geopolitica della dipendenza dalle importazioni energetiche.
La coalizione Meloni è entrata al governo avendo già riaperto la questione nucleare nel suo programma.
Tra il 2023 e il 2026, tale intenzione politica si è sviluppata attraverso una serie di fasi istituzionali progressivamente più concrete:
riconoscimento parlamentare;
la Piattaforma nazionale per l’energia nucleare sostenibile;
inclusione di scenari nucleari nel PNIEC;
progettazione di una nuova architettura giuridica;
legislazione governativa;
e l’approvazione definitiva del parlamento nel settembre 2026.
Il viaggio non è quindi:
«L’Italia ha vietato l’energia nucleare e Meloni si è limitato a revocare il divieto.»
È molto più significativo e molto più complicato.
È la storia di un Paese che prima ha sviluppato la capacità nucleare, poi ha smantellato politicamente il suo programma di produzione, ne ha mantenuto le passività e parte del know-how, ha tentato senza successo un ritorno all’energia nucleare, è diventato sempre più dipendente da una diversa combinazione di fonti energetiche importate, ha subito un profondo shock geopolitico in campo energetico e ora ha deciso di ricostruire la possibilità legale di una produzione nucleare nazionale.
Questo è il quadro analitico entro il quale va letta ogni sezione successiva del Capitolo 11.
La trasformazione essenziale può essere espressa in una sola frase:
L’Italia è passata dal considerare l’energia nucleare come una tecnologia politicamente esclusa al considerarla nuovamente una legittima opzione strategica, il cui effettivo impiego deve ancora essere dimostrato dal punto di vista tecnico, economico, istituzionale e democratico.
Se questa transizione porterà infine alla messa in funzione di reattori è il prossimo capitolo della storia nucleare italiana.
A settembre 2026, ha prodotto qualcosa di più preliminare ma storicamente importante:
la fine del rifiuto istituzionale dell’Italia di considerare la produzione di energia nucleare come parte del suo futuro sistema energetico.
11.1 Conclusione dell’esecutivo: l’Italia non è passata da un “divieto eterno” legale a una rinascita nucleare dall’oggi al domani.
La storia della politica nucleare italiana viene solitamente condensata in una sequenza apparentemente semplice:
1987 REFERENDUM
↓
ITALY BANS NUCLEAR
↓
DECADES WITHOUT NUCLEAR
↓
MELONI RESTORES NUCLEARQuesta versione è politicamente familiare.
Non è corretto né dal punto di vista legale né da quello storico.
La sequenza verificata è sostanzialmente più complessa:
EARLY ITALIAN NUCLEAR LEADERSHIP
↓
FOUR COMMERCIAL POWER REACTORS
↓
CHERNOBYL — APRIL 1986
↓
POLITICAL AND PUBLIC REASSESSMENT
↓
1987 ABROGATIVE REFERENDA
↓
1987–1990 GOVERNMENT / PARLIAMENT / CIPE
DECISIONS IMPLEMENTING NUCLEAR WITHDRAWAL
↓
NO DOMESTIC NUCLEAR ELECTRICITY GENERATION
↓
DECOMMISSIONING + WASTE LEGACY
↓
2008–2010 BERLUSCONI NUCLEAR RELAUNCH
↓
FUKUSHIMA — MARCH 2011
↓
GOVERNMENT RETREAT + 2011 REFERENDUM
↓
SECOND POLITICAL CLOSURE
↓
2011–2022:
RENEWABLE EXPANSION + GAS DEPENDENCE +
CONTINUING ELECTRICITY IMPORTS
↓
2022 EUROPEAN ENERGY-SECURITY SHOCK
↓
CENTRE-RIGHT PROGRAMME:
REOPEN NUCLEAR OPTION
↓
2023 PARLIAMENTARY POLICY PIVOT
↓
2023 NATIONAL PLATFORM FOR
SUSTAINABLE NUCLEAR
↓
2024 PNIEC NUCLEAR SCENARIOS
↓
2024–2025 LEGAL FRAMEWORK DESIGN
↓
2025 GOVERNMENT DELEGATION BILL
↓
4 JUNE 2026 — CAMERA APPROVAL
↓
23 SEPTEMBER 2026 — SENATE FINAL APPROVAL
↓
27 SEPTEMBER 2026:
PARLIAMENTARY RE-ENTRY COMPLETED,
ACT NOT YET PUBLISHED / IN FORCELa conclusione centrale di questo capitolo è quindi più precisa:
Il governo Meloni non ha ancora ripristinato la produzione di energia elettrica nucleare in Italia. Ha però reinserito formalmente la fissione nucleare nell’ambito della politica energetica nazionale e ha ottenuto l’approvazione parlamentare per la delega giuridica necessaria alla ricostruzione di un programma nucleare.
Al 27 settembre 2026 , l’Italia ha:
- nessun reattore nucleare commerciale in funzione;
- nessun nuovo sito autorizzato per la costruzione di un impianto nucleare;
- nessuna licenza di costruzione per un nuovo reattore nucleare;
- Non è ancora stata presa una decisione definitiva sull’investimento per una nuova centrale nucleare;
- nessun nuovo programma di rifornimento di carburante.
Ciò che è cambiato è tuttavia storicamente significativo.
Per la prima volta dal referendum del 2011, un quadro legislativo sostenuto dal governo, che autorizza esplicitamente lo sviluppo di una nuova architettura giuridica nucleare nazionale, ha ottenuto l’approvazione parlamentare definitiva. Il Senato ha approvato il disegno di legge in via definitiva il 23 settembre 2026 , con 81 voti favorevoli, 51 contrari e 7 astensioni . Tuttavia, alla data di scadenza prevista, il provvedimento risultava ancora “approvato in via definitiva, ma non ancora pubblicato”.
Tale distinzione deve rimanere esplicita in tutto il presente rapporto.
11.1.1 Protocollo probatorio applicato al presente capitolo
Poiché l’argomento è politicamente controverso, questo capitolo applica una gerarchia più rigorosa rispetto a una normale narrazione storica.
| Classe di prove | Fonte | Trattamento |
|---|---|---|
| A — Legale principale | Constitution, Gazzetta Ufficiale, Constitutional Court | Considerato autorevole ai fini legali |
| A — Elettorato primario | Archivio dei referendum del Ministero dell’Interno | Considerato autorevole ai fini delle votazioni |
| A — Primarie parlamentari | Camera/Senato records | Fonte autorevole per i voti e per le dichiarazioni effettive dei politici in Parlamento. |
| A — Istituzionale | MASE, ISIN, SOGIN, Terna, IEA, Eurostat, European Commission | Utilizzato per informazioni su programmi e sistemi. |
| B — Programma del partito | Programmi elettorali ufficiali | Utilizzato esclusivamente per stabilire impegni documentati tra le parti. |
| C — Dichiarazione politica | Discorso o dichiarazione di un attore politico | Attribuito esplicitamente; non convertito in fatto oggettivo |
| D — Inferenza analitica | Sintesi a partire da diversi fatti verificati | Identificato come analisi, non come fatto storico. |
Il protocollo esclude un errore particolarmente comune:
Un’affermazione riguardante motivazioni politiche non viene mai considerata un fatto solo perché un avversario l’ha sostenuta.
Questo aspetto diventa essenziale quando si esamina se l’energia nucleare sia stata utilizzata per indebolire o delegittimare i governi.
Esistono prove documentali inequivocabili che dimostrano come la politica nucleare si sia intrecciata con il più ampio scontro tra governo e opposizione.
Non vi sono prove sufficienti per affermare che l’opposizione all’energia nucleare sia stata semplicemente o universalmente un pretesto per destabilizzare i governi.
Anche la sicurezza, l’economia, i rifiuti, l’autonomia territoriale, la strategia energetica e la partecipazione pubblica sono stati argomenti sostanziali e documentati.
11.2 Storicamente, l’Italia non è stata marginale nel campo dell’energia nucleare: è stata uno dei primi paesi europei a dotarsi di armi nucleari.
La storia nucleare italiana non è iniziata come la storia di un paese tecnologicamente periferico.
Durante la prima fase dello sviluppo commerciale del nucleare, l’Italia ha costruito un parco reattori diversificato, comprendente tecnologie provenienti da diverse tradizioni nucleari occidentali.
I registri ufficiali attuali di SOGIN identificano quattro centrali nucleari commerciali italiane:
| Pianta | Tecnologia | Potenza elettrica lorda | operazione commerciale | Impianto fermato |
|---|---|---|---|---|
| Garigliano | BWR | 160 MWe | Aprile 1964 | Agosto 1978 |
| Lato | Reattore Magnox/raffreddato a gas | 210 MWe inizialmente; 160 MWe dopo il 1969 | Gennaio 1964 | Novembre 1986 |
| Trino “Enrico Fermi” | POTENZA | 272 MWe | Gennaio 1965 | Marzo 1987 |
| Caorso | BWR | 860 MWe | Dicembre 1981 | Ottobre 1986 |
Latina ha fatto parte del periodo pionieristico europeo della generazione nucleare commerciale. Garigliano ha rappresentato uno dei primi impianti BWR europei. Trino ha introdotto l’esperienza industriale con i reattori PWR, mentre Caorso, con i suoi 860 MWe, ha rappresentato un impianto di seconda generazione di dimensioni ben maggiori.
Ciò ha rilevanza geopolitica.
L’Italia non ha semplicemente deciso negli anni ’80 di non entrare nel settore dell’energia nucleare.
Ha deciso di abbandonare una capacità industriale e operativa che aveva già sviluppato.
Si tratta di decisioni strategiche diverse.
11.2.1 Una correzione importante: il referendum del 1987 non ha portato allo spegnimento immediato di quattro reattori in funzione.
Questa è una delle semplificazioni più persistenti nel dibattito pubblico.
Entro novembre 1987:
- Garigliano era stato fermato dal 1978;
- Latina aveva cessato l’attività nel novembre del 1986;
- La Caorso si era fermata per fare rifornimento nell’ottobre del 1986 e non era mai più stata riavviata;
- Trino aveva cessato l’attività nel marzo del 1987.
Il referendum, quindi, non consisteva nella pressione da parte degli elettori di un interruttore legale che avrebbe immediatamente chiuso quattro impianti normalmente in funzione.
La conseguenza decisiva fu diversa.
Ha trasformato una crisi di politica nucleare già in atto in un mandato politico che le istituzioni successive hanno poi convertito in:
- abbandono del riavvio;
- cancellazione di nuovi progetti nucleari;
- termine dei lavori di costruzione;
- Chiusura definitiva dell’impianto;
- eventuale smantellamento.
11.3 Chernobyl fu l’acceleratore decisivo, ma il conflitto nucleare italiano era già iniziato
L’esplosione e l’incendio all’unità 4 della centrale nucleare di Chernobyl, avvenuti il 26 aprile 1986, hanno trasformato il contesto politico europeo in materia di sicurezza nucleare.
Per l’Italia, Chernobyl non ha creato dal nulla ogni obiezione all’energia nucleare.
Ma è aumentato radicalmente:
- percezione del rischio da parte del pubblico;
- mobilitazione ambientale;
- rilevanza politica;
- pressione sui partiti affinché definiscano le proprie posizioni;
- scetticismo riguardo alla futura localizzazione di centrali nucleari.
Il cambiamento è stato visibile quasi immediatamente in Parlamento.
Il 5 giugno 1986 , Alessandro Natta e altri parlamentari, guidati dal Partito Comunista Italiano, presentarono il disegno di legge C.3819 , che proponeva un referendum consultivo sulla produzione di energia elettrica da centrali nucleari.
Questo punto è storicamente importante perché il PCI non aveva trascorso tutta la sua storia postbellica opponendosi allo sviluppo del nucleare civile.
La posizione assunta dopo Chernobyl ha rappresentato un’importante evoluzione politica.
Pertanto sarebbe storicamente inaccurato scrivere:
“La sinistra italiana si è sempre opposta all’energia nucleare.”
La documentazione disponibile supporta una formulazione diversa:
Dopo Chernobyl, ampie fasce della sinistra italiana si sono schierate decisamente contro la continuazione o l’espansione della produzione nucleare, unendosi ai movimenti ambientalisti e radicali che avevano già sviluppato una posizione antinucleare più decisa.
11.4 La coalizione antinucleare del 1987 era politicamente eterogenea
Il movimento culminato nei referendum del 1987 non può essere ridotto a un solo partito.
Dai verbali parlamentari emerge che Democrazia Proletaria , insieme al Partito Radicale e alle associazioni ambientaliste , ha svolto un ruolo centrale nella promozione dei tre referendum abrogativi sul nucleare.
Durante il dibattito parlamentare del 24 aprile 1987, Democrazia Proletaria descrisse esplicitamente il proprio ruolo nella promozione della campagna per il referendum sul nucleare e nella raccolta di oltre un milione di firme.
Il campo politico comprendeva sempre più:
- movimenti ambientalisti;
- Attivisti del Partito Radicale;
- Democrazia Proletaria;
- componenti significativi dell’PCI;
- parti della sinistra più ampia;
- movimenti di opposizione locali.
L’energia nucleare stava quindi diventando qualcosa di più di una semplice questione ingegneristica.
Si è trasformato contemporaneamente in un dibattito su:
NUCLEAR SAFETY
+
CENTRAL STATE POWER
+
LOCAL CONSENT
+
ENVIRONMENT
+
TECHNOCRATIC AUTHORITY
+
ENERGY STRATEGY
+
PUBLIC DEMOCRATIC CONTROLQuesta combinazione spiega perché la politica nucleare si sia rivelata particolarmente adatta alla mobilitazione referendaria.
11.5 Cosa hanno votato realmente gli italiani nel 1987
Il più grande errore giuridico nei conti semplificati è la frase:
“Il referendum del 1987 ha vietato legalmente l’energia nucleare.”
Non è successo.
Il referendum dell’8-9 novembre 1987 conteneva tre quesiti abrogativi relativi al nucleare.
I risultati ufficiali del Ministero dell’Interno sono stati i seguenti:
| domanda del 1987 | Affluenza | Sì all’abrogazione | NO | Oggetto giuridico |
|---|---|---|---|---|
| Localizzazione degli impianti nucleari | 65,10% | 80,57% | 19,43% | Abrogazione delle disposizioni riguardanti l’intervento statale nella localizzazione |
| Contributi agli enti locali | 65,12% | 79,71% | 20,29% | Abrogazione delle disposizioni relative a indennizzi/contributi connessi agli impianti nucleari |
| Partecipazione di ENEL agli impianti nucleari esteri | 65,09% | 71,86% | 28,14% | Abrogazione della disposizione che riguarda la partecipazione di ENEL agli impianti nucleari all’estero. |
I voti assolutamente favorevoli sono stati rispettivamente:
- 20.984.110 ;
- 20.618.624 ;
- 18.795.852 .
Si trattò di vittorie referendarie decisive.
Ma l’oggetto giuridico è importante.
Non c’era alcuna scheda elettorale che chiedesse:
“L’energia nucleare dovrebbe essere vietata in modo permanente nella Repubblica Italiana?”
11.5.1 Significato politico versus effetto giuridico
Occorre pertanto distinguere due livelli.
Significato politico:
VERY LARGE MAJORITY
↓
CLEAR REJECTION OF
CONTINUING THE EXISTING
NUCLEAR POLICYEffetti giuridici:
SPECIFIC STATUTORY PROVISIONS
↓
ABROGATEDIl significato politico era più ampio del testo giuridico letterale.
Il governo e il parlamento hanno quindi agito in base a tale significato politico più ampio.
Questa distinzione è essenziale per comprendere sia il rilancio del 2009 che la legge Meloni del 2026.
11.6 L’effettiva uscita dell’Italia dal nucleare è stata determinata dalle decisioni prese dopo il referendum
Il passaggio dal risultato del referendum al completo ritiro dalle armi nucleari è avvenuto attraverso una serie di decisioni governative, parlamentari e amministrative.
Tabella 11.6-A — Dal referendum alla chiusura effettiva
| Data | Decisione | Conseguenza |
|---|---|---|
| 8-9 novembre 1987 | Referendum sul nucleare | Forte mandato popolare contrario al mantenimento dell’attuale politica nucleare. |
| Novembre-dicembre 1987 | Decisioni CIPE | Sospesi i lavori a Montalto; inizia l’attuazione delle misure post-referendum. |
| 23 dicembre 1987 | Decisione CIPE | Chiusura definitiva di Latina/Foce Verde; lavori su Trino 2 sospesi. |
| 1988 | Nuovo piano energetico nazionale | L’abbandono del nucleare integrato in una più ampia pianificazione energetica. |
| 10 dicembre 1988 | Decreto-legge 522 | Interruzione definitiva della costruzione della centrale nucleare di Montalto. |
| 10 febbraio 1989 | Legge 42/1989 | Conversione della decisione di Montalto |
| 26 luglio 1990 | Decisione CIPE | Definitive closure of Caorso and Trino Vercellese |
Official Gazzetta Ufficiale records confirm the 26 July 1990 definitive closure of Caorso and Trino Vercellese.
Altri documenti ufficiali confermano la decisione del 23 dicembre 1987 di chiudere Latina, sospendere Trino 2 e la cessazione legislativa e la conversione di Montalto di Castro.
La catena storicamente corretta è quindi la seguente:
REFERENDUM
↓
POLITICAL MANDATE
↓
GOVERNMENT / PARLIAMENTARY
ENERGY-POLICY CHANGE
↓
PROJECT CANCELLATION
↓
NO RESTART
↓
DEFINITIVE CLOSURELa differenza è importante perché dimostra che l’uscita dell’Italia non è stata un divieto costituzionale automatico e automatico.
Si trattò di una decisione politica attuata attraverso le normali istituzioni statali a seguito di un referendum .
11.7 La questione nucleare del 1987 si intrecciò con una più ampia crisi di governo
I mesi intorno al referendum del 1987 rappresentano anche il primo caso significativo in cui l’energia nucleare si è intrecciata con una più ampia lotta per la legittimità del governo e le procedure politiche.
Il sesto governo Fanfani entrò in carica il 17 aprile 1987, durante la crisi seguita alla fine del governo Craxi.
Il Parlamento fu sciolto il 28 aprile 1987 , il che portò a elezioni anticipate nel mese di giugno.
Durante questo periodo, i parlamentari dell’opposizione hanno apertamente sollevato dubbi sul fatto che lo scioglimento del parlamento e la tempistica del referendum potessero interferire con le consultazioni popolari programmate.
Il Primo Ministro Fanfani ha difeso la gestione istituzionale della questione e ha sostenuto, durante gli scambi parlamentari, che le soluzioni in fase di valutazione miravano a preservare la possibilità che i referendum si svolgessero anche in caso di scioglimento del Parlamento.
Questo episodio avvalora una conclusione prudente.
Ciò dimostra che la politica nucleare era diventata parte di un più ampio confronto istituzionale e politico.
Ciò non dimostra che la crisi di governo del 1987 sia stata causata principalmente dalla politica nucleare.
La crisi di governo ha comportato il più ampio crollo dell’assetto politico pentapartitico.
L’energia nucleare è diventata un elemento all’interno di quella crisi politica, piuttosto che la sua unica causa.
11.8 L’energia nucleare divenne un simbolo politico di grande valore
Dal 1987 in poi, l’energia nucleare ha posseduto caratteristiche che l’hanno resa insolitamente potente nel confronto politico italiano.
Ha toccato:
- paura di un rischio catastrofico;
- fiducia nel governo;
- autorità centrale contro autorità locale;
- protezione ambientale;
- modernizzazione industriale;
- prezzi dell’elettricità;
- competenza scientifica;
- sovranità nazionale;
- dipendenza dall’estero.
Il problema potrebbe quindi funzionare simultaneamente su due livelli.
Livello di politica
COST
SAFETY
WASTE
SITING
TECHNOLOGY
ENERGY SECURITYLivello politico-simbolico
TRUST IN GOVERNMENT
↓
TRUST IN TECHNOCRACY
↓
CENTRAL AUTHORITY
↓
RIGHT OF CITIZENS TO DECIDE
↓
GOVERNMENT CREDIBILITYQuesta duplice natura contribuisce a spiegare perché le questioni nucleari abbiano ripetutamente generato scontri politici sproporzionati rispetto al numero di reattori effettivamente operativi in Italia.
11.9 L’Italia è diventata uno stato di smantellamento nucleare anziché un paese senza obblighi nucleari.
In seguito alle decisioni di chiusura, l’Italia ha cessato di produrre energia elettrica nucleare.
Non ha cessato di avere responsabilità in ambito nucleare.
Il Paese ha mantenuto:
- combustibile illuminato;
- rifiuti radioattivi;
- strutture dell’impianto contaminate;
- strutture di ricerca;
- impianti del ciclo del combustibile;
- obblighi regolamentari;
- requisiti di smantellamento.
Nel 1999, la riforma del mercato elettrico ha trasferito le attività nucleari di ENEL a SOGIN , creando il meccanismo istituzionale per lo smantellamento della precedente flotta e la gestione del ciclo nucleare preesistente. SOGIN è infine diventata responsabile dei quattro siti nucleari commerciali e di altri impianti del ciclo del combustibile.
La trasformazione strategica può quindi essere rappresentata come:
BEFORE EXIT
NUCLEAR CAPABILITY
↓
ELECTRICITY
+ INDUSTRY
+ WASTE
AFTER EXIT
NO NUCLEAR ELECTRICITY
↓
BUT
↓
DECOMMISSIONING
+ WASTE
+ REGULATION
+ INDUSTRIAL KNOWLEDGE
+ COSTSi tratta di un punto geopolitico importante.
L’Italia ha mantenuto parte della responsabilità legata alle passività del ciclo nucleare, perdendo però la capacità di produzione di energia a livello nazionale .
11.10 Il sistema energetico post-nucleare ha creato un’architettura di dipendenza diversa
Sarebbe analiticamente scorretto affermare che l’abbandono dell’energia nucleare da solo abbia creato la successiva dipendenza energetica dell’Italia.
Storicamente, l’Italia ha posseduto risorse fossili interne limitate, una significativa infrastruttura del gas e un’importante domanda di energia industriale.
Anche le energie rinnovabili si sono espanse notevolmente nei decenni successivi.
Ma l’abbandono del nucleare ha eliminato dal mix energetico nazionale una potenziale fonte nazionale di elettricità programmabile su larga scala a basse emissioni di carbonio.
Di conseguenza, il sistema energetico italiano si è evoluto con un ruolo particolarmente importante per:
- gas naturale importato;
- Produzione di energia elettrica tramite centrali a gas;
- importazioni di energia elettrica;
- interconnessioni con i paesi vicini produttori di energia nucleare.
La revisione del 2023 dell’AIE fornisce un punto di riferimento particolarmente importante risalente al periodo precedente alla guerra in Ucraina.
Nel 2021 :
- Il gas naturale rappresentava il 42% del fabbisogno energetico totale dell’Italia ;
- circa il 94% del gas veniva importato ;
- Circa il 41% delle importazioni italiane di gas proveniva dalla Russia ;
- Il gas generava circa il 50% dell’elettricità italiana .
Ciò ha creato una vulnerabilità strategica che è diventata inequivocabile dopo l’invasione russa dell’Ucraina.
11.10.1 La dipendenza è stata trasformata, non eliminata
Un utile paragone geopolitico è il seguente:
DOMESTIC NUCLEAR
↓
DEPENDENCIES:
URANIUM
ENRICHMENT
FUEL FABRICATION
VENDOR TECHNOLOGY
CAPITAL
GAS-DOMINANT SYSTEM
↓
DEPENDENCIES:
PIPELINES
LNG
EXPORTING STATES
GLOBAL GAS PRICE
CONTINUOUS FUEL DELIVERY
HIGH-RENEWABLE SYSTEM
↓
DEPENDENCIES:
GRID
STORAGE
MATERIALS
MANUFACTURING
WEATHER DIVERSITY
FLEXIBILITYNessun sistema energetico è esente da dipendenze.
La questione è quali dipendenze uno Stato sceglie di accettare e diversificare .
11.11 Berlusconi IV ha riaperto la questione nucleare nel 2008-2009
Il primo tentativo significativo di ribaltare l’accordo raggiunto dopo il 1987 si verificò durante il quarto governo Berlusconi.
La legge n. 99 del 23 luglio 2009 , in particolare l’articolo 25, ha delegato al governo il compito di istituire un nuovo quadro normativo in materia nucleare che comprenda:
- localizzazione delle centrali nucleari;
- fabbricazione di combustibile nucleare;
- stoccaggio di combustibile irradiato;
- deposito di rifiuti radioattivi;
- smaltimento finale;
- Autorizzazione alla costruzione e all’esercizio;
- misure compensative per i territori colpiti.
Non si trattava semplicemente di un rinnovo dei finanziamenti per la ricerca.
Si trattava di un tentativo autentico di ricostruire un percorso legale verso la produzione commerciale di energia nucleare.
11.11.1 Il rilancio del 2009 era già politicamente divisivo
Le principali forze di centro-destra al governo hanno appoggiato il programma.
Ma nemmeno la parte governativa era completamente uniforme.
Un verbale parlamentare particolarmente significativo del 24 giugno 2009 mostra tre deputati del PdL – Benedetto Fabio Granata, Fabio Rampelli e Marco Marsilio – che annunciano l’astensione sugli articoli 25 e 26 e fanno riferimento a una precedente dichiarazione pubblica contraria al ritorno all’energia nucleare.
Questo fatto è importante perché dimostra che gli schieramenti politici odierni non possono essere semplicemente proiettati nel passato.
L’attuale coalizione di centro-destra non esisteva nella sua forma attuale.
Fratelli d’Italia non esisteva ancora.
11.11.2 PD e Italia dei Valori si sono opposti al rilancio
Parliamentary records document opposition from the Partito Democratico and Italia dei Valori to the Berlusconi nuclear programme.
Tra le ragioni addotte nel dibattito figuravano:
- competitività economica;
- tempi di costruzione;
- sicurezza;
- sciupare;
- l’ampiezza della delegazione legislativa;
- partecipazione regionale e locale insufficiente.
L’opposizione non dovrebbe quindi essere descritta semplicemente come una reazione emotiva.
Conteneva argomentazioni sostanziali in materia di politiche pubbliche, nonostante l’intensa competizione politica.
11.12 Anche il programma del 2009 è diventato un conflitto costituzionale tra Stato e Regione.
Il rilancio del nucleare ha immediatamente sollevato un’altra storica linea di faglia italiana:
Chi controlla il territorio?
Diverse regioni hanno impugnato la legislazione nucleare dinanzi alla Corte costituzionale.
Le questioni controverse includevano:
- autorità statale;
- competenze regionali;
- ubicazione;
- autorizzazione;
- governo territoriale;
- consultazione;
- la forza giuridica dell’accordo tra Stato e Regione.
Il conflitto costituzionale ha dimostrato che qualsiasi futuro programma nucleare italiano avrebbe bisogno di ricostruire ben più della semplice regolamentazione dei reattori.
Servirebbe un sistema politicamente sostenibile per:
STATE
↕
REGIONS
↕
MUNICIPALITIES
↕
LOCAL COMMUNITIESQuesta questione rimane di grande rilevanza nell’attuale quadro di riferimento di Meloni.
11.13 Fukushima ha distrutto la fattibilità politica del rilancio di Berlusconi
L’ 11 marzo 2011 , l’incidente di Fukushima Daiichi ha trasformato per la seconda volta il contesto politico relativo all’energia nucleare.
Il governo Berlusconi inizialmente si era orientato verso una moratoria.
Poi la questione è andata oltre.
Il 20 aprile 2011, il Ministro dell’Industria Paolo Romani ha comunicato al Senato che il governo stava abrogando l’intero quadro giuridico relativo al programma di localizzazione, costruzione e gestione delle nuove centrali nucleari.
Romani ha presentato le motivazioni del governo in termini di politiche sostanziali.
Secondo la sua dichiarazione parlamentare:
- Fukushima aveva modificato il contesto di sicurezza;
- Era necessario allineare i piani italiani alle procedure europee post-Fukushima;
- Era necessaria una strategia energetica nazionale più ampia;
- La sicurezza dell’approvvigionamento, la sostenibilità ambientale, l’accessibilità economica e la riduzione della dipendenza dal petrolio e dal gas importati dovevano essere riconsiderate.
Questa è la spiegazione ufficiale fornita dal governo.
11.14 I partiti di opposizione hanno contemporaneamente affermato che vi era un movente politico tattico
Lo stesso verbale parlamentare contiene un’interpretazione nettamente diversa.
Felice Belisario di Italia dei Valori ha affermato che l’abrogazione da parte del governo non rappresentava semplicemente una rivalutazione della politica energetica.
Egli sostenne che il governo voleva anche rimuovere la questione nucleare dal pacchetto referendario e quindi ridurre la probabilità che l’affluenza al referendum raggiungesse il quorum, soprattutto perché un altro referendum riguardava la questione politicamente esplosiva del legittimo impedimento del Primo Ministro .
Tale accusa è storicamente rilevante.
Deve rimanere un’accusa attribuita all’opposizione , non essere riscritta come motivazione governativa accertata.
I fatti documentati sono i seguenti:
- Il referendum sul nucleare era stato programmato insieme ad altri tre quesiti;
- uno di quelli riguardava un legittimo impedimento all’attività del Primo Ministro e dei ministri;
- Il governo ha tentato di abrogare il programma nucleare sottostante prima del voto;
- I partiti di opposizione hanno pubblicamente affermato l’esistenza di una relazione tattica tra questi eventi;
- Il governo ha fornito pubblicamente una spiegazione diversa, incentrata su Fukushima, sulla sicurezza e sulla rivalutazione della strategia energetica.
Questo è il limite massimo a cui dovrebbe spingersi un rapporto governativo difendibile.
11.15 Il referendum del 2011 ha prodotto un risultato ancora più forte contro il nucleare.
Il referendum alla fine si è svolto.
La questione in oggetto riguardava l’abrogazione delle nuove disposizioni che autorizzano la produzione di energia elettrica nucleare in Italia.
Il risultato è stato:
- Affluenza alle urne: circa il 54,79% , compresi gli elettori residenti all’estero;
- Sì all’abrogazione: 25.643.652 voti — 94,05% ;
- Numero: 1.622.090 — 5,95% .
Il quorum è stato quindi raggiunto.
Il segnale politico è stato schiacciante tra i partecipanti.
Tabella 11.15-A — Confronto dei due referendum sul nucleare in Italia
| Elemento | 1987 | 2011 |
|---|---|---|
| Contesto scatenante | Chernobyl / crisi attuale della politica nucleare | Rilancio di Berlusconi + Fukushima |
| Meccanismo giuridico | Tre questioni nucleari abrogative | Abrogazione del nuovo quadro nucleare |
| Affluenza nucleare | ~65% | 54,79% |
| Risultato antinucleare più elevato | 80,57% sulla domanda relativa alla localizzazione | 94,05% |
| Conseguenze politiche immediate | Il ritiro dalle armi nucleari è stato attuato attraverso successive decisioni statali. | Programma di nuove costruzioni bloccato |
| Un “divieto permanente” costituzionale? | NO | NO |
11.16 Nessuno dei due referendum ha creato un divieto costituzionale immutabile di legiferare sull’energia nucleare
Questo è uno degli aspetti più delicati dal punto di vista legale del dibattito in corso.
L’articolo 75 prevede un referendum per l’abrogazione della legge.
Non modificano la Costituzione.
La dottrina della Corte costituzionale impone tuttavia un vincolo importante: il Parlamento non può semplicemente neutralizzare il voto popolare ripristinando immediatamente, formalmente o sostanzialmente, le stesse norme che gli elettori hanno appena abrogato.
Nella sentenza n. 199/2012 , la Corte ha dichiarato incostituzionale una legge che sostanzialmente ripristinava un quadro normativo respinto in un referendum solo poche settimane prima, sottolineando il divieto di un ripristino immediato, formale o sostanziale, della disciplina abrogata in assenza di un rilevante cambiamento delle circostanze.
La dottrina costituzionale deve pertanto essere rappresentata con attenzione:
REFERENDUM
↓
REPEALS SPECIFIC LAW
↓
LEGISLATURE CANNOT
IMMEDIATELY NULLIFY RESULT
BY REPRODUCING SAME RULES
↓
BUT
↓
SUBJECT MATTER IS NOT
REMOVED FOREVER FROM
PARLIAMENTARY LEGISLATIONCiò non equivale a una sentenza giudiziaria che convalidi ogni disposizione della legge Meloni del 2026.
Non si dovrebbe giungere a una conclusione del genere.
Significa che la proposizione:
“I referendum del 1987 e del 2011 hanno sancito dalla Costituzione l’impossibilità per l’Italia di legiferare nuovamente in materia di energia nucleare.”
è troppo generico.
La proposizione opposta, altrettanto categorica:
“I referendum sono ormai legalmente irrilevanti”
sarebbe anche troppo generico.
Rimangono precedenti di notevole importanza sia dal punto di vista costituzionale che politico.
11.17 Chi si oppose all’energia nucleare e perché “sempre” richiede precisione
La frase “chi ha sempre votato contro l’energia nucleare” non può essere applicata letteralmente all’intero periodo 1987-2026.
Il sistema partitico italiano è cambiato radicalmente.
Alcuni dei partiti attuali non esistevano nel 1987 o nel 2011.
Diversi partiti storici non esistono più.
Il personale politico si spostava da un’organizzazione all’altra.
L’approccio responsabile consiste pertanto nell’individuare una continuità documentata dell’opposizione .
Tabella 11.17-A — Opposizione politica documentata nei principali punti di svolta in materia nucleare
| Forza politica / tradizione | 1987 | 2009 | 2011 | 2026 | Argomentazioni principali documentate |
|---|---|---|---|---|---|
| Democrazia Proletaria | Forte sostenitore dei referendum antinucleari | Non più rilevante in quanto appartenente allo stesso partito | — | — | Programma di sicurezza, ambientale e antinucleare |
| Partito Radicale | Importante promotore del referendum | La struttura politica è cambiata | — | — | Democrazia diretta, problematiche ambientali e di sicurezza |
| Movimenti ambientalisti/verdi | Forte mobilitazione antinucleare | Rilancio contrario | Contrario al nuovo nucleare | AVS ha votato contro | Sicurezza, sprechi, costi, alternative rinnovabili, tempistiche |
| PCI | La leadership post-Chernobyl ha sostenuto il percorso referendario | Il partito non esisteva più | — | — | Rivalutazione della sicurezza e del contesto post-Chernobyl |
| PD | Non esisteva | Si oppose al rilancio del 2009 | Esito favorevole all’abrogazione/alla posizione antinucleare | Ho votato contro la proposta di legge del 2026. | Costi, tempi, sicurezza, governance, sprechi, controllo parlamentare |
| Italia dei Valori | Non esisteva | Contrario | Principale promotore del referendum | Non esiste un ruolo parlamentare attuale paragonabile | Sicurezza, costi, mandato pubblico; e anche una più ampia opposizione a Berlusconi. |
| M5S | Non esisteva | Non aveva ancora un ruolo parlamentare | periodo di movimento emergente | Ho votato contro la proposta di legge del 2026. | Confronto costi/tempi, rifiuti, energie rinnovabili/stoccaggio, maturità tecnologica |
| AVS | I partiti predecessori istituzionali differivano | — | Tradizione verde contraria | Ha votato contro | Tempistiche, costi, sprechi, energie rinnovabili, disponibilità tecnologica |
| PdL / Berlusconi centro-destra | Diverse parti predecessori | alloggio promosso dal governo | Il governo ha abrogato il programma dopo Fukushima | PdL non esiste più | Diversificazione energetica/competitività; rivalutazione della sicurezza dopo Fukushima |
| FDI | Non esisteva | Non esisteva; alcune cifre future di FdI erano in PdL | Non esisteva ancora | Supportato | Sicurezza energetica, politica industriale, decarbonizzazione, riduzione della dipendenza dai combustibili fossili |
| Lega | Diversa fase organizzativa/politica | Rilancio del governo sostenuto | Posizione di governo sostenuta | Supportato | indipendenza energetica, competitività industriale |
| Forza Italia | Non esisteva nel 1987 | Tradizione fondamentale del rilancio di Berlusconi | La parte governativa si è ritirata nel 2011 | Supportato | Diversificazione, competitività, sicurezza energetica |
| Azione | Non esisteva | Non esisteva | Non esisteva | Supportato | Produzione stabile di energia a basse emissioni di carbonio, ridotta dipendenza dal gas. |
| Italia Viva | Non esisteva | Non esisteva | Non esisteva | Astinenza | Ha criticato la struttura del disegno di legge pur non escludendo l’opzione nucleare. |
La tabella mostra che la continuità più duratura non risiede in un’organizzazione di partito immutabile, bensì nelle tradizioni politiche .
La tradizione ambientalista e verde italiana ha mantenuto la più forte e continua identità antinucleare.
Il PD ha documentato la propria opposizione sia alle iniziative legislative del 2009 che a quelle del 2026 relative alle nuove costruzioni, ma il PD stesso è stato fondato solo nel 2007.
Il modello M5S non può essere proiettato a ritroso nel dibattito del 1987.
11.18 Le ragioni dell’opposizione sono cambiate nel tempo
La politica antinucleare non si è basata su un unico argomento.
anni ’80
Le principali preoccupazioni includevano:
- rischio di incidenti catastrofici;
- Chernobyl;
- ubicazione;
- processo decisionale centralizzato;
- sciupare;
- rischio ambientale.
2008–2011
Il dibattito ha incluso sempre più spesso:
- costo del capitale;
- tempo di costruzione;
- gestione del sito;
- Competenze statali e regionali;
- deposito dei rifiuti;
- Fukushima;
- sfiducia nel programma di Berlusconi.
2023–2026
Le argomentazioni dell’opposizione si concentrano sempre più su:
- se i reattori potranno essere installati in tempi sufficientemente brevi per raggiungere gli obiettivi climatici;
- costo relativo alle energie rinnovabili e allo stoccaggio;
- Maturità commerciale di SMR;
- rifiuti irrisolti;
- Requisiti idrici/di raffreddamento;
- ampiezza della legislazione delegata;
- Controllo parlamentare;
- partecipazione pubblica.
Ad esempio, durante il dibattito al Senato del 23 settembre 2026, la senatrice del M5S Elena Sironi ha chiesto che i tempi di costruzione dei reattori, i costi totali, i costi dei rifiuti radioattivi e i costi di smantellamento vengano confrontati in modo trasparente con quelli delle energie rinnovabili e dello stoccaggio.
Il senatore del PD Nicola Irto ha criticato quella che ha definito una delegazione governativa eccessivamente ampia e ha auspicato un’autorità per la sicurezza nucleare più autonoma e un maggiore coinvolgimento del parlamento.
Il senatore dell’AVS Peppe De Cristofaro si è opposto al disegno di legge sostenendo che le tecnologie nucleari avanzate sarebbero arrivate troppo tardi e avrebbero distolto l’attenzione politica dalle tecnologie rinnovabili. Si trattava di un’argomentazione esplicitamente politica dell’AVS, non di una conclusione condivisa da questo rapporto.
11.19 L’energia nucleare è stata utilizzata come arma politica contro i governi?
Le prove a disposizione supportano una risposta affermativa, seppur con riserva , ma non la versione più forte possibile di tale tesi.
L’energia nucleare è diventata ripetutamente uno strumento attraverso il quale è stato possibile mobilitare un malcontento politico più ampio.
1987
I referendum sul nucleare si sono intrecciati con:
- crollo della coalizione di governo;
- elezioni anticipate;
- Tempistica del referendum;
- Accuse dell’opposizione riguardanti manovre istituzionali.
2011
La relazione divenne sostanzialmente più esplicita.
Il referendum sul nucleare si è svolto insieme a:
- due quesiti relativi all’acqua e ai servizi pubblici;
- il referendum sull’impedimento legittimo che riguarda il Primo Ministro e i ministri.
Italia dei Valori ha apertamente inquadrato il referendum sul nucleare nel contesto della sua più ampia lotta politica contro il governo Berlusconi, sostenendo che la manovra di abrogazione del governo fosse in parte finalizzata a impedire il raggiungimento del quorum necessario per il referendum.
Ciò avvalora la conclusione che l’energia nucleare sia diventata, in alcuni momenti, un campo di battaglia per procura per la credibilità del governo .
Ciò non dimostra che le argomentazioni relative alla sicurezza e al risparmio energetico fossero insincere.
11.19.1 La formulazione difendibile
La formulazione più solida basata su prove concrete è:
La politica nucleare italiana si è ripetutamente trasformata da una questione settoriale di politica energetica in un referendum su più ampia autorità politica, fiducia istituzionale e credibilità del governo.
La formulazione meno difendibile sarebbe:
“Le forze antinucleari hanno inventato le preoccupazioni sul nucleare con il solo scopo di rovesciare i governi.”
La documentazione disponibile non supporta tale affermazione universale.
Schema testuale — Amplificazione politica
TECHNICAL ENERGY QUESTION
↓
SAFETY / COST / WASTE
↓
HIGH PUBLIC SALIENCE
↓
REFERENDUM MOBILISATION
↓
PARTY IDENTITY
↓
GOVERNMENT CREDIBILITY
↓
BROADER POLITICAL CONFRONTATION
↓
ENERGY POLICY BECOMES
A SYMBOLIC NATIONAL CHOICE11.20 L’Europa non ha seguito l’Italia lungo un percorso comune
L’affermazione secondo cui “il resto d’Europa ha continuato con il nucleare mentre l’Italia ha smesso” contiene una verità importante, ma necessita di precisazioni.
L’Europa non ha seguito un’unica strategia omogenea.
Entro il 2024, 12 Stati membri dell’UE gestivano reattori nucleari , con una produzione di 649,5 TWh , pari al 23,3% della produzione di energia elettrica dell’UE .
La Francia ha generato 380,5 TWh di elettricità nucleare e ha ottenuto il 67,3% della sua produzione di elettricità dal nucleare .
La Slovacchia ha ottenuto il 61,6% .
Ungheria, Bulgaria, Belgio, Finlandia e Repubblica Ceca si attestavano intorno al 40%.
La Germania, tuttavia, ha completato il suo ritiro dal nucleare nell’aprile del 2023.
L’Italia, l’Austria, la Danimarca, l’Irlanda, il Portogallo e molti altri Stati membri non avevano una produzione interna di energia elettrica nucleare.
Perciò:
EUROPE
│
├── FRANCE → LARGE NUCLEAR FLEET
├── SLOVAKIA → HIGH NUCLEAR SHARE
├── HUNGARY → HIGH NUCLEAR SHARE
├── CZECHIA → NUCLEAR + OTHER SOURCES
├── FINLAND → NUCLEAR + RENEWABLES
├── SWEDEN → NUCLEAR + HYDRO/WIND
├── GERMANY → NUCLEAR EXIT
└── ITALY → NUCLEAR EXIT + HIGH GAS ROLELa lezione comparativa corretta non è quindi:
«L’Europa ha scelto il nucleare e solo l’Italia lo ha rifiutato.»
È:
“Diverse economie europee di importanza strategica hanno mantenuto la capacità nucleare, mentre l’Italia ha smantellato il proprio impianto nucleare; altri Stati europei hanno scelto percorsi diversi.”
11.21 Le conseguenze italiane furono particolarmente evidenti nei rapporti con la Francia
La Francia rappresenta il riferimento controfattuale più chiaro, poiché si affaccia direttamente sul confine del mercato elettrico italiano e ha costruito un grande parco nucleare dopo le crisi petrolifere degli anni ’70.
Nel 2025 , la Francia ha registrato un saldo netto di esportazioni di energia elettrica verso l’Italia pari a 26,2 TWh , il valore più alto mai registrato su quel confine.
Secondo RTE, dal 1979 la Francia è stata un esportatore netto verso l’Italia ogni anno .
Nel 2025:
- Prezzo medio all’ingrosso dell’energia elettrica in Italia: 116 €/MWh ;
- Prezzo medio in Francia: 61 €/MWh .
RTE attribuisce i flussi previsti per il 2025 a diversi fattori, tra cui l’abbondanza di energia elettrica francese a basse emissioni di carbonio e competitiva, la maggiore capacità di interconnessione e i costi di generazione più elevati in Italia, in parte dovuti alla dipendenza del Paese dal gas.
Questi numeri hanno un significato geopolitico.
Ma la conclusione causale deve essere rigorosa.
Non dimostrano :
NO ITALIAN NUCLEAR
=
ALL OF ITALY'S PRICE PREMIUMLe differenze di prezzo dell’elettricità dipendono anche da:
- prezzi del gas;
- Produzione da fonti rinnovabili;
- disponibilità idrica;
- vincoli di trasmissione;
- tasse e imposte;
- accoppiamento del mercato;
- richiesta;
- disponibilità dell’impianto;
- prezzi del carbonio.
Ciò che le prove dimostrano è più circoscritto e più solido:
La Francia ha mantenuto un ampio parco di centrali elettriche nazionali a basse emissioni di carbonio ed è diventata un esportatore costante di energia elettrica verso l’Italia, mentre quest’ultima è rimasta strutturalmente dipendente dalle importazioni nette di energia elettrica e dalla produzione di energia da centrali a gas.
Terna riporta che nel 2025 l’Italia ha importato 51,8 TWh , esportato 4,9 TWh , prodotto internamente 269,3 TWh netti e consumato 312,2 TWh .
11.21.1 L’Italia non si è isolata economicamente dall’energia nucleare
Un mercato interconnesso crea un importante paradosso.
L’Italia ha cessato la produzione nazionale di energia elettrica nucleare.
Ma i consumatori italiani hanno continuato ad acquistare elettricità da sistemi limitrofi che includevano grandi quantità di energia nucleare.
L’elettricità che entra fisicamente in Italia non può essere etichettata, molecola per molecola o elettrone per elettrone, come “elettricità nucleare”.
Tuttavia:
ITALY
NO DOMESTIC NUCLEAR GENERATION
│
▼
EUROPEAN INTERCONNECTED MARKET
│
├── FRANCE: NUCLEAR-DOMINANT
├── SWITZERLAND: NUCLEAR + HYDRO
└── SLOVENIA: NUCLEAR + OTHER SOURCESIl risultato geopolitico concreto della decisione italiana fu l’eliminazione della produzione di energia nucleare all’interno dei confini nazionali , non l’esclusione dell’energia nucleare dal sistema continentale che serve l’Italia.
11.22 “Altri prosperarono mentre l’Italia soffriva” richiede una formulazione più precisa
Un rapporto governativo dovrebbe evitare l’affermazione di monocausalità:
“I paesi dotati di energia nucleare hanno prosperato economicamente grazie a essa, mentre l’Italia è andata in declino perché non la possedeva.”
Ciò non può essere dimostrato sulla base delle prove.
La crescita del PIL, le prestazioni industriali e la competitività dipendono da molto più della sola tecnologia elettrica.
Tuttavia, una conclusione più ristretta è ben supportata:
L’Italia ha rinunciato a una fonte nazionale di energia elettrica a basse emissioni di carbonio, mentre diversi concorrenti confinanti l’hanno mantenuta, e di conseguenza ha sviluppato un sistema energetico con una maggiore esposizione ai prezzi del gas e alle importazioni di elettricità.
Tale esposizione divenne particolarmente rilevante durante i periodi di:
- prezzi elevati del gas in Europa;
- incertezza dell’offerta;
- Crisi geopolitica legata alla Russia.
Si tratta di un argomento strategico basato sul costo opportunità.
Non si intende affermare che ogni euro di svantaggio industriale italiano sia riconducibile al referendum del 1987.
11.23 Lo shock geopolitico del 2022 ha trasformato nuovamente il dibattito nucleare
L’invasione su vasta scala dell’Ucraina da parte della Russia nel febbraio 2022 ha rappresentato il terzo grande shock esterno nella storia della politica nucleare italiana.
La sequenza è impressionante:
1986
CHERNOBYL
↓
NUCLEAR RISK BECOMES CENTRAL
2011
FUKUSHIMA
↓
NUCLEAR RISK BECOMES CENTRAL AGAIN
2022
RUSSIAN INVASION OF UKRAINE
↓
FOSSIL-FUEL DEPENDENCY RISK
BECOMES CENTRALLa natura del rischio percepito è cambiata.
Nel 1986 e nel 2011 la domanda dominante era:
Cosa succederebbe se la tecnologia nucleare fallisse?
Dopo il 2022, un’altra questione è diventata politicamente ineludibile:
Cosa succederebbe se il sistema di alimentazione energetica esterno si guastasse?
I dati dell’AIE mostrano perché il problema fosse particolarmente acuto per l’Italia.
Immediatamente prima della crisi:
ITALIAN TOTAL ENERGY SUPPLY
↓
42% NATURAL GAS
↓
94% IMPORTED
↓
~41% OF GAS IMPORTS FROM RUSSIAL’Italia ha reagito prontamente attraverso la diversificazione.
Secondo l’AIE, a novembre 2022 il gas russo rappresentava circa il 3% delle importazioni di gas italiane .
Quel successo è importante.
La crisi non ha dimostrato che l’Italia fosse incapace di adattarsi.
Ha dimostrato le conseguenze strategiche della concentrazione della dipendenza energetica nei combustibili importati.
11.24 Il programma di centrodestra del 2022 ha formalmente riaperto l’opzione nucleare prima dell’insediamento del governo Meloni.
Il ritorno alla politica nucleare sotto Meloni non è stato introdotto dopo le elezioni senza una precedente dimostrazione programmatica.
Il programma ufficiale del centro-destra per il 2022 includeva, sotto la voce “La sfida dell’autosufficienza energetica” :
- aumento della produzione da fonti rinnovabili;
- diversificazione dell’approvvigionamento energetico;
- sviluppo del gas nazionale;
- efficienza energetica;
- Politiche europee di limitazione dei prezzi;
- valutazione degli impianti energetici di ultima generazione, compresi quelli che il programma ha definito “nucleare pulito e sicuro”, senza veti pregiudizievoli.
Questo è importante dal punto di vista politico.
La coalizione non ha basato la sua campagna elettorale sulla sostituzione delle energie rinnovabili con il nucleare.
Il programma pubblicato presentava il nucleare come una componente di un’agenda più ampia per la sicurezza energetica.
11.24.1 Il programma rivela il nuovo quadro politico
Il vecchio quadro di riferimento sul nucleare era il seguente:
NUCLEAR
VS
ENVIRONMENTLa nuova inquadratura di centro-destra è diventata:
NUCLEAR
+
RENEWABLES
+
ENERGY SECURITY
+
INDUSTRIAL SOVEREIGNTY
+
DECARBONISATIONResta da chiarire se tale pacchetto di politiche possa essere effettivamente realizzato in modo economicamente sostenibile.
Ma il riposizionamento politico è chiaro.
11.25 Il governo Meloni non iniziò con una legislazione nucleare immediata
Il percorso istituzionale successivo all’ottobre 2022 è stato relativamente graduale.
Questo è importante perché dimostra che l’attuale rientro è stato realizzato in fasi.
All’inizio del 2023, l’Italia non aveva ancora formalmente ricostituito un quadro completo di politica nucleare.
I rappresentanti del governo hanno sottolineato la necessità di un dibattito parlamentare e l’assenza di un quadro normativo di autorizzazione vigente.
Il passo decisivo a livello parlamentare è avvenuto il 9 maggio 2023 .
La Camera ha approvato la mozione 1-00083 , che impegna il governo a valutare l’opportunità di includere l’energia nucleare nel mix energetico nazionale e a sostenere il ruolo dell’energia nucleare nell’ambito delle politiche energetiche europee e dei quadri di investimento sostenibile.
Quella data dovrebbe essere considerata uno dei principali punti di svolta istituzionali nella storia moderna del nucleare italiano.
Entro il 9 maggio 2023
NUCLEAR =
COALITION POLICY OPTIONDopo il 9 maggio 2023
NUCLEAR =
FORMAL PARLIAMENTARY POLICY
WORKSTREAM11.26 La Piattaforma nazionale per il nucleare sostenibile ha trasformato l’intento politico in lavoro istituzionale
Il 21 settembre 2023 , il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha convocato la prima riunione della Piattaforma Nazionale per un Nucleare Sostenibile — PNNS .
ISIN registra l’obiettivo dichiarato come la definizione di un percorso verso la possibile ripresa dell’utilizzo dell’energia nucleare in Italia e la valutazione delle opportunità di crescita per l’attuale filiera industriale nucleare italiana.
Tra i partecipanti figuravano:
- istituzioni di ricerca pubbliche;
- mondo accademico;
- istituzioni per la sicurezza nucleare;
- corpi in fase di disattivazione;
- industria;
- produttori di componenti nucleari.
Questo aveva un’importanza istituzionale maggiore di un discorso politico.
Ha iniziato a ricostruire ciò di cui l’Italia aveva in gran parte smesso di aver bisogno dopo il 1990:
un ecosistema coordinato di sviluppo e programma nucleare nazionale.
Schema del testo: dall’impegno politico all’architettura del programma.
2022 COALITION PROGRAMME
↓
PARLIAMENTARY DEBATE
↓
9 MAY 2023 MOTION
↓
21 SEPT 2023 PNNS
↓
TECHNOLOGY
REGULATION
INDUSTRY
FUEL
WASTE
SKILLS
↓
NATIONAL PROGRAMME DESIGN11.27 Il PNIEC 2024 ha spostato il nucleare dal dibattito politico alla modellazione ufficiale del sistema energetico.
Il Piano nazionale integrato per l’energia e il clima del 2024 (PNIEC) ha rappresentato un ulteriore passo avanti in termini di qualità.
Per la prima volta nell’attuale ciclo politico, l’energia nucleare è stata integrata negli scenari quantitativi a lungo termine del sistema energetico italiano.
Il modello ha preso in considerazione l’introduzione dell’energia nucleare nel periodo 2035-2050 .
Lo scenario più ottimistico prevedeva circa 16 GW di capacità nucleare entro il 2050 , corrispondenti a circa il 22% del fabbisogno nazionale di elettricità .
Il PNIEC ha inoltre esaminato un percorso più conservativo.
In base alle ipotesi di modellazione utilizzate, lo scenario nucleare più prudente ha prodotto un costo totale stimato del sistema energetico inferiore di circa 17 miliardi di euro nell’arco temporale considerato rispetto al corrispondente scenario a zero emissioni nette senza nucleare.
Questo risultato deve essere descritto correttamente.
È:
un risultato del modello condizionato dalle ipotesi utilizzate.
Non lo è:
- un risparmio sui costi contrattualizzato;
- prova che le centrali nucleari italiane avranno un costo prestabilito;
- una garanzia governativa;
- una previsione secondo cui nel 2050 saranno operativi 16 GW.
Lo stesso PNIEC afferma che questi valori hanno richiesto un successivo consolidamento e che lo scenario nucleare non ha modificato le ipotesi del piano per il 2030.
11.27.1 L’importanza strategica del PNIEC era istituzionale
Il cambiamento principale non è stato la cifra di 17 miliardi di euro.
Era questo:
BEFORE
NUCLEAR = POLITICAL POSSIBILITY
AFTER PNIEC
NUCLEAR = VARIABLE INSIDE
OFFICIAL NATIONAL
ENERGY-SYSTEM PLANNINGCiò rappresenta un rientro politico ben più profondo.
11.28 Anche l’ambiente europeo stava cambiando
La politica nucleare del governo Meloni non si è sviluppata in modo isolato dalle tendenze europee.
L’UE stessa è rimasta divisa sulla questione dell’energia nucleare, ma quest’ultima ha acquisito un ruolo più importante nelle politiche europee di decarbonizzazione, industriali e di sicurezza energetica.
Nel marzo 2026 la Commissione europea ha pubblicato la sua strategia specifica per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) , con l’obiettivo di sostenere i primi progetti europei in questo settore all’inizio degli anni 2030.
La Commissione ha individuato una potenziale capacità di SMR dell’UE pari a circa 17-53 GW entro il 2050 , sottolineando al contempo:
- Catene di approvvigionamento industriali europee;
- dispiegamento della flotta;
- cooperazione normativa;
- sicurezza energetica;
- competitività;
- calore industriale;
- idrogeno;
- domanda di data center.
Il contesto politico europeo in cui si inserisce la politica nucleare italiana nel 2026 è dunque profondamente diverso da quello del 1987.
Ambiente europeo 1987
CHERNOBYL
↓
RISK / SAFETY DOMINANTAmbiente europeo 2026
CLIMATE
+
UKRAINE / ENERGY SECURITY
+
INDUSTRIAL COMPETITIVENESS
+
STRATEGIC AUTONOMY
+
SMR INDUSTRIAL POLICYLa sicurezza rimane al centro di tutto.
Ma ora il nucleare viene discusso simultaneamente come tecnologia industriale e di sovranità nazionale.
11.29 Il governo è passato dalla modellizzazione alla ricostruzione legale nel periodo 2024-2025
Una volta che il nucleare è entrato nel Parlamento, nel PNNS e nel PNIEC in fase di pianificazione, l’ostacolo successivo era di natura legale.
L’Italia non potrebbe realisticamente procurarsi un reattore senza ricostruirlo:
- legge sull’autorizzazione;
- responsabilità regolamentari;
- gestione della sicurezza;
- legge sui rifiuti;
- legge sui carburanti;
- procedure di localizzazione;
- partecipazione del pubblico;
- interfacce di responsabilità nucleare;
- obblighi di smantellamento.
Nel 2024 è stato istituito un gruppo di lavoro, presieduto dall’esperto di diritto costituzionale Giovanni Guzzetta, per supportare lo sviluppo del nuovo quadro normativo.
La bozza del processo di delega è stata successivamente sottoposta a revisione da parte degli organi governativi, finanziari e regionali (Stato e Regione).
Il Consiglio dei Ministri ha approvato il disegno di legge sulla delega, che è stato formalmente presentato alla Camera il 17 ottobre 2025 come AC 2669 dal Presidente del Consiglio Giorgia Meloni e dal Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica Gilberto Pichetto Fratin .
Fu a questo punto che il rientro nell’era nucleare passò dalla fase di pianificazione politica a quella di progetto legislativo esplicito.
11.30 Cosa prevede concretamente il disegno di legge nucleare di Meloni
Il testo parlamentare definitivo autorizza il governo ad adottare la legislazione delegata che disciplina, tra gli altri argomenti:
- produzione e utilizzo di energia nucleare sostenibile in Italia;
- sviluppo delle catene di approvvigionamento industriali nazionali ed europee;
- fabbricazione di combustibile nucleare;
- ritrattamento del combustibile;
- smantellamento degli impianti esistenti;
- gestione dei rifiuti radioattivi;
- gestione del combustibile esaurito;
- Ricerca, sviluppo e utilizzo della fusione nucleare;
- riorganizzazione delle competenze istituzionali.
Questo è molto più ampio di una semplice affermazione che dica:
“L’Italia vuole i SMR.”
Inizia a costruire l’architettura giuridica dell’intero ciclo nucleare .
Architettura istituzionale di alto livello
REACTOR POLICY
│
├── FUEL
├── REPROCESSING
├── LICENSING
├── SAFETY
├── WASTE
├── SPENT FUEL
├── DECOMMISSIONING
├── SUPPLY CHAIN
├── SKILLS
└── FUSION
↓
NATIONAL NUCLEAR
LEGAL FRAMEWORKTale ampiezza è strategicamente razionale dal punto di vista della progettazione del programma, poiché un programma nucleare commerciale non può legalmente consistere unicamente in un reattore.
Ciò spiega anche una delle principali critiche dell’opposizione: l’ampiezza dei poteri delegati al governo.
11.31 Il percorso parlamentare nel 2026
La Camera ha approvato l’AC 2669 il 4 giugno 2026 e lo ha trasmesso al Senato.
Il Senato lo esaminò quindi come S.1924 .
Il 23 settembre 2026 è stata approvata in via definitiva:
| Votazione finale del Senato | Numero |
|---|---|
| Presente | 140 |
| Voto | 139 |
| A favore | 81 |
| Contro | 51 |
| Astinenza | 7 |
11.31.1 Posizioni dei gruppi nella votazione finale del Senato
| Componente di gruppo/politica | Risoluzione finale |
|---|---|
| Fratelli d’Italia | A favore |
| Lega | A favore |
| Forza Italia | A favore |
| Civici d’Italia–UDC–NM–MAIE–CP | A favore |
| Azione–Renew Europe | A favore |
| Partito Democratico | Contro |
| Movimento 5 Stelle | Contro |
| Alleanza Verdi e Sinistra | Contro |
| Gruppo Autonomie | Contro |
| Italia Viva | Astinenza |
Queste posizioni sono registrate direttamente nel verbale finale della votazione del Senato.
Questo è significativo perché la spaccatura del 2026 non è perfettamente tra governo e opposizione .
Azione ha appoggiato la legislazione.
Italia Viva si è astenuta.
Il campo degli avversari era quindi diviso.
11.32 Anche la coalizione politica pro-nucleare ha cambiato il suo linguaggio
L’argomentazione contemporanea è sostanzialmente diversa dall’impostazione dell’era Berlusconi.
La maggioranza di governo ora presenta l’energia nucleare in relazione a:
- sovranità energetica;
- decarbonizzazione;
- competitività industriale;
- localizzazione della catena di approvvigionamento;
- leadership tecnologica;
- riduzione della dipendenza dai combustibili fossili importati.
Ciò è in parte una conseguenza del contesto geopolitico successivo al 2022.
L’argomento può essere rappresentato come:
RUSSIAN GAS SHOCK
↓
ENERGY SECURITY
↓
NEED FOR DIVERSIFIED FIRM ENERGY
↓
NUCLEAR RE-ENTERS POLICY SET
+
RENEWABLES
+
STORAGE
+
GRIDS
+
LNG / GAS DIVERSIFICATIONL’energia nucleare non viene più presentata principalmente come alternativa alle politiche ambientali.
Viene integrato nel linguaggio della decarbonizzazione europea e dell’autonomia strategica .
11.33 Anche la coalizione antinucleare ha cambiato il suo linguaggio
Allo stesso modo, l’opposizione non si limita a ripetere quanto accaduto nel 1987.
Il dibattito del 2026 si concentrerà maggiormente su:
COST
+
TIME
+
SMR COMMERCIAL MATURITY
+
WASTE
+
ALTERNATIVE INVESTMENT
+
PARLIAMENTARY CONTROL
+
PUBLIC PARTICIPATIONIl M5S ha esplicitamente richiesto un’analisi comparativa trasparente rispetto alle energie rinnovabili e ai sistemi di accumulo.
PD ha contestato la struttura istituzionale e l’ampiezza della delegazione, auspicando una governance della sicurezza più forte e indipendente.
AVS ha definito il percorso proposto troppo lento e ha sostenuto che le tecnologie rinnovabili dovrebbero avere la priorità.
Il conflitto centrale contemporaneo non è quindi più:
“Le radiazioni nucleari fanno paura?”
È sempre più:
“L’energia nucleare rappresenta un complemento economicamente e istituzionalmente adeguato, a basse emissioni di carbonio, a un sistema dominato dalle energie rinnovabili?”
Si tratta di una controversia politica tecnicamente più matura.
11.34 La legge del 2026 non cancella le votazioni del 1987 e del 2011
Questa distinzione è politicamente importante.
Il governo ha scelto di interpretare le mutate circostanze come un’autorizzazione per un nuovo quadro normativo in materia nucleare, basato su:
- tecnologie dei reattori radicalmente cambiate;
- obblighi di neutralità climatica;
- condizioni geopolitiche alterate;
- Tassonomia dell’UE;
- Sviluppo di SMR;
- quattro decenni di cambiamenti istituzionali.
Gli oppositori continuano a invocare il significato democratico dei due referendum antinucleare.
Entrambe le dichiarazioni possono coesistere legalmente.
I referendum storici restano eventi politici reali.
Ma l’elettorato e il parlamento attuali operano anche in un contesto tecnologico, geopolitico e giuridico differente.
Il conflitto democratico è dunque:
PAST POPULAR MANDATE
↓
1987 + 2011
VERSUS
CURRENT PARLIAMENTARY MANDATE
↓
2026Il modo in cui tale rapporto verrà trattato in definitiva, qualora dovesse sorgere un contenzioso costituzionale, sarà una questione di competenza delle istituzioni giudiziarie competenti.
Il presente capitolo non intende pregiudicare tali controversie.
11.35 Che cosa ha cambiato esattamente il governo di Giorgia Meloni?
La risposta deve essere definita con una precisione insolita.
Cosa è cambiato?
Il governo Meloni ha spostato l’energia nucleare da:
tecnologia politicamente esclusa
A:
valutazione formale della tecnologia energetica nazionale .
È passato dal nucleare a:
ricerca esterna e partecipazione industriale estera
A:
pianificazione del programma nazionale .
È passato dal nucleare a:
nessun modello di implementazione prospettico
A:
Scenari ufficiali del PNIEC .
È passato dal nucleare a:
al momento non esiste una tabella di marcia legale
A:
una delega abilitante approvata dal parlamento per la ricostruzione del quadro giuridico .
Ciò che non è accaduto
Non ancora:
- ha selezionato il reattore principale nazionale;
- è stato selezionato un sito di nuova costruzione in Italia;
- ha ottenuto una licenza per la costruzione di centrali nucleari;
- ha dimostrato un modello di finanziamento;
- ha raggiunto la decisione finale di investimento (FID);
- ha costruito un reattore;
- ha prodotto un nuovo kilowattora nucleare.
Tabella 11.35-A — La differenza tra rientro politico e ritorno nucleare fisico
| Palcoscenico | Situazione al 27 settembre 2026 |
|---|---|
| Opzione politica nucleare | Completato |
| Riconoscimento parlamentare | Completato |
| Piattaforma nazionale delle parti interessate | Completato |
| Modellazione nucleare PNIEC | Completato |
| Legge abilitante approvata dal Parlamento | Completato |
| Legge pubblicata/in vigore | Non ancora al termine |
| Decreti di esecuzione delegati | Non ancora completato |
| Quadro normativo completo in materia di licenze | Non ancora completato |
| Tecnologia leader – selezione ridotta | Non completato |
| Selezione del sito | Non completato |
| licenza di costruzione | Nessuno |
| FID | Nessuno |
| Costruzione di un nuovo reattore | Nessuno |
| Nuova generazione nucleare | Nessuno |
Questa tabella rappresenta il modo più difendibile per descrivere il “ritorno dell’energia nucleare sotto Meloni”.
11.36 Il significato geopolitico dell’inversione di Meloni va oltre il reattore stesso.
Il cambio di rotta avviene in un sistema internazionale che è profondamente cambiato dal 1987.
L’Italia deve ora gestire contemporaneamente:
- Rischio geopolitico russo;
- Rotte energetiche del Mediterraneo;
- Dipendenza dal GNL;
- Integrazione europea dell’energia elettrica;
- decarbonizzazione;
- elettrificazione industriale;
- domanda di data center;
- dipendenza da minerali critici;
- Il predominio manifatturiero cinese in alcuni settori delle tecnologie pulite;
- Competizione industriale tra Stati Uniti ed Europa.
Il nucleare entra quindi in un dibattito strategico molto più ampio.
Vecchio modello di sovranità energetica
SECURE FOSSIL IMPORTS
↓
PIPELINES
+
LONG-TERM CONTRACTSModello emergente di sovranità energetica
DOMESTIC RENEWABLES
+
NUCLEAR
+
STORAGE
+
GRIDS
+
INTERCONNECTION
+
DIVERSIFIED FUELS
+
INDUSTRIAL SUPPLY CHAINSIn questo modello, sovranità non significa autarchia.
Significa diversificare le dipendenze in modo che nessun singolo fornitore estero, rotta di approvvigionamento di carburante o tecnologia diventi sistematicamente dominante .
11.37 Il nucleare non crea automaticamente l’indipendenza energetica italiana
Questo punto deve rimanere esplicito, a prescindere dal linguaggio politico utilizzato dai sostenitori.
Una nuova flotta nucleare italiana richiederebbe comunque relazioni internazionali che coinvolgano:
- uranio;
- conversione;
- arricchimento;
- fabbricazione di combustibili;
- tecnologia dei reattori;
- componenti specialistici;
- potenzialmente software e manutenzione.
Il confronto strategico non è quindi:
NUCLEAR
=
INDEPENDENCEÈ:
NUCLEAR
=
DIFFERENT DEPENDENCY STRUCTUREIl potenziale vantaggio è che il combustibile nucleare:
- contiene una densità energetica molto elevata;
- può essere conservato in anticipo;
- richiede flussi fisici continui molto più piccoli rispetto al gas naturale.
Ma la dipendenza dall’estero rimane.
La questione corretta in materia di sovranità è quindi:
L’intera filiera del combustibile e della tecnologia nucleare sarebbe più resiliente dal punto di vista geopolitico rispetto alle dipendenze marginali dai combustibili fossili e dall’elettricità che andrebbe a sostituire?
Si tratta di una questione di appalti, non di una questione ideologica.
11.38 La scelta precedente dell’Italia ha avuto un lungo costo istituzionale
Quando un Paese smette di costruire e gestire reattori per quasi quattro decenni, non si limita a preservare il sistema precedente in uno stato di animazione sospesa.
Perde o si indebolisce:
- esperienza dell’operatore;
- Esperienza di regolamentazione nel rilascio di licenze per nuove costruzioni;
- continuità nella gestione dei progetti nucleari;
- qualificazione edilizia;
- percorsi universitari;
- serializzazione industriale;
- rapporti con i fornitori.
L’Italia ha mantenuto importanti competenze nucleari attraverso:
- smantellamento;
- ricerca;
- ingegneria;
- partecipazione dell’industria nucleare internazionale.
Ma questo non equivale a gestire una flotta nazionale.
Il costo della ripartenza comprende quindi la ricostruzione istituzionale .
Questa è una delle conseguenze a lungo termine più importanti della discontinuità delle politiche.
Schema testuale
EXIT
↓
NO NEW ORDERS
↓
NO NEW CONSTRUCTION
↓
NO NEW OPERATING FLEET
↓
LESS NEW-BUILD REGULATORY PRACTICE
↓
SKILLS PIPELINE CONTRACTS
↓
RETURN DECISION
↓
INSTITUTIONAL REBUILD REQUIREDCiò a prescindere dal fatto che l’uscita iniziale fosse politicamente giustificata.
Si tratta semplicemente di una conseguenza osservabile del programma.
11.39 L’Italia ha inoltre evitato alcuni rischi e costi durante il periodo senza nuove costruzioni nucleari
Un’analisi equilibrata deve includere anche il punto di vista opposto.
Non costruendo nuovi reattori dopo il 1987 e il 2011, l’Italia ha anche evitato l’esposizione a:
- rischio di capitale legato alla costruzione di nuove centrali nucleari;
- potenziali sforamenti di budget nella costruzione;
- ulteriore produzione di combustibile esaurito;
- ulteriori oneri di smantellamento;
- rischio operativo del reattore;
- impegni a lungo termine con specifici fornitori di reattori.
Ciò non dimostra che l’uscita fosse economicamente ottimale.
Ciò significa che il controfattuale non può essere scritto come:
“Se l’Italia avesse continuato a utilizzare il nucleare, tutti gli esiti sarebbero necessariamente stati migliori.”
Il programma nucleare italiano alternativo avrebbe avuto a sua volta:
- progetti;
- rischi di costruzione;
- fabbisogno di finanziamento;
- obblighi in materia di rifiuti;
- decisioni tecnologiche.
Un rapporto geopolitico serio dovrebbe confrontare entrambe le parti.
11.40 Il costo opportunità storico è tuttavia diventato visibile attraverso le importazioni
Si può affermare oggettivamente che l’Italia è diventata un grande importatore netto di energia elettrica, mentre i sistemi nucleari dei paesi limitrofi hanno fornito una quantità considerevole di energia al mercato interconnesso.
Le esportazioni nette record della Francia verso l’Italia nel 2025, pari a 26,2 TWh , unitamente alle importazioni totali dell’Italia di 51,8 TWh , forniscono un esempio particolarmente chiaro in questo contesto attuale.
Ciò non significa che ogni MWh importato sarebbe stato economicamente sostituito da un reattore italiano.
Ma ciò dimostra che:
La decisione dell’Italia di non mantenere la produzione nucleare nazionale non ha eliminato la sua dipendenza dall’energia elettrica stabile prodotta all’estero.
Si tratta di un fatto strategico.
11.41 La politica nucleare ha ripetutamente seguito shock esterni anziché una pianificazione costante a lungo termine.
Uno dei modelli storici più evidenti è il predominio degli shock esterni.
Tabella 11.41-A — Shock esterni e risposta politica italiana
| shock | Effetto politico |
|---|---|
| Chernobyl 1986 | Passaggio antinucleare accelerato |
| referendum del 1987 | Ha portato all’attuazione dell’abbandono del nucleare |
| Preoccupazioni relative al gas e alle importazioni negli anni 2000 | Ha contribuito a riaprire il dibattito sul nucleare |
| Fukushima 2011 | Distrutta la fattibilità politica del rilancio |
| referendum del 2011 | Seconda uscita rinforzata |
| Shock energetico Russia-Ucraina 2022 | Valorizzazione dell’argomentazione sulla sicurezza energetica |
| Decarbonizzazione dell’UE / Strategia industriale SMR | Maggiore legittimità istituzionale della nuova opzione nucleare |
| Meloni parliamentary programme 2023–2026 | Percorso politico/legale ricostruito |
Ciò suggerisce una debolezza strutturale dell’Italia:
Storicamente, la politica nucleare ha oscillato in base agli shock geopolitici e tecnologici, anziché essere governata da un consenso politicamente stabile protratto per decenni.
Tale osservazione è di natura analitica, non partigiana.
La stessa vulnerabilità istituzionale si ripercuoterebbe su qualsiasi programma futuro, indipendentemente dalla coalizione al governo.
11.42 La reversibilità delle politiche è di per sé un rischio di investimento nucleare
Questa storia crea un ulteriore problema.
Gli investimenti nel settore nucleare si estendono a:
- decenni di costruzioni e licenze;
- sessanta o più anni di attività;
- decenni di smantellamento e gestione dei rifiuti.
I cicli politici italiani si svolgono su periodi molto più brevi.
Un venditore, un investitore o un ente pubblico che stia valutando investimenti nucleari per miliardi di euro deve quindi porsi le seguenti domande:
2026 PARLIAMENT SUPPORTS NUCLEAR
↓
WHAT HAPPENS AFTER
ONE ELECTION?
↓
TWO ELECTIONS?
↓
THREE ELECTIONS?La storia d’Italia comprende:
REJECTION
→ RELAUNCH
→ REJECTION
→ RELAUNCHLa reversibilità politica si trasforma quindi in un rischio finanziario.
Un programma nucleare sostenibile richiederebbe più di una maggioranza parlamentare.
Idealmente, sarebbe necessario un accordo istituzionale duraturo su almeno i seguenti punti:
- autorità di sicurezza;
- sciupare;
- selezione del sito;
- norme di finanziamento;
- sicurezza del carburante;
- ricerca;
- competenze industriali.
11.43 La vera sfida strategica non è quindi vincere la disputa nucleare, bensì depoliticizzare il nucleo tecnico.
La storia suggerisce una lezione fondamentale in materia di buon governo.
Alcuni aspetti della politica nucleare rimarranno sempre politici:
- se utilizzare l’energia nucleare;
- spesa pubblica;
- consenso del sito;
- mix energetico.
Tuttavia, diverse funzioni non dovrebbero cambiare con i cicli elettorali.
Questi includono:
SAFETY STANDARDS
WASTE ACCOUNTING
FUEL SECURITY
REGULATOR INDEPENDENCE
EMERGENCY PLANNING
TECHNICAL DATA
DECOMMISSIONING FUNDSQuanto più il nucleo tecnico è al riparo dalle oscillazioni partigiane, tanto minore sarà il rischio che il nucleare torni a essere principalmente un’arma simbolica nel conflitto tra governo e opposizione.
11.44 Il governo Meloni ha cambiato il default politico
Questo potrebbe rivelarsi, in definitiva, il risultato politico più significativo del periodo 2022-2026, a prescindere dal fatto che il reattore venga effettivamente costruito o meno.
Prima del ciclo attuale, l’assunto politico predefinito era approssimativamente:
Il ritorno dell’energia nucleare non è realisticamente possibile a meno che un governo non riesca prima a superare le conseguenze di due referendum.
Entro settembre 2026, l’impostazione predefinita si è spostata verso:
L’energia nucleare è tornata a essere una tecnologia legittima per la pianificazione statale formale, ma ogni progetto deve comunque superare prove normative, economiche, tecnologiche, territoriali e politiche.
Si tratta di un cambiamento profondo.
Non determina la decisione finale sul reattore.
Modifica quali decisioni sono politicamente e legalmente discutibili.
11.45 Cronologia politica generale: dagli anni ’60 a settembre 2026
1960s
ITALY AMONG EARLY EUROPEAN
COMMERCIAL NUCLEAR STATES
│
▼
1964–1981
GARIGLIANO / LATINA / TRINO / CAORSO
│
▼
26 APRIL 1986
CHERNOBYL
│
▼
5 JUNE 1986
PCI CONSULTATIVE REFERENDUM PROPOSAL
│
▼
1986–1987
ANTI-NUCLEAR MOBILISATION
│
▼
8–9 NOVEMBER 1987
THREE ABROGATIVE REFERENDA
│
▼
~72–81% YES
DEPENDING ON QUESTION
│
▼
1987–1990
CIPE / GOVERNMENT / PARLIAMENT
IMPLEMENTS EXIT
│
▼
26 JULY 1990
CAORSO + TRINO
DEFINITIVELY CLOSED
│
▼
1990s
NO COMMERCIAL NUCLEAR GENERATION
│
▼
1999
SOGIN / DECOMMISSIONING ERA
│
▼
2008–2009
BERLUSCONI IV RELAUNCH
│
▼
LAW 99/2009
NEW-BUILD LEGAL ARCHITECTURE
│
▼
2010
IMPLEMENTING REGULATION
│
▼
11 MARCH 2011
FUKUSHIMA
│
▼
APRIL 2011
GOVERNMENT REPEALS
NEW-BUILD PROGRAMME
│
▼
12–13 JUNE 2011
REFERENDUM
│
▼
94.05% YES TO REPEAL
│
▼
2011–2021
SECOND NUCLEAR EXCLUSION PERIOD
│
▼
2021
GAS:
42% OF TOTAL ENERGY SUPPLY
94% IMPORTED
~41% OF GAS IMPORTS FROM RUSSIA
│
▼
FEBRUARY 2022
RUSSIAN INVASION OF UKRAINE
│
▼
2022
CENTRE-RIGHT ELECTION PROGRAMME
REOPENS NUCLEAR OPTION
│
▼
OCTOBER 2022
MELONI GOVERNMENT
│
▼
9 MAY 2023
CAMERA MOTION 1-00083
│
▼
21 SEPTEMBER 2023
PNNS FIRST MEETING
│
▼
JUNE 2024
PNIEC NUCLEAR SCENARIOS
│
▼
2024–2025
LEGAL FRAMEWORK DESIGN
│
▼
17 OCTOBER 2025
A.C. 2669 PRESENTED
│
▼
4 JUNE 2026
CAMERA APPROVAL
│
▼
23 SEPTEMBER 2026
SENATE:
81 YES
51 NO
7 ABSTENTIONS
│
▼
27 SEPTEMBER 2026
PARLIAMENTARY PROCESS COMPLETE
BUT ACT NOT YET PUBLISHED
│
▼
NEXT PHASE
IMPLEMENTING LEGISLATION
+
REGULATION
+
TECHNOLOGY
+
SITE
+
FINANCE
+
LICENSING11.46 Matrice principale delle divisioni politiche
La storia può essere riassunta in cinque dibattiti nucleari successivi.
| Periodo | Questione politica centrale |
|---|---|
| Anni ’60-’70 | Il nucleare può modernizzare e industrializzare il sistema energetico italiano? |
| 1986–1990 | Dopo Chernobyl, i rischi nucleari possono rimanere politicamente accettabili? |
| 2008–2011 | L’Italia riuscirà a invertire la tendenza dell’era referendaria verso l’uscita dal mercato e a ridurre la dipendenza energetica? |
| 2011–2021 | La tragedia di Fukushima rende ingiustificabile, dal punto di vista politico ed economico, un nuovo programma nucleare? |
| 2022–2026 | Il nucleare avanzato può contribuire alla sicurezza energetica, alla decarbonizzazione e alla competitività industriale insieme alle energie rinnovabili? |
Questa evoluzione è cruciale.
In Italia il dibattito sul nucleare non è più esattamente lo stesso del 1987.
11.47 Schema principale della dipendenza geopolitica
ITALIAN NUCLEAR EXIT
│
▼
DOMESTIC NUCLEAR GENERATION → 0
│
├──────────────────────────┐
▼ ▼
RENEWABLE GROWTH GAS-BASED GENERATION
│
▼
IMPORT DEPENDENCE
│
▼
RUSSIAN EXPOSURE
│
▼
2022 SHOCK
│
▼
RAPID GAS DIVERSIFICATION
│
▼
LNG / NEW PIPELINE SOURCES
│
▼
DEPENDENCY TRANSFORMED
RATHER THAN ELIMINATED
│
▼
NUCLEAR OPTION REOPENED
│
┌──────────────┼──────────────┐
▼ ▼ ▼
CLIMATE SECURITY INDUSTRY
│ │ │
└──────────────┼──────────────┘
▼
MELONI NUCLEAR POLICYLo schema non deve essere interpretato come un’affermazione secondo cui l’abbandono del nucleare sia stato la causa di ogni successiva importazione di gas.
Descrive un cambiamento nell’architettura strategica.
11.48 L’argomento più forte a favore dell’inversione storica è la diversificazione, non l’assolutismo tecnologico.
La storia non dimostra che l’Italia debba diventare:
- interamente nucleare;
- interamente rinnovabile;
- Completamente privo di gas, immediatamente.
Ciò dimostra i rischi associati all’eccessiva concentrazione .
Dal 1987 al 2022 l’Italia è stata progressivamente esposta a una specifica configurazione di dipendenza.
Un futuro programma nucleare ne creerebbe un altro.
La questione che il governo dovrebbe quindi porsi è:
Quale combinazione di energia nucleare, rinnovabili, sistemi di accumulo, reti elettriche, energia idroelettrica, flessibilità della domanda, interconnessione e gas di transizione minimizza l’esposizione simultanea ai rischi legati a combustibili esteri, condizioni meteorologiche, tecnologie, capitali e fattori geopolitici?
Questa è una questione strategica più difendibile rispetto al chiedersi quale singola tecnologia “vinca”.
11.49 La correzione storica essenziale: l’Italia non ha trascorso quarant’anni sotto un divieto costituzionale sulle armi nucleari.
La sequenza giuridica e politica può essere riassunta in quattro concetti distinti:
1987
POPULAR REJECTION
OF EXISTING NUCLEAR POLICY
≠
CONSTITUTIONAL BAN
1990
POLITICAL / ADMINISTRATIVE
IMPLEMENTATION OF EXIT
≠
PERMANENT CONSTITUTIONAL PROHIBITION
2011
POPULAR REPEAL OF
NEW NUCLEAR FRAMEWORK
≠
REMOVAL OF PARLIAMENT'S
LEGISLATIVE POWER FOREVER
2026
NEW PARLIAMENTARY FRAMEWORK
≠
OPERATING NUCLEAR FLEETTale distinzione deve essere mantenuta rigorosamente in tutto il rapporto.
Sfata due miti contrastanti:
Mito 1
“I referendum hanno messo al bando in modo permanente l’energia nucleare.”
Mito 2
“I referendum non hanno mai avuto alcuna rilevanza legale.”
Entrambe sono troppo semplicistiche.
11.50 Valutazione geopolitica finale
La storia nucleare italiana, da Chernobyl al governo Meloni, non è semplicemente la storia di una tecnologia scomparsa e poi ricomparsa.
È la storia di quattro diverse ansie nazionali.
Prima ansia: catastrofe tecnologica
Dopo Chernobyl:
Lo Stato può proteggere la società dal rischio nucleare?
Seconda ansia: la legittimità democratica
Dopo il 1987:
I governi possono perseguire lo sviluppo dell’energia nucleare dopo una netta bocciatura al referendum?
Terza preoccupazione: la credibilità economica e ambientale
Durante il rilancio del periodo 2009-2011:
Un nuovo programma nucleare può dimostrare di possedere costi, sicurezza, gestione dei rifiuti e legittimità territoriale accettabili?
Quarta ansia: la dipendenza geopolitica
Dopo il 2022:
L’Italia può permettersi un sistema energetico strutturalmente esposto ai mercati esteri dei combustibili e agli shock geopolitici, pur perseguendo una profonda decarbonizzazione?
La politica nucleare del governo Meloni si è sviluppata principalmente nel contesto del quarto ambiente.
Ciò non cancella i tre precedenti.
Deve risolvere tutti e quattro i problemi simultaneamente.
Il nuovo programma deve dimostrare:
SAFETY
+
DEMOCRATIC LEGITIMACY
+
ECONOMIC CREDIBILITY
+
WASTE SOLUTION
+
GEOPOLITICAL RESILIENCE
+
INDUSTRIAL VALUEUn fallimento in una qualsiasi di queste categorie potrebbe ricreare le condizioni per un’altra inversione di tendenza politica.
La storia, dunque, offre un insegnamento fondamentale per il governo:
Il problema nucleare centrale dell’Italia non è mai stato solo la tecnologia dei reattori. È stata l’incapacità di mantenere, per diversi decenni, un accordo politicamente duraturo che collegasse tecnologia, rischio, territorio, costi e strategia nazionale.
Il governo guidato da Giorgia Meloni ha raggiunto un obiettivo storicamente importante: ha riportato l’energia nucleare dall’esclusione politica al centro della legislazione parlamentare e della pianificazione energetica nazionale.
Non ha ancora risolto la questione più difficile.
La questione si pone dopo l’approvazione parlamentare:
Riuscirà l’Italia a trasformare il rientro politico in un programma nucleare tecnicamente credibile, economicamente sostenibile, democraticamente duraturo e geopoliticamente resiliente, senza ripetere gli errori di rotta del 1987 e del 2011?
Al 27 settembre 2026 , la questione rimane ancora aperta.
Le prove non supportano né un successo predeterminato né un fallimento predeterminato.
Supporta una conclusione molto più ristretta:
Per la prima volta dal 2011, l’Italia ha oltrepassato la soglia istituzionale che separa il dibattito sull’opportunità di includere l’energia nucleare nella politica nazionale dalla creazione del quadro giuridico attraverso il quale un futuro programma nucleare potrebbe effettivamente essere autorizzato.
Questo è il significato storicamente accertato del ritorno dell’Italia al nucleare sotto il governo Meloni.
11.51 Schema della decisione finale: dallo stato referendario allo stato con opzione nucleare
ITALY 1987–1990
│
▼
NUCLEAR EXIT DECISION
│
▼
NO DOMESTIC GENERATION
│
┌───────────┼────────────┐
▼ ▼ ▼
GAS ROLE IMPORTS DECOMMISSIONING
│ │ │
└───────────┼────────────┘
▼
2009 RELAUNCH
│
▼
FUKUSHIMA
│
▼
2011 REFERENDUM
│
▼
SECOND POLITICAL EXIT
│
▼
2022 GAS SHOCK
│
▼
ENERGY-SECURITY REASSESSMENT
│
▼
2022 COALITION PROGRAMME
│
▼
MAY 2023 PARLIAMENT
│
▼
PNNS
│
▼
PNIEC 2024
│
▼
GOVERNMENT LEGAL DESIGN
│
▼
A.C. 2669
│
▼
CAMERA — 4/6/26
│
▼
SENATE — 23/9/26
│
▼
PARLIAMENTARY APPROVAL
│
▼
┌─────────────┐
│ ITALY 2026 │
└──────┬──────┘
│
▼
NUCLEAR-OPTION STATE
│
┌────────────────┼────────────────┐
▼ ▼ ▼
IMPLEMENTING TECHNOLOGY REGULATOR /
LEGISLATION DOWN-SELECT LICENSING
│ │ │
├────────────────┼────────────────┤
▼ ▼ ▼
SITE FUEL WASTE
│ │ │
└────────────────┼────────────────┘
▼
FINANCE
│
▼
FID
│
▼
CONSTRUCTION LICENCE
│
▼
CONSTRUCTION
│
▼
FIRST CRITICALITY
│
▼
DOMESTIC NUCLEAR POWER
NONE OF THE STAGES BELOW
“NUCLEAR-OPTION STATE” IS YET COMPLETE
AS OF 27 SEPTEMBER 2026
Questo capitolo opera deliberatamente la delicata distinzione tra fatti accertati e accuse attribuite, in particolare per gli episodi del 1987 e del 2011, pur documentando i casi in cui l’energia nucleare è stata indubbiamente utilizzata nell’ambito di una più ampia lotta per la legittimità del governo. Evita inoltre la semplificazione giuridicamente rischiosa secondo cui entrambi i referendum avrebbero costituito un divieto costituzionale permanente, ed evita anche l’errore opposto di affermare che i referendum siano ormai irrilevanti.
Sì. D’ora in poi userò esattamente questa gerarchia: H1 per il titolo del capitolo, H2 per le sezioni di primo livello, H3 solo quando è effettivamente necessario un secondo livello . Inoltre, renderò il capitolo più discorsivo ed eviterò di frammentarlo in decine di micro-sezioni numerate.
Capitolo 12 — Il finanziamento del programma nucleare italiano
L’Italia può decidere che l’energia nucleare debba far parte del suo futuro mix energetico, individuare siti tecnicamente fattibili, selezionare una tecnologia di reattore credibile, ricostruire il proprio sistema normativo e sviluppare una filiera industriale. Nessuna di queste decisioni, singolarmente o collettivamente, garantisce che un singolo reattore verrà mai costruito.
La transizione decisiva si verifica quando un progetto diventa finanziabile .
La bancabilità significa che gli istituti che forniscono capitale proprio e debito sono disposti a impegnare capitali a condizioni che consentano al progetto di raggiungere la fase di costruzione, di superare il periodo di costruzione e di generare un rendimento accettabile, mentre l’elettricità rimane sufficientemente accessibile da essere politicamente ed economicamente sostenibile.
Per l’energia nucleare, questa domanda è insolitamente complessa perché la tecnologia combina caratteristiche che i mercati finanziari normalmente preferiscono non vedere concentrate in un unico investimento:
- spese in conto capitale iniziali molto elevate;
- lunghi periodi di sviluppo prima della costruzione;
- lunghi periodi di costruzione prima di generare ricavi;
- rischio tecnologico e di esecuzione;
- Esposizione politica che si estende a diversi governi;
- rischio normativo;
- prezzi futuri dell’elettricità incerti;
- esposizione all’inflazione e ai tassi di interesse;
- lunga durata di vita utile degli asset;
- obblighi di smantellamento e gestione dei rifiuti che si estendono oltre il periodo di attività commerciale.
La conseguenza è fondamentale.
La questione che l’Italia si trova ad affrontare non è semplicemente:
Quanto costa un SMR?
La questione economicamente rilevante è:
Chi fornisce il capitale, a quale costo, quando viene recuperato, quale parte si assume ciascuna categoria di rischio e chi paga in definitiva se il progetto costa molto di più o richiede molto più tempo del previsto?
Questo è il vero problema di finanziamento.
Al 27 settembre 2026, l’Italia non ha ancora risposto .
Il disegno di legge di delega approvato dal Parlamento prevede finanziamenti per lo sviluppo del nuovo quadro normativo in materia nucleare, ma non per la costruzione di una flotta di reattori commerciali. L’articolo 5 del testo approvato dal Senato stanzia 20 milioni di euro per ciascuno degli anni 2027, 2028 e 2029 per investimenti connessi all’attuazione della delega, mentre stanziamenti separati, di entità relativamente inferiore, sono destinati ad attività di informazione pubblica. L’analisi tecnica parlamentare riconosce inoltre esplicitamente che le conseguenze finanziarie del futuro sostegno agli impianti nucleari non possono ancora essere quantificate ex ante e che le misure che genereranno spese aggiuntive richiederanno un’apposita legislazione di finanziamento.
Questa distinzione è essenziale.
CURRENT PUBLIC NUCLEAR PROGRAMME FUNDING
≠
REACTOR CAPEXI fondi attualmente disponibili finanziano la creazione dell’architettura del programma .
Non costituisce finanziamento per:
- un BWRX-300;
- una Rolls-Royce SMR;
- uno stabilimento NUWARD;
- un AP300;
- un reattore avanzato;
- o una flotta nazionale multigigawatt.
L’Italia deve quindi sviluppare una seconda architettura, da affiancare a quella giuridica e regolamentare già analizzata in questa relazione:
l’architettura finanziaria nucleare.
Tale struttura finanziaria determinerà in larga misura se il nucleare rimarrà un’opzione strategica o diventerà un programma infrastrutturale su cui investire.
12.1 Il finanziamento del nucleare è principalmente un problema di allocazione del rischio
Il costo di una centrale nucleare viene solitamente discusso come se fosse principalmente una grandezza ingegneristica.
Il linguaggio utilizzato è familiare:
- costo del pernottamento;
- €/kW;
- Spese in conto capitale totali del progetto;
- LCOE.
Quelle quantità contano.
Ma il finanziamento del nucleare introduce un’altra variabile in grado di trasformare il risultato economico finale anche quando il costo ingegneristico rimane invariato:
il costo del capitale.
L’Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE identifica il rischio di costruzione, il rischio legato al prezzo dell’energia elettrica e il rischio politico come tre dei fattori più importanti che incidono sul costo di finanziamento delle nuove centrali nucleari. La sua analisi conclude che la struttura finanziaria non può essere separata dall’allocazione di tali rischi.
L’Agenzia Internazionale dell’Energia giunge a una conclusione strettamente correlata. La sua analisi del 2025 rileva che i progetti nucleari rimangono difficili da finanziare a causa dell’elevata intensità di capitale, della durata della costruzione e della complessità tecnica, e che i governi continuano a svolgere un ruolo centrale anche laddove partecipano investitori privati.
Ciò genera un principio fondamentale per l’Italia:
Non esiste un modello di finanziamento in grado di far scomparire il rischio nucleare. Un modello di finanziamento determina soltanto chi si assume tale rischio e quando.
Tenete conto dei possibili ritardi nella costruzione.
Se un progetto da 3 miliardi di euro diventa un progetto da 4,5 miliardi di euro, il miliardo e mezzo di euro in più dovrà essere assorbito da qualche parte.
I possibili portatori includono:
VENDOR
│
├── fixed-price contract
│
▼
loss / reduced margin
INVESTORS
│
├── additional equity
│
▼
lower return
LENDERS
│
├── restructuring / additional debt
│
▼
higher financial exposure
CONSUMERS
│
├── regulated tariff / higher strike price
│
▼
higher electricity payments
STATE
│
├── guarantee / equity / rescue
│
▼
taxpayer exposureIl costo non è scomparso.
È stato assegnato.
Lo stesso vale per ogni rischio nucleare di rilievo.
Tabella 12.1-A — Principali rischi finanziari nel settore nucleare e soggetti che possono assumerseli
| Rischio | Conseguenze economiche | Possibile soggetto a rischio |
|---|---|---|
| fallimento dello sviluppo | Spese di pre-costruzione perse | Sviluppatore / Stato / fornitore |
| Ritardo nella concessione della licenza | Costi di sviluppo e finanziamento più elevati | Sviluppatore / Stato / investitori |
| Ritardo nei lavori | L’interesse aumenta durante la fase di costruzione. | Investitore / consumatore / Stato / appaltatore |
| sforamento delle spese in conto capitale | Sono necessari finanziamenti aggiuntivi | Fornitore / azionisti / Stato / consumatori |
| rischio legato al prezzo dell’energia elettrica | Le entrate potrebbero essere insufficienti | produttore / acquirente / consumatori / Stato |
| rischio di tasso d’interesse | Il debito diventa più costoso | Progetto / Stato / consumatore |
| Inflazione | Aumento dei costi di manodopera/materiali/progetto | Progetto / appaltatore / consumatore |
| Rischio tecnologico | Prestazioni inferiori alle aspettative di progettazione. | Venditore/proprietario |
| rischio legato al prezzo del carburante | variazioni dei costi operativi | Operatore |
| Rischio di disponibilità del carburante | L’impianto non può funzionare come previsto. | Operatore/Stato a seconda del supporto |
| Rischio di disponibilità | Vendite di energia elettrica più basse | Operatore |
| Chiusura politica | L’asset diventa bloccato | Investitore / Stato a seconda della protezione |
| Modifica della legge | Costi o funzionamento modificati | Investitore / Stato a seconda del contratto |
| Aumento dei costi di smaltimento dei rifiuti | La responsabilità del ciclo di vita aumenta | Operatore / fondo rifiuti / residuo statale |
| Aumento dei costi di smantellamento | Aumento dei costi di fine vita | Operatore / fondo / residuo statale |
| cambiamento della struttura del mercato | Modifiche all’architettura delle entrate | Investitore / Stato |
| Chiusura anticipata dell’impianto | Recupero del capitale interrotto | Investitore / consumatore / Stato a seconda del regime |
Questa tabella illustra il perché di affermazioni come:
“Il settore privato finanzierà i reattori”
sono incomplete.
Il settore privato può fornire capitali.
Ma la questione cruciale è:
Sotto quali tutele?
Una banca privata può concedere un prestito garantito da un progetto nucleare solo se la probabilità di rimborso è sufficientemente elevata.
Un investitore istituzionale può fornire capitale di rischio solo se il rendimento atteso compensa i rischi rimanenti.
Lo Stato può ridurre il rendimento richiesto assorbendo o mitigando alcuni rischi.
Ma poi parte del rischio si sposta su:
- contribuenti;
- consumatori di energia elettrica;
- Bilanci del settore pubblico;
- governi futuri.
Il problema del finanziamento consiste dunque, in ultima analisi, in un’allocazione del rischio sovrano, dei rischi dei consumatori e dei rischi privati .
Il progetto nucleare si articola in tre distinti periodi finanziari.
Una distinzione utile è quella tra:
DEVELOPMENT
↓
CONSTRUCTION
↓
OPERATIONPresentano condizioni di finanziamento fondamentalmente diverse.
Durante la fase di sviluppo , il progetto investe denaro ma potrebbe non ottenere mai l’autorizzazione. Le spese per ingegneria, studi di fattibilità, adempimenti normativi e preparazione degli appalti rappresentano quindi un capitale ad alto rischio.
Durante la fase di costruzione , le spese in conto capitale aumentano vertiginosamente, eppure il reattore non produce ancora elettricità. Questa è solitamente la fase di finanziamento più complessa.
Durante la fase operativa , l’impianto inizia finalmente a generare ricavi. A quel punto, il rischio si trasforma. Il rischio di costruzione scompare, mentre le prestazioni operative, i prezzi dell’energia elettrica, il carburante e le politiche a lungo termine diventano i fattori predominanti.
Ciò significa che uno strumento di finanziamento efficace durante la fase operativa potrebbe risultare insufficiente durante la fase di costruzione.
Questa è una delle distinzioni più importanti tra un Contratto per Differenza e una struttura di Base Patrimoniale Regolamentata .
Il primo serve principalmente a stabilizzare le entrate derivanti dall’energia elettrica dopo l’avvio della produzione.
Quest’ultima può iniziare a generare entrate regolamentate prima del completamento dell’impianto.
Questa distinzione modifica sostanzialmente i costi di finanziamento e il trasferimento del rischio.
12.2 Gli strumenti di finanziamento a disposizione dell’Italia
L’Italia non dovrebbe decidere di aver bisogno di un “modello di finanziamento nucleare” e poi importare meccanicamente il modello utilizzato da un altro Paese.
I diversi modelli nazionali riflettono differenze:
- capacità fiscali;
- strutture di servizio;
- mercati dell’energia elettrica;
- sistemi di regolamentazione;
- scelte politiche;
- tolleranza al rischio.
L’Italia dovrebbe invece considerare il finanziamento come un esercizio di progettazione.
Gli strumenti principali possono essere combinati.
12.2.1 Modelli di sostegno alle entrate: CfD, RAB e PPA a lungo termine
La prima categoria non fornisce necessariamente il capitale necessario per la costruzione.
Ciò infonde maggiore fiducia negli investitori, che prevedono che, una volta realizzato l’impianto, questo genererà ricavi sufficientemente prevedibili.
Questo è fondamentale perché i prezzi futuri dell’elettricità all’ingrosso nei prossimi quaranta o sessant’anni non possono essere previsti con sufficiente affidabilità per giustificare investimenti nel nucleare ad alto indebitamento.
Un reattore puramente commerciale accetterebbe in pratica:
CAPEX TODAY
↓
YEARS OF CONSTRUCTION
↓
FUTURE WHOLESALE PRICE
UNKNOWN
↓
REVENUE UNCERTAINTale esposizione aumenta sostanzialmente il rendimento richiesto dagli investitori.
Per un primo reattore italiano, un finanziamento puramente commerciale trasferirebbe quindi all’investitore contemporaneamente il rischio di costruzione e il rischio di prezzo di mercato a lungo termine.
Le evidenze internazionali suggeriscono che questa sia una combinazione particolarmente difficile per la costruzione di nuove centrali nucleari. Il lavoro dell’OCSE-NEA sottolinea l’importanza della stabilizzazione dei ricavi a lungo termine attraverso meccanismi quali tariffe, PPA (Power Purchase Agreement) e Contratti per Differenza.
Il contratto per la differenza
Un CFD bidirezionale stabilisce un prezzo di riferimento o prezzo di esercizio.
In forma semplificata:
IF MARKET PRICE < STRIKE PRICE
support mechanism
↓
pays difference
↓
generator
IF MARKET PRICE > STRIKE PRICE
generator
↓
returns difference
↓
support mechanism / consumersL’obiettivo economico non è semplicemente quello di sovvenzionare l’energia nucleare.
Serve a ridurre l’incertezza delle entrate.
Una minore incertezza può ridurre il rendimento richiesto dagli investitori e, di conseguenza, il costo di finanziamento implicito in ogni MWh.
L’esempio nucleare europeo più noto è quello di Hinkley Point C nel Regno Unito. Il suo contratto per la difesa (CfD) prevedeva inizialmente un prezzo di esercizio di 92,50 sterline/MWh (valore del 2012) per 35 anni, con una riduzione di 3 sterline/MWh a seguito del soddisfacimento della condizione di Sizewell C.
Hinkley illustra sia i vantaggi che i limiti del modello CfD.
Garantisce una solida certezza dei ricavi operativi a lungo termine.
Tuttavia, il CfD di per sé non elimina il rischio di finanziamento durante la fase di costruzione, poiché i pagamenti avvengono principalmente dopo l’inizio della produzione di energia elettrica.
Perciò:
CfD
SOLVES / REDUCES:
electricity-price risk
DOES NOT AUTOMATICALLY SOLVE:
construction risk
CAPEX overrun
completion riskPer l’Italia, un CfD bilaterale potrebbe essere particolarmente importante perché le norme del mercato elettrico dell’UE ora includono esplicitamente l’energia nucleare tra le tecnologie ammissibili al sostegno diretto dei prezzi tramite CfD bilaterali o meccanismi equivalenti.
Ai sensi del regolamento (UE) 2024/1747, i regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuove centrali nucleari conclusi a partire dal 17 luglio 2027 devono, ove applicabili le disposizioni pertinenti, assumere la forma di un contratto per differenza (CfD) bilaterale o di un accordo equivalente avente gli stessi effetti. Il regolamento richiede inoltre di preservare un’efficiente partecipazione al mercato e di limitare le distorsioni della concorrenza.
Ciò rende il CfD bilaterale uno strumento particolarmente rilevante per qualsiasi programma commerciale italiano che inizi nella seconda metà del decennio.
Ciò non significa, tuttavia, che l’approvazione della Commissione sia automatica.
L’analisi degli aiuti di Stato rimane separata.
Il modello della base patrimoniale regolamentata
Il modello RAB affronta il problema del finanziamento da un’altra prospettiva.
Anziché attendere l’inizio della produzione di energia elettrica, il progetto riceve un introito regolamentato consentito durante una parte o l’intera durata della costruzione.
Il Regno Unito ha introdotto il modello specificamente per il nuovo nucleare attraverso il Nuclear Energy (Financing) Act 2022.
Secondo questo modello, la società nucleare può ricevere entrate regolamentate durante:
- progetto;
- costruzione;
- messa in servizio;
- operazione.
I costi vengono riscossi tramite i fornitori di energia elettrica e infine trasferiti ai consumatori. La motivazione addotta dal governo britannico è che un incasso anticipato riduce il fabbisogno di finanziamento durante la fase di costruzione e, di conseguenza, diminuisce il costo totale del capitale.
Sizewell C sta attualmente implementando questa architettura. I consumatori hanno iniziato a contribuire attraverso il prelievo RAB per il nucleare nel gennaio 2026, prima che la centrale producesse elettricità. Il business case del progetto, pubblicato nel 2026, afferma esplicitamente che questo approccio riduce l’effetto cumulativo dei costi di finanziamento durante la costruzione.
Questo è il compromesso centrale del RAB.
RAB ADVANTAGE
EARLY REGULATED REVENUE
↓
LOWER INVESTOR RISK
↓
LOWER COST OF CAPITAL
↓
LOWER LIFETIME FINANCING COST
RAB DISADVANTAGE
CONSUMERS START PAYING
↓
BEFORE ELECTRICITY EXISTS
↓
CONSUMERS EXPOSED TO
CONSTRUCTION PERFORMANCENon si tratta semplicemente di una distinzione tecnica in materia di finanziamenti.
Si tratta di una scelta politica.
In un contratto CfD convenzionale, i consumatori pagano principalmente solo dopo che il prodotto è stato effettivamente realizzato.
Con un modello RAB, i consumatori potrebbero iniziare a pagare anni prima.
Pertanto, un modello italiano di tipo RAB richiederebbe una trasparenza eccezionale riguardo a:
- budget di costruzione approvato;
- meccanismi di controllo dei costi;
- poteri di regolamentazione;
- condivisione degli overflow;
- rendimento consentito;
- traguardi;
- annullamento del progetto;
- recupero;
- risarcimento ai consumatori
Un sistema RAB mal progettato può ridurre i costi di finanziamento trasferendo un rischio eccessivo di costruzione ai consumatori.
Un sistema RAB ben progettato può ridurre il premio di rischio in misura tale da far diminuire il costo totale per il consumatore nell’arco della sua vita, nonostante i pagamenti anticipati.
Il risultato dipende dalla governance.
Contratti di acquisto di energia a lungo termine
Un PPA a lungo termine può fornire un’ulteriore forma di certezza delle entrate.
Per esempio:
NUCLEAR PROJECT
│
▼
20–30 YEAR PPA
│
▼
DATA CENTRE
INDUSTRIAL CONSORTIUM
UTILITY
PUBLIC OFFTAKERQuesto può risultare interessante per i grandi consumatori che cercano:
- elettricità affidabile a basse emissioni di carbonio;
- prezzo prevedibile a lungo termine;
- credenziali di decarbonizzazione.
La crescente domanda di data center in Italia e le esigenze di decarbonizzazione industriale rendono questo modello particolarmente rilevante.
Ma un PPA non risolve automaticamente un problema di finanziamento FOAK.
Il valore finanziario del PPA dipende da:
- qualità creditizia dell’acquirente;
- durata del contratto;
- disposizioni di cessazione del rapporto di lavoro;
- struttura dei prezzi;
- trattamento del ritardo del progetto;
- volume minimo;
- rischio cliente sostitutivo.
Un’azienda tecnologica su scala hyperscale può avere un’eccellente qualità creditizia.
Ma una centrale nucleare con una durata prevista di sessant’anni non può presumere che un cliente di un data center rimarrà commercialmente invariato per sessant’anni.
La struttura appropriata può quindi combinare:
BASE REVENUE STABILISATION
+
SELECTED CORPORATE PPAs
+
MARKET EXPOSUREpiuttosto che rendere un singolo cliente industriale responsabile dell’intero business case del progetto.
12.2.2 Strumenti dal lato del capitale: azioni quotate, prestiti e garanzie
La certezza delle entrate affronta solo un aspetto del progetto.
Il secondo aspetto riguarda l’effettiva fornitura di capitale.
Un progetto nucleare può attingere a:
- Capitale proprio dello sponsor;
- equità istituzionale;
- bilancio delle utenze;
- debito commerciale;
- prestiti statali;
- Debito garantito dallo Stato;
- agenzie di credito all’esportazione;
- Strumenti finanziari europei.
Finanziamento del bilancio aziendale
Un’azienda di servizi pubblici finanziariamente solida può finanziare parte di un reattore utilizzando il proprio bilancio.
Il vantaggio sta nella semplicità.
Lo svantaggio è la concentrazione.
Un progetto nucleare di dimensioni sufficientemente grandi può compromettere la solvibilità dell’azienda stessa qualora i costi di costruzione superino di gran lunga i limiti previsti.
Per l’Italia questo è importante perché la questione del finanziamento del FOAK non dovrebbe ridursi alla semplice valutazione se Enel, Edison o un’altra società siano teoricamente abbastanza grandi da poter investire.
La domanda è:
Quanto rischio legato alla costruzione di centrali nucleari può assorbire il bilancio di una singola azienda senza compromettere il suo più ampio programma di investimenti?
Questo più ampio programma di investimenti comprende:
- griglie;
- energie rinnovabili;
- magazzinaggio;
- operazioni internazionali;
- generazione convenzionale;
- infrastrutture del cliente.
Lo Stato dovrebbe pertanto evitare di creare una struttura in cui un’unica azienda di servizi pubblici nazionale diventi di fatto un assorbitore di rischi FOAK illimitati.
Equità statale
Il governo può investire direttamente nella società che gestisce il progetto.
Ciò fornisce capitali e segnala un impegno politico.
Può inoltre ridurre la percezione del rischio politico.
Ma l’equità statale trasforma il rischio del progetto in un investimento esplicito da parte del contribuente.
Se il progetto avrà successo:
STATE
↓
receives shareholder valueSe non funziona:
STATE
↓
absorbs equity lossLa struttura di Sizewell C rappresenta un modello ibrido moderno. Secondo il business plan del progetto per il 2026, il governo britannico detiene il 44,9% del capitale azionario, insieme a investitori istituzionali e industriali.
In teoria, l’Italia potrebbe adottare un modello analogo di società di progetto pubblico-privata.
Ma la decisione di adottare l’equità statale dovrebbe seguire una valutazione MEF separata perché crea:
- esposizione fiscale diretta;
- obblighi di governance;
- potenziali questioni relative al consolidamento;
- pressioni politiche durante gli sforamenti di bilancio.
prestiti garantiti dallo Stato
I prestiti governativi possono ridurre drasticamente i costi di finanziamento perché i prestiti sovrani di solito prevedono tassi di interesse inferiori rispetto ai finanziamenti di progetto esposti al rischio di costruzione.
Il modello ceco di Dukovany è particolarmente importante per l’Italia perché opera all’interno dell’ordinamento giuridico dell’UE.
Per il pacchetto di sostegno per unità singola approvato dalla Commissione europea nel 2024, il progetto ceco ha combinato:
- un prestito statale agevolato che copre la maggior parte dei costi di costruzione;
- un meccanismo di sostegno alle entrate della durata di 40 anni, simile per effetto a un CfD bilaterale;
- protezione contro specifici cambiamenti politici o di politica;
- meccanismi di recupero dei compensi per prevenire retribuzioni eccessive;
- requisiti volti a preservare la partecipazione al mercato.
Si tratta di un modello estremamente istruttivo.
Ciò dimostra che l’architettura di finanziamento non deve necessariamente essere:
STATE
OR
PRIVATE MARKETIn alternativa, può essere:
STATE CHEAP DEBT
+
PRIVATE / UTILITY EQUITY
+
LONG-TERM REVENUE SUPPORT
+
MARKET PARTICIPATION
+
CLAWBACKTuttavia, il successivo tentativo ceco di estendere il supporto a due nuove unità ha innescato una nuova indagine formale della Commissione nel dicembre 2025.
Il pacchetto proposto comprendeva un prestito statale a basso interesse, inizialmente stimato tra i 23 e i 30 miliardi di euro, un contratto di deposito per difesa (CfD) bilaterale della durata di 40 anni e una protezione contro cambiamenti politici sfavorevoli. La Commissione ha avviato un’indagine approfondita anziché concedere l’approvazione automatica.
Tale sviluppo è direttamente rilevante per l’Italia.
Ciò dimostra che:
L’approvazione di un modello di aiuti di Stato al nucleare non crea un precedente illimitato per altri modelli.
Le dimensioni contano.
Il design è importante.
L’impatto sul mercato è importante.
Garanzie statali
Anziché erogare prestiti diretti, il governo può garantire parte del debito relativo al progetto.
Ciò può ridurre il rischio per il creditore.
Ma l’esposizione economica non scompare.
Una garanzia crea una passività potenziale:
NO PROJECT FAILURE
↓
STATE PAYS NOTHING
PROJECT DEFAULT
↓
GUARANTEE CALLED
↓
STATE PAYSQuesto tipo di esposizione è politicamente attraente perché il costo fiscale può inizialmente apparire esiguo.
Può anche diventare pericoloso perché il bilancio complessivo potrebbe sottovalutare il rischio assunto dallo Stato.
Per questo motivo, le garanzie devono essere valutate come opzioni finanziarie e riportate esplicitamente nei conti pubblici e nel registro dei rischi di programma.
L’Italia non dovrebbe mai descrivere il debito commerciale garantito come:
“Finanziamento interamente privato.”
Si tratta di capitale privato con garanzia di credito pubblico.
strumenti europei
L’Europa può sostenere parte della struttura di finanziamento, ma gli strumenti attuali non devono essere confusi con un sostituto del finanziamento nazionale dei progetti.
Il meccanismo di prestito Euratom può finanziare investimenti nel settore dell’energia nucleare e del ciclo del combustibile negli Stati membri, ma il suo attuale limite massimo complessivo di prestito è di 4 miliardi di euro, di cui circa 3,67 miliardi di euro sono già stati stanziati. La Commissione non segnala alcuna operazione di prestito Euratom in corso.
Pertanto, l’attuale pacchetto di prestiti Euratom, senza riforme o ampliamenti, è di gran lunga insufficiente a finanziare una flotta italiana di dimensioni significative.
La strategia SMR della Commissione europea del marzo 2026 prevede anche un ulteriore finanziamento di 200 milioni di euro da parte di InvestEU per le prime tecnologie nucleari innovative a fini commerciali. Questo può contribuire a ridurre i rischi dei progetti e a mobilitare capitali privati, ma 200 milioni di euro a livello UE rappresentano chiaramente uno strumento catalizzatore piuttosto che un finanziamento CAPEX per i reattori.
Anche la Banca europea per gli investimenti sta acquisendo maggiore importanza. Nel luglio 2026, la BEI ha approvato un prestito di 800 milioni di euro per l’ammodernamento della centrale nucleare rumena di Cernavodă, dimostrando che il finanziamento del nucleare può rientrare nelle sue attuali attività in materia di autonomia energetica e transizione.
Per l’Italia, le istituzioni europee possono quindi contribuire a:
- debito;
- garanzie;
- Ricerca e sviluppo;
- investimenti nella catena di approvvigionamento;
- impianti del ciclo del combustibile;
- Riduzione precoce del rischio FOAK.
Al momento non si può presumere che finanzieranno la maggior parte della costruzione di reattori nucleari a livello nazionale.
Tabella 12.2-A — Principali modelli di finanziamento a disposizione dell’Italia
| Modello | Ricavi del periodo di costruzione | certezza del prezzo | Esposizione pubblica | Punto di forza principale | Debolezza principale |
|---|---|---|---|---|---|
| Mercante puro | NO | Nessuno | Inizialmente basso | Massima disciplina di mercato | Molto difficile per FOAK nucleare |
| bilancio dei servizi di pubblica utilità | NO | Dipende dal mercato | Indiretto | Struttura proprietaria semplice | Concentra il rischio sull’utilità |
| PPA aziendale | Normalmente no | Elevato per la produzione contrattata | Basso-medio | Un forte acquirente sostiene i ricavi | Non elimina il rischio di costruzione |
| CFD bidirezionale | Normalmente dopo la generazione | Alto | Sostegno ai consumatori/allo Stato | Riduce il rischio di prezzo | Il finanziamento delle costruzioni rimane difficile |
| RAB | SÌ | Regolamentato | Esposizione dei consumatori durante la costruzione | Può ridurre significativamente il costo del capitale | I consumatori pagano prima del completamento |
| Prestito statale + CFD | Debito erogato a basso costo + supporto operativo | Alto | Alto ma visibile | Elevata bancabilità | esposizione del bilancio statale |
| Capitale pubblico + capitale privato | Dipende dal regime fiscale | Dipende | Equità diretta dei contribuenti | Allinea gli interessi dello Stato e degli investitori | Esposizione politico-fiscale |
| Debito garantito dallo Stato | No, a meno che non sia abbinato al supporto | Dipende | Contingente | Riduce i costi di finanziamento | rischio fiscale nascosto/contingente |
| Finanziamento del credito all’esportazione | Normalmente no | Dipende | Sostegno sovrano estero/CEA | Supporta le esportazioni dei fornitori | Può limitare la scelta del fornitore |
| Struttura ibrida | Progettazione specifica | Elevato se strutturato correttamente | Condiviso | Consente l’ottimizzazione del rischio | Governance complessa |
L’Italia dovrebbe partire dal presupposto che la risposta realistica sarà probabilmente un sistema ibrido , non un singolo strumento.
12.3 Il costo del capitale può modificare l’economia tanto quanto il costo del reattore
Le centrali nucleari sono particolarmente sensibili ai costi di finanziamento perché ingenti somme di denaro vengono impegnate anni prima che inizino a generare ricavi commerciali.
Ciò suscita interesse durante la fase di costruzione .
Quanto più lungo è il periodo di costruzione e tanto maggiore è il rendimento del capitale richiesto, tanto maggiore sarà la differenza tra:
costo di ingegneria notturna
E
costo in fase di esercizio commerciale.
Consideriamo un esempio puramente illustrativo.
Assumere:
- Il costo del progetto è aumentato da un giorno all’altro di 3 miliardi di euro;
- programma di costruzione settennale;
- Spese in conto capitale distribuite equamente nell’arco dei sette anni;
- I costi di finanziamento vengono capitalizzati fino all’entrata in funzione dell’attività commerciale.
Questa non è una stima per un reattore specifico.
Si tratta semplicemente di una dimostrazione di sensibilità finanziaria.
Tabella 12.3-A — Effetto illustrativo del costo di finanziamento durante la costruzione
| Tasso di finanziamento | Spese di costruzione notturne | Costo totale approssimativo durante l’esercizio | Aggiunta di finanziamento |
|---|---|---|---|
| 4% | 3,0 miliardi di euro | ~3,52 miliardi di euro | Circa 0,52 miliardi di euro |
| 7% | 3,0 miliardi di euro | Circa 3,97 miliardi di euro | Circa 0,97 miliardi di euro |
| 10% | 3,0 miliardi di euro | ~4,47 miliardi di euro | Circa 1,47 miliardi di euro |
| 12% | 3,0 miliardi di euro | ~4,84 miliardi di euro | ~1,84 miliardi di euro |
Queste cifre escludono intenzionalmente molte delle reali complessità del progetto.
Semplicemente illustrano un concetto matematico:
SAME REACTOR
SAME CONCRETE
SAME TURBINE
SAME LABOUR
BUT
DIFFERENT COST OF CAPITAL
↓
VERY DIFFERENT FINAL COSTEcco perché confrontare i fornitori di reattori basandosi esclusivamente sul costo orario per kW (€/kW) può essere fuorviante.
Un reattore con:
€5,000/kW
at expensive financepuò in definitiva risultare più costoso di uno con:
€6,000/kW
at materially cheaper financea seconda della programmazione e del rischio.
12.3.1 Perché il WACC diventa una variabile strategica
Il costo medio ponderato del capitale (WACC) rappresenta il rendimento richiesto complessivo su:
- debito;
- capitale proprio.
In forma semplificata:
WACC
=
cost of debt × debt share
+
cost of equity × equity shareadeguato ove opportuno in base alla tassazione e alla struttura.
Gli investitori richiedono un rendimento maggiore quando percepiscono un rischio più elevato.
Pertanto, il WACC può essere ridotto attraverso:
- tecnologia matura;
- Licenza completata;
- quadro politico stabile;
- gestione affidabile dei lavori di costruzione;
- entrate garantite o regolamentate;
- Sostegno creditizio statale;
- solide garanzie da parte del fornitore;
- programma di flotta replicabile.
Questo crea un forte legame tra capitoli che altrimenti potrebbero apparire separati.
REGULATORY CERTAINTY
↓
LOWER RISK
STANDARDISED DESIGN
↓
LOWER RISK
PROVEN FOAK ABROAD
↓
LOWER RISK
LONG-TERM REVENUE CONTRACT
↓
LOWER RISK
POLITICAL DURABILITY
↓
LOWER RISK
LOWER RISK
↓
LOWER WACC
↓
LOWER NUCLEAR COSTCiò significa che l’instabilità politica analizzata nel capitolo 11 ha un costo finanziario diretto.
Se gli investitori ritengono che un futuro governo italiano potrebbe:
- invertire il programma nucleare;
- modificare il meccanismo di supporto;
- bloccare il sito;
- riscrivere le regole del mercato;
- impedire l’operazione;
Chiederanno protezione o un rendimento maggiore.
Perciò:
La credibilità politica è una risorsa finanziaria.
La sequenza italiana ripetuta:
EXIT
→ RELAUNCH
→ EXIT
→ RELAUNCHpuò tradursi direttamente in un premio di rischio politico, a meno che il programma non stabilisca tutele legali e contrattuali sufficientemente solide.
Il rischio di costruzione è il rischio di finanziamento più pericoloso.
Un CfD può essere utile per affrontare l’incertezza relativa al prezzo dell’energia elettrica.
Non è in grado di versare cemento.
Il problema centrale della costruzione di nuove centrali nucleari rimane la sua implementazione.
Un recente studio del gruppo OECD-NEA sul finanziamento degli impianti conclude che il rischio di costruzione e di completamento è tra i parametri più critici nei progetti di costruzione di nuove centrali nucleari.
Un ritardo di un anno crea diversi effetti simultanei:
ONE-YEAR DELAY
│
├── additional site cost
├── additional labour
├── additional project management
├── inflation
├── additional interest
├── deferred electricity revenue
└── possible contractual claimsEcco perché gli istituti di credito che finanziano progetti sono restii ad assumersi il rischio illimitato di costruzione di centrali nucleari.
Il primo progetto italiano dovrebbe pertanto contenere norme contrattuali esplicite che disciplinino:
- data di completamento prevista;
- ritardo massimo accettabile;
- contingenza;
- responsabilità del fornitore;
- forza maggiore;
- ritardo normativo;
- Ritardo causato dal proprietario;
- risarcimento danni predeterminato;
- requisiti di equità aggiuntivi;
- fattori scatenanti l’intervento del governo.
FOAK e il finanziamento delle flotte non dovrebbero essere trattati allo stesso modo
È necessaria un’importante distinzione tra:
ITALIAN FOAKE
ITALIAN NOAK / FLEET REPLICATIONAnche se l’Italia scegliesse un reattore già operativo all’estero, la prima unità italiana conterrebbe comunque elementi FOAK nazionali:
- Patente italiana;
- Sito italiano;
- filiera produttiva italiana;
- Integrazione della rete elettrica italiana;
- forza lavoro italiana;
- Pianificazione italiana per le emergenze.
Ciò giustifica una riserva di finanziamento più elevata.
Se il primo impianto avrà successo e seguiranno impianti identici, il rischio dovrebbe diminuire.
La struttura di finanziamento dovrebbe pertanto essere concepita in modo da cogliere le opportunità di apprendimento.
Per esempio:
FOA
- maggiore sostegno statale;
- maggiore contingenza;
- debito conservativo;
- garanzie più solide.
Unità 2–4
- ridurre il rischio per la collettività;
- maggiore debito privato;
- rendimento richiesto inferiore.
flotta matura
- finanziamenti infrastrutturali sempre più convenzionali.
Il governo dovrebbe opporsi alla strada opposta:
FOAK FAILS TO CONTROL COST
↓
STATE SUPPORT INCREASES
↓
SECOND PROJECT RECEIVES
EVEN GREATER GUARANTEECiò finirebbe per socializzare le scarse prestazioni anziché premiare l’apprendimento.
12.4 Gli aiuti di Stato dell’UE e la legislazione sul mercato dell’elettricità fanno parte del modello di finanziamento
L’Italia non può concepire il finanziamento del nucleare unicamente come una decisione di bilancio nazionale.
Il programma si inserisce in:
- Norme dell’UE sul mercato elettrico;
- Legge sugli aiuti di Stato;
- diritto della concorrenza;
- diritto degli appalti pubblici;
- Legge Euratom.
Il riconoscimento dell’energia nucleare da parte dell’UE non garantisce l’approvazione automatica di alcun meccanismo di finanziamento.
Questa distinzione è essenziale:
NUCLEAR PERMITTED IN ENERGY MIX
≠
EU TAXONOMY ELIGIBILITY
≠
STATE-AID APPROVAL
≠
PUBLIC PROCUREMENT COMPLIANCECiascuna rappresenta una questione legale diversa.
I contratti per depositi a due vie ora hanno un quadro normativo specifico dell’UE.
La riforma del mercato elettrico del 2024 è di grande rilevanza per l’Italia.
Per i nuovi investimenti nel settore nucleare che rientrano nei regimi di sostegno diretto dei prezzi, il regolamento stabilisce che i contratti per differenza (CfD) bilaterali o regimi equivalenti costituiranno la forma standard a partire dal 17 luglio 2027.
Lo scopo è quello di combinare:
- prevedibilità dei ricavi per il produttore;
- rimborso delle entrate in eccesso quando i prezzi di mercato sono elevati;
- esposizione continua a segnali di mercato affidabili;
- protezione contro le distorsioni eccessive.
Tale struttura si allinea bene con le esigenze di finanziamento del nucleare.
Tuttavia, gli aiuti di Stato necessitano ancora di una valutazione separata ai sensi degli articoli 107 e 108 del TFUE.
Il precedente di Dukovany è utile, ma non è un assegno in bianco.
L’approvazione da parte della Commissione del meccanismo di sostegno ceco nel 2024 è particolarmente istruttiva perché mostra cosa la Commissione ha esaminato.
Il pacchetto ceco è stato modificato per includere:
- un meccanismo di ricavo bidirezionale;
- riduzione della durata del sostegno da 60 a 40 anni;
- calibrazione del supporto per colmare il divario di finanziamento del progetto;
- controlli sul rendimento per gli azionisti;
- recupero degli utili aggiuntivi;
- continua esposizione ai segnali del mercato all’ingrosso;
- requisiti di vendita sul mercato libero per gran parte della produzione dell’impianto.
Ciò dimostra la preoccupazione della Commissione riguardo a:
NECESSITY
+
PROPORTIONALITY
+
NO OVERCOMPENSATION
+
COMPETITION
+
MARKET PARTICIPATIONL’Italia dovrebbe integrare questi principi nella propria architettura finanziaria fin dall’inizio, anziché elaborare un pacchetto di sostegno e tentare di correggerlo in seguito durante la revisione di Bruxelles.
L’indagine della Commissione del dicembre 2025 sul pacchetto ampliato di due unità abitative di Dukovany fornisce un ulteriore monito.
Anche laddove un pacchetto di supporto per un singolo reattore sia stato precedentemente approvato, un pacchetto successivo di dimensioni maggiori può richiedere una nuova indagine perché:
- cambiamenti di scala;
- modifiche al finanziamento;
- Gli effetti competitivi cambiano.
L’Italia dovrebbe quindi avviare un dialogo sugli aiuti di Stato prima della FID
La sequenza inefficiente sarebbe:
ITALY DESIGNS SUPPORT MODEL
↓
PROJECT SELECTED
↓
FINANCIAL TERMS AGREED
↓
STATE AID NOTIFIED
↓
COMMISSION REQUIRES REDESIGNLa sequenza più forte è:
PRELIMINARY FINANCING MODEL
↓
EARLY COMMISSION DIALOGUE
↓
COMPETITION / MARKET TEST
↓
MODEL REFINED
↓
PROCUREMENT
↓
FINAL NOTIFICATION
↓
FIDIl processo di aiuti di Stato dovrebbe quindi procedere in parallelo con:
- selezione della tecnologia;
- Progettazione per proprietario/gestore;
- progettazione del mercato dell’energia elettrica;
- pianificazione fiscale.
Il sostegno statale non dovrebbe eliminare la disciplina del mercato elettrico.
La produzione di energia nucleare dovrebbe continuare a rispondere ai segnali del mercato laddove tecnicamente appropriato.
Il modello ceco dimostra un possibile approccio: anche con un sostegno alle entrate a lungo termine, l’impianto rimane esposto ai prezzi di mercato effettivi nelle sue decisioni operative.
Questo aspetto assume un’importanza sempre maggiore in un sistema italiano caratterizzato da un’elevata penetrazione dell’energia solare.
Durante i periodi di prezzi dell’elettricità estremamente bassi, gli operatori del settore nucleare dovrebbero mantenere gli incentivi per:
- ottimizzare la manutenzione;
- ridurre la produzione laddove tecnicamente efficiente;
- reindirizzare l’energia verso il calore o l’idrogeno laddove possibile;
- evitare distorsioni di mercato dovute a inefficienze.
Il sistema di supporto non deve diventare:
GENERATOR PRODUCES
REGARDLESS OF SYSTEM VALUE
↓
CONSUMER ALWAYS PAYSDovrebbe invece puntare a:
INVESTMENT REVENUE CERTAINTY
+
OPERATING MARKET DISCIPLINEIl sostegno finanziario dell’UE può ridurre il rischio, ma non può sostituire le decisioni italiane.
La strategia europea per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) del 2026 riconosce il finanziamento come un ostacolo fondamentale alla loro diffusione.
Il documento afferma esplicitamente che il modello di business degli SMR deve ancora dimostrare la fattibilità della costruzione modulare seriale nella pratica e chiede l’adozione di strumenti pubblici di riduzione del rischio per mobilitare gli investimenti privati.
Questo è importante per l’Italia.
Ma ciò non deve generare l’illusione che Bruxelles finanzierà la flotta.
Gli attuali strumenti europei sono principalmente catalitici.
Tabella 12.4-A — Strumenti europei rilevanti per un programma nucleare italiano
| Strumento | potenziale ruolo | Limitazione |
|---|---|---|
| Quadro bilaterale UE per gli accordi di difesa (CfD). | Consente un sostegno strutturato dei prezzi a lungo termine | Il programma nazionale richiede ancora la conformità in termini di progettazione e aiuti di Stato. |
| Garanzia InvestEU SMR | Riduzione del rischio FOAK | La scala proposta è piccola rispetto al CAPEX del reattore. |
| Fondo per l’innovazione | Supporto tecnologico innovativo/pre-commerciale | Non si tratta di un finanziamento completo per la flotta commerciale. |
| prestiti Eurotom | Finanziamenti per progetti nucleari/del ciclo del combustibile | Il tetto massimo complessivo esistente di 4 miliardi di euro è stato in gran parte assegnato |
| BEI | Supporto al debito/progetto | è necessaria una valutazione specifica del progetto |
| IPCEI | Cooperazione innovativa nell’industria nucleare | Strumento principalmente industriale/di innovazione |
| Quadro normativo dell’UE in materia di aiuti di Stato | Consente il supporto pubblico compatibile | Richiede un test di necessità/proporzionalità/concorrenza |
Pertanto, le aspettative italiane appropriate sono:
Gli strumenti europei possono ridurre parte dei costi di finanziamento del programma. Non decideranno però chi pagherà per la flotta italiana.
Questa rimane principalmente una decisione politica italiana.
12.5 Un’architettura di finanziamento italiana credibile dovrebbe separare il sostegno FOAK dai sussidi permanenti
L’Italia non dovrebbe iniziare scegliendo un’etichetta di finanziamento.
Bisogna iniziare definendo il problema da risolvere.
Per il primo reattore commerciale, l’architettura di finanziamento deve fornire sufficiente certezza per coprire:
- rischio di sviluppo;
- rischio di costruzione;
- rischio a lungo termine legato ai prezzi dell’energia elettrica;
- rischio politico e normativo;
prevenendo al contempo:
- responsabilità illimitata del contribuente;
- esposizione illimitata ai consumatori;
- reclami incontrollati da parte dei fornitori;
- rendimenti eccessivi per gli investitori.
Un ragionevole punto di partenza analitico per un FOAK italiano sarebbe quindi un’architettura di finanziamento ibrida .
Questa non è una raccomandazione affinché l’Italia adotti oggi una struttura precisa.
È la struttura che dovrebbe essere testata durante la fase di progettazione finanziaria dettagliata.
Potenziale architettura italiana FOAK
ITALIAN STATE
│
┌─────────────┼─────────────┐
│ │ │
▼ ▼ ▼
LIMITED EQUITY CHEAP / GUARANTEED POLITICAL /
SENIOR DEBT REGULATORY
PROTECTION
│ │ │
└─────────────┼─────────────┘
▼
PROJECT COMPANY
│
PRIVATE EQUITY
│
VENDOR COMMITMENT
│
▼
CONSTRUCTION
│
▼
COMMISSIONING
│
▼
TWO-WAY CfD
│
┌─────────────┼─────────────┐
▼ ▼ ▼
MARKET SALES INDUSTRIAL CORPORATE
OFFTAKE PPAs
Un modello di questo tipo potrebbe separare gli obiettivi chiave.
Il coinvolgimento del pubblico potrebbe ridurre il premio di rischio laddove i mercati non siano in grado di sopportare il rischio in modo efficiente.
Il private equity potrebbe mantenere la disciplina commerciale.
La responsabilità del fornitore potrebbe garantire che il fallimento della costruzione non venga interamente trasferito allo Stato.
Il CfD bidirezionale potrebbe stabilizzare i ricavi operativi.
I contratti di acquisto di energia industriale (PPA) potrebbero fornire ulteriore domanda contrattualizzata a lungo termine.
Le proporzioni esatte devono essere determinate solo dopo:
- selezione del reattore;
- selezione del sito;
- stima dei costi;
- Struttura proprietaria/gestore;
- Consultazione in materia di aiuti di Stato.
Lo Stato non dovrebbe mai offrire una garanzia di completamento illimitata
Questo dovrebbe essere un principio inderogabile.
Una promessa statale illimitata di garantire il completamento del progetto a qualsiasi costo distruggerebbe la disciplina di bilancio.
La società di progetto e il fornitore devono mantenere un’esposizione economica significativa nei confronti di:
- ritardo;
- qualità costruttiva;
- sforamento dei costi;
- prestazioni scadenti.
Altrimenti la struttura degli incentivi diventa:
PRIVATE RETURN
+
PUBLIC DOWNSIDEQuesto non è un modello di finanziamento sostenibile.
Il sostegno pubblico dovrebbe essere subordinato al raggiungimento di determinati obiettivi.
I fondi statali dovrebbero essere sbloccati al raggiungimento di traguardi verificati.
Per esempio:
| Porta di finanziamento | Documentazione richiesta |
|---|---|
| capitale di sviluppo | Progettazione di riferimento stabile |
| Capitale di sviluppo aggiuntivo | Revisione normativa sufficientemente avanzata |
| capitale per lo sviluppo del sito | Il sito supera il controllo di sicurezza preliminare |
| Supporto FID | Percorso assicurabile per carburante + sito + licenza |
| Prima tranche principale di costruzione | Autorizzazione alla costruzione nucleare |
| Tranche successive | Traguardi di costo/tempistica |
| Supporto operativo | Messa in servizio riuscita |
| Supporto alla flotta | prove di prestazione di FOAK |
Questo crea:
PERFORMANCE
↓
CAPITALpiuttosto che:
POLITICAL COMMITMENT
↓
UNLIMITED CAPITALLa tutela dei consumatori deve essere esplicita
Se i consumatori finanziano il progetto tramite:
- CfD;
- RABB;
- tassa nucleare;
Il meccanismo di supporto dovrebbe contenere:
- trasparenza;
- restituisci i tappi;
- condivisione dei profitti;
- recupero;
- incentivi basati sulle prestazioni;
- revisione contabile indipendente.
I consumatori dovrebbero partecipare ai rialzi se sono tenuti a sopportare i ribassi.
Per esempio:
IF PROJECT OUTPERFORMS
↓
PART OF SAVINGS
↓
RETURNED TO CONSUMERSQuesto principio è già presente nei meccanismi europei di sostegno al nucleare, tra cui gli accordi di Hinkley e Dukovany.
Le esposizioni dei contribuenti, dei consumatori e degli investitori devono essere segnalate separatamente.
Una delle riforme contabili più importanti sarebbe la creazione di una Dichiarazione di rischio fiscale nucleare .
Dovrebbe essere incluso annualmente nei rapporti sui programmi pubblici.
Dovrebbe identificare:
Spesa diretta
- equità statale;
- sovvenzioni;
- spesa regolamentata;
- infrastruttura del sito.
Passività potenziali
- garanzie sovrane;
- garanzie di completamento;
- garanzie contro il rischio politico;
- garanzie assicurative.
Impegni verso i consumatori
- Pagamenti dei CFD;
- Pagamenti RAB;
- imposte.
Passività future
- sciupare;
- smantellamento;
- combustibile esaurito;
- obblighi di deposito.
Ciò impedisce che un programma appaia poco costoso semplicemente perché gli oneri vengono trasferiti al di fuori della spesa pubblica immediata.
Tabella 12.5-A — Esempio di registro pubblico dell’esposizione nucleare
| Esposizione | bilancio pubblico | Consumatori | Società di progetto | passività future |
|---|---|---|---|---|
| Studi sullo sviluppo | ✓ | possibile | ||
| Equità statale | ✓ | |||
| garanzia di debito per la costruzione | contingente | ✓ | ||
| CfD | possibile | ✓ | a lungo termine | |
| RAB | ✓ | a lungo termine | ||
| Fondo per i rifiuti | tariffa/impianto | ✓ | ✓ | |
| Fondo per lo smantellamento | tariffa/impianto | ✓ | ✓ | |
| Grave incidente, barriera di protezione pubblica | contingente | operatore/assicurazione | ✓ | |
| Risarcimento per la chiusura politica | contingente | possibile | ✓ |
Le assegnazioni precise dipenderanno dal modello finale.
La tabella illustra il requisito di trasparenza.
Il finanziamento FOAK e il finanziamento della flotta dovrebbero essere volutamente diversi.
Lo Stato può giustificare un maggiore sostegno al primo reattore perché il FOAK crea beni pubblici:
- apprendimento del regolatore;
- qualificazione della catena di fornitura;
- sviluppo della forza lavoro;
- esperienza operativa di riferimento.
Ma tale sostegno dovrebbe diminuire se la tecnologia si dimostrerà efficace.
Una possibile architettura è:
FOAK
│
├── high public de-risking
├── limited private leverage
└── high contingency
UNIT 2
│
├── lower public guarantee
├── more private debt
└── lower contingency
UNITS 3–6
│
├── fleet finance
├── institutional capital
└── increasingly commercial risk
MATURE FLEET
│
└── public support principally revenue/system policy,
not construction rescueSe invece il sostegno pubblico aumenta da uno stabilimento all’altro, ciò indicherebbe che non si stanno verificando né apprendimento né standardizzazione.
Ciò dovrebbe innescare una revisione del programma.
Non dovrebbe essere presa alcuna decisione finale di investimento (FID) prima che il modello di finanziamento superi un test di stress completo.
La decisione finale sugli investimenti nel settore nucleare dovrebbe essere considerata come una porta d’accesso alla finanza sovrana.
Prima della decisione finale di investimento (FID), il governo dovrebbe pubblicare o certificare internamente gli stress test per almeno:
- ritardo nella costruzione;
- sforamento del capitale;
- aumento dei tassi di interesse;
- calo del prezzo dell’elettricità;
- fattore di capacità inferiore;
- aumento del prezzo del carburante;
- interruzione prolungata;
- cambiamento politico;
- impianto di smaltimento dei rifiuti ritardati;
- insolvenza del fornitore.
Tabella 12.5-B — Casi minimi di stress finanziario prima della FOAK FID italiana
| Caso stressante | Test minimo |
|---|---|
| CAPEX +20% | Chi fornisce il capitale aggiuntivo? |
| CAPEX +50% | Il progetto rimane fattibile? |
| Costruzione +2 anni | Requisiti di finanziamento e costi per il consumatore |
| Costruzione +5 anni | Soglia di arresto/ristrutturazione |
| WACC +200 punti base | Impatto sul fabbisogno di entrate |
| Prezzi di mercato notevolmente più bassi | Esposizione a CfD/PPA |
| Fattore di capacità inferiore al previsto | Resilienza del servizio del debito |
| Il costo del carburante raddoppia. | Economia operativa |
| Insolvenza del fornitore | Strategia di completamento |
| Il governo cambia politica | Esposizione contrattuale |
| Il costo dei rifiuti aumenta notevolmente | Adeguatezza dei fondi |
| Progetto cancellato dopo ingenti spese | Allocazione delle perdite |
Il progetto dovrebbe essere scartato nella fase di decisione finale (FID) se a queste domande non sono fornite risposte esplicite.
L’Italia dovrebbe istituire dei meccanismi di blocco finanziario prima che vengano impegnati i fondi.
Ciò è particolarmente importante perché i costi irrecuperabili possono distorcere le decisioni politiche.
Una volta spesi miliardi, i governi possono diventare riluttanti a interrompere un programma fallimentare perché l’interruzione renderebbe visibile la perdita.
Pertanto, le regole di terminazione devono essere stabilite prima della costruzione .
I potenziali fattori scatenanti includono:
REFERENCE DESIGN UNSTABLE
↓
NO FID
FUEL CHAIN NOT CONTRACTIBLE
↓
NO FID
STATE-AID APPROVAL ABSENT
↓
NO FID
CAPEX EXCEEDS APPROVED ENVELOPE
BEFORE NUCLEAR CONSTRUCTION
↓
REPROCURE / STOP
CONSTRUCTION OVERRUN
EXCEEDS PREDEFINED THRESHOLD
↓
INDEPENDENT REVIEW
ADDITIONAL STATE GUARANTEE
WOULD EXCEED FISCAL LIMIT
↓
PARLIAMENTARY REAUTHORISATIONL’obiettivo non è quello di semplificare la cancellazione.
Serve a impedire che l’escalation diventi automatica.
La bancabilità dovrebbe essere valutata in base a un test integrato
Un progetto diventa effettivamente finanziabile solo quando convergono tutte le seguenti condizioni:
TECHNOLOGY
+
LICENCE
+
SITE
+
FUEL
+
CONSTRUCTION CONTRACT
+
OWNER / OPERATOR
+
REVENUE MODEL
+
DEBT
+
EQUITY
+
STATE-AID APPROVAL
+
WASTE FUNDING
+
POLITICAL DURABILITY
↓
FIDSe manca uno di questi componenti, il progetto non è finanziariamente completo.
Confronto tra i principali strumenti: cosa risolve effettivamente ciascuno di essi
| Strumento | rischio di sviluppo | Rischio di costruzione | rischio di prezzo | Rischio politico | Costo del capitale |
|---|---|---|---|---|---|
| Mercante | Investitore | Investitore | Investitore | Investitore | Alto |
| PPA | Investitore | Investitore | Ridotto | Investitore | Moderato-alto |
| CfD | Investitore | Investitore | Fortemente ridotto | Parzialmente ridotto | Moderare |
| RAB | Condiviso | Condiviso con i consumatori | Ridotto | Condiviso | Potenzialmente inferiore |
| Prestito aggiuntivo | Condiviso | Stato/progetto | Dipende dal modello di ricavo | Parzialmente statale | Minori costi del debito |
| Garanzia sovrana | Garanzia degli investitori e dello Stato | Condiviso | Dipende | Stato | Inferiore |
| Equità statale | Stato/progetto | Stato/progetto | Dipende | Stato | Basso/misto |
| Ibrido | Condiviso deliberatamente | Condiviso deliberatamente | Ridotto | Condiviso | Potenzialmente ottimizzato |
Non esiste un modello universalmente superiore.
La scelta corretta dipende da ciò che l’Italia è disposta a rivelare:
TAXPAYERS
vs
CONSUMERS
vs
PRIVATE INVESTORSa cui sono soggetti i rischi.
La decisione di finanziamento è quindi una decisione politico-economica, non una nota a piè di pagina bancaria.
Questa è la conclusione principale del capitolo 12.
In teoria, l’Italia potrebbe finanziare l’energia nucleare.
Le evidenze europee e internazionali dimostrano l’esistenza di diverse strutture praticabili.
La questione irrisolta non è se gli strumenti finanziari esistano o meno.
È:
Quale equilibrio tra rischio pubblico e privato l’Italia considera accettabile.
Un sistema di finanziamento eccessivamente dipendente dal capitale privato richiederà un elevato rendimento, poiché gli investitori dovranno prezzare rischi che non possono controllare.
Ciò può rendere il nucleare inutilmente costoso.
Un sistema di finanziamento eccessivamente dipendente dallo Stato può celare i rischi, indebolire la disciplina progettuale ed esporre i contribuenti a sforamenti di budget illimitati.
Un sistema di finanziamento eccessivamente dipendente dai consumatori di energia elettrica può ridurre il WACC (costo medio ponderato del capitale) costringendo al contempo famiglie e industrie a pagare per la costruzione prima ancora che l’energia elettrica sia disponibile.
La soluzione italiana deve quindi ottimizzare, piuttosto che eliminare, il rischio.
Il principio finanziario fondamentale dovrebbe essere:
Assegnare ciascun rischio alla parte più in grado di controllarlo, assorbirlo o diversificarlo.
Le prestazioni costruttive dovrebbero rimanere sostanzialmente invariate:
- proprietario;
- fornitore;
- appaltatori.
Il rischio del mercato elettrico può essere ridotto attraverso:
- CfD bidirezionale;
- PPA (Public Purchase Agreement).
Il rischio politico non assicurabile potrebbe richiedere:
- Protezione statale.
Il rischio di lunga durata legato al carburante rientra principalmente nelle seguenti categorie:
- approvvigionamento dell’operatore;
- Supervisione strategica dello Stato.
Lo smaltimento dei rifiuti e lo smantellamento dovrebbero essere finanziati progressivamente attraverso:
- Fondi dedicati al ciclo di vita;
piuttosto che essere trasferito ai futuri contribuenti.
Il progetto FOAK potrebbe richiedere una sostanziale riduzione del rischio pubblico, poiché l’Italia sta ricostruendo la propria capacità nucleare nazionale.
Ma il sostegno pubblico non dovrebbe diventare un sostituto permanente delle prestazioni industriali.
L’architettura finanziaria dovrebbe pertanto prevedere un percorso ben definito:
PUBLIC DE-RISKING
↓
SUCCESSFUL FOAK
↓
REPLICATED DESIGN
↓
LOWER UNCERTAINTY
↓
LOWER WACC
↓
MORE PRIVATE CAPITAL
↓
LOWER PUBLIC EXPOSUREQuesta è la promessa economica dell’impiego di una flotta.
Se si verifica il contrario:
FOAK
↓
COST OVERRUN
↓
MORE STATE SUPPORT
↓
UNIT 2 OVERRUN
↓
MORE STATE SUPPORTPertanto, il programma non è riuscito a conseguire l’apprendimento industriale da cui dipende l’economia del nucleare modulare.
Il governo dovrebbe quindi valutare il primo reattore non solo in base al raggiungimento o meno della criticità.
La valutazione dovrebbe basarsi sulla possibilità di creare un secondo reattore finanziabile .
Si tratta di una prova molto più impegnativa.
L’obiettivo finanziario ultimo del programma nucleare italiano non dovrebbe essere quello di dimostrare che lo Stato è in grado di mobilitare fondi sufficienti per costruire un unico reattore nucleare altamente protetto.
Dovrebbe servire a dimostrare che l’Italia può passare da:
STATE-DE-RISKED FOAKA:
REPLICABLE,
INVESTABLE,
INDUSTRIAL NUCLEAR FLEETsenza trasferire rischi illimitati ai contribuenti o ai consumatori.
A settembre 2026, l’Italia non aveva ancora raggiunto tale obiettivo.
L’attuale quadro legislativo finanzia la ricostruzione del programma, non gli impianti commerciali in sé. Il documento tecnico parlamentare riconosce esplicitamente che il costo delle future misure di sostegno non può ancora essere determinato e richiederà futuri stanziamenti finanziari.
Ciò non dovrebbe essere considerato una carenza in questa fase.
È la prossima decisione.
Ma ora rappresenta una delle decisioni irrisolte più importanti dell’intero programma nucleare italiano.
Prima di procedere all’acquisizione definitiva di una tecnologia per reattori, l’Italia dovrebbe pertanto stabilire:
- il potenziale proprietario e gestore;
- la massima esposizione al capitale azionario statale;
- se verrà utilizzato debito pubblico o debito garantito;
- se le entrate saranno stabilizzate tramite un CfD bilaterale;
- se un meccanismo di fase di costruzione simile al RAB sia politicamente accettabile;
- il ruolo dei PPA industriali e dei data center;
- la massima responsabilità potenziale del contribuente;
- la massima esposizione del consumatore;
- la strategia degli aiuti di Stato;
- il trattamento degli sforamenti di budget nel settore edile;
- la struttura di condivisione degli utili e di recupero dei profitti;
- il meccanismo di finanziamento per i rifiuti e lo smantellamento;
- le circostanze in cui lo Stato deve interrompere il finanziamento del progetto.
La decisione sul finanziamento del nucleare può finalmente essere ridotta a una sola questione di governo:
Quale combinazione di capitale pubblico, capitale privato e sostegno dei consumatori minimizza il costo totale del programma nel suo complesso, preservando al contempo la disciplina nella costruzione e impedendo a qualsiasi gruppo – contribuenti, consumatori o investitori – di assumersi rischi che non può ragionevolmente controllare?
Finché a questa domanda non si troverà una risposta quantificata, l’Italia potrebbe possedere una strategia nucleare.
Non possiede ancora un programma nucleare finanziabile.
Capitolo 13 — La costruzione dello Stato nucleare
La parte più difficile del riavvio dell’energia nucleare in Italia potrebbe non essere, in definitiva, la scelta del reattore.
Potrebbe trattarsi della ricostruzione dello Stato capace di governare uno .
L’Italia non parte da zero. Possiede già un’autorità di regolamentazione nucleare, enti per la gestione dei rifiuti radioattivi, organizzazioni di ricerca, competenze universitarie, fornitori industriali, legislazione in materia di radioprotezione, procedure di emergenza e decenni di esperienza nella gestione degli obblighi residui del suo precedente programma nucleare.
Ma esiste una differenza fondamentale tra uno Stato capace di supervisione:
- smantellamento;
- rifiuti radioattivi;
- reattori di ricerca;
- fonti radioattive;
- carburante esaurito proveniente da un programma storico;
e uno Stato capace di:
- selezione di nuove tecnologie per i reattori;
- rilascio della licenza per una nuova centrale nucleare;
- supervisione della costruzione di centrali nucleari;
- regolamentare l’approvvigionamento di carburante;
- approvazione della messa in servizio;
- controllo delle operazioni commerciali;
- supervisione di una flotta di reattori multipli;
- mantenimento delle misure di sicurezza;
- gestione della radioprotezione;
- pianificazione dello smaltimento a lungo termine dei rifiuti e del combustibile esaurito;
- sostenere l’intero sistema istituzionale per un secolo.
L’Italia possiede attualmente gran parte dell’architettura originale.
Non possiede ancora la seconda architettura completa.
Tale distinzione è fondamentale per l’intero programma nucleare.
L’Agenzia Internazionale per l’Energia Atomica (AIEA) definisce l’infrastruttura nucleare nazionale non semplicemente come il reattore e le relative strutture industriali, ma come l’ insieme delle infrastrutture governative, legali, regolamentari, gestionali, tecnologiche, umane e industriali necessarie a supportare il programma durante tutto il suo ciclo di vita . L’approccio a tappe dell’AIEA considera pertanto la creazione di istituzioni nazionali come un prerequisito per il successo di un programma nucleare, piuttosto che una conseguenza amministrativa dell’acquisizione del reattore.
Ciò è particolarmente importante per l’Italia, poiché sono trascorsi quasi quarant’anni dall’ultima volta che lo Stato ha autorizzato e gestito un programma nucleare commerciale nazionale.
Il paese ha conservato capacità significative.
Ma la continuità istituzionale si interruppe.
Un ente regolatore che sovrintende allo smantellamento sviluppa competenze importanti in:
- materiali nucleari;
- sciupare;
- protezione radiologica;
- ispezioni;
- protezione fisica;
- monitoraggio ambientale.
Non accumula automaticamente esperienza continua in:
- revisione di un nuovo dossier di sicurezza per un reattore commerciale;
- certificazione del progetto;
- ispezione di nuove costruzioni;
- messa in servizio;
- licenze di esercizio per reattori;
- Qualifica in ambito I&C digitale;
- concessione di licenze senza precedenti;
- supervisione operativa multi-unità.
Analogamente, un’azienda di ingegneria che continua a fornire componenti per progetti nucleari esteri preserva una preziosa capacità industriale.
Ciò non ricrea automaticamente un proprietario-gestore di centrali nucleari nazionali .
Il compito istituzionale centrale per l’Italia non è quindi semplicemente quello di “creare un’autorità nucleare” o di “dare più poteri all’ISIS”.
Si tratta di creare un sistema coerente in cui diverse istituzioni svolgano funzioni chiaramente separate.
Come minimo, un programma nazionale richiede cinque centri di responsabilità distinti:
POLITICAL GOVERNMENT
│
▼
sets national policy
NUCLEAR PROGRAMME ORGANISATION
│
▼
implements the programme
OWNER / LICENSEE / OPERATOR
│
▼
owns and operates the plant
INDEPENDENT REGULATOR
│
▼
licenses and supervises safety
EURATOM / IAEA SAFEGUARDS SYSTEM
│
▼
verifies peaceful nuclear-material useQueste funzioni possono collaborare strettamente.
Non devono essere confusi.
L’istituzione che promuove l’energia nucleare non dovrebbe decidere se il proprio reattore è sicuro.
L’ente regolatore non dovrebbe assumere il ruolo di sviluppatore del progetto.
Il governo non dovrebbe assumersi le responsabilità tecniche dell’operatore.
Il fornitore del reattore non dovrebbe essere l’autorità finale in merito alla conformità del proprio progetto ai requisiti di sicurezza italiani.
E la responsabilità per la sicurezza non può scomparire in una rete di appaltatori.
La normativa UE in materia di sicurezza nucleare è esplicita su quest’ultimo punto: la responsabilità primaria per la sicurezza nucleare spetta al titolare della licenza e non può essere delegata , nemmeno quando appaltatori e subappaltatori svolgono attività pertinenti alla sicurezza nucleare.
L’architettura istituzionale deve quindi essere progettata prima che l’Italia raggiunga il punto in cui una singola impresa sia pronta a richiedere un permesso di costruzione.
In data 27 settembre 2026 , il Parlamento ha completato l’approvazione del disegno di legge sulla delega per il nucleare sostenibile, ma il Senato lo considera ancora definitivamente approvato e non ancora pubblicato . La struttura istituzionale di attuazione dettagliata deve pertanto essere definita attraverso la legislazione delegata e i successivi provvedimenti normativi.
Ciò crea un’opportunità rara.
L’Italia può decidere il modello istituzionale prima che la pressione dei progetti commerciali lo determini.
Lo Stato dovrebbe sfruttare questa opportunità.
13.1 L’Italia deve passare da un’amministrazione nucleare tradizionale a uno Stato nucleare che gestisce l’intero ciclo di vita degli impianti nucleari.
L’Italia possiede già molte delle istituzioni necessarie per costruire un futuro sistema nucleare.
Ma questi impianti furono sviluppati o mantenuti principalmente per un paese privo di reattori nucleari commerciali operativi.
Il programma futuro deve quindi distinguere tra:
capacità istituzionale esistente
E
Capacità richiesta per il nuovo dispiegamento nucleare .
The most important existing regulator is the Ispettorato nazionale per la sicurezza nucleare e la radioprotezione — ISIN.
L’ISIN è attualmente l’autorità di regolamentazione indipendente competente in Italia per la sicurezza nucleare e la radioprotezione. Le sue responsabilità includono la valutazione tecnica, le ispezioni e la supervisione in materia di:
- impianti nucleari in fase di smantellamento;
- reattori di ricerca;
- rifiuti radioattivi;
- combustibile esaurito;
- materiali nucleari;
- protezione fisica passiva;
- trasporto di materiale radioattivo;
- sorgenti di radiazioni ionizzanti;
- radioattività ambientale.
Rappresenta inoltre l’Italia nelle principali organizzazioni internazionali di regolamentazione nucleare e svolge funzioni nazionali di notifica delle emergenze.
Si tratta di una solida base istituzionale.
Ciò significa che l’Italia non si trova ad affrontare il problema incontrato da un Paese che entra nel settore dell’energia nucleare senza un ente regolatore, senza un quadro normativo per la radioprotezione e senza esperienza nel campo dei materiali nucleari.
Ma la portata e la natura del compito futuro cambierebbero profondamente se l’Italia passasse da:
4 DECOMMISSIONING POWER-REACTOR SITES
+
RESEARCH / FUEL-CYCLE FACILITIES
+
WASTEA:
NEW REACTOR DESIGN REVIEW
+
NEW SITES
+
NUCLEAR CONSTRUCTION
+
COMMISSIONING
+
OPERATING FLEET
+
NEW FUEL CYCLE
+
NEW SPENT FUELIl futuro Stato nucleare italiano dovrà quindi gestire tre programmi contemporaneamente .
Programma A — il programma legacy
Questo esiste già.
Comprende:
- smantellamento di Caorso;
- smantellamento di Trino;
- smantellare la Latina;
- dismantling Garigliano;
- gestione del combustibile esaurito preesistente;
- gestione dei rifiuti radioattivi esistenti;
- completamento del programma del National Repository;
- gestione di altri impianti nucleari storici.
Programma B — il nuovo programma nucleare
Ciò includerebbe:
- valutazione tecnologica;
- ubicazione;
- licenze;
- costruzione;
- operazione;
- nuovo approvvigionamento di carburante;
- gestione del combustibile esaurito;
- nuovi rifiuti;
- eventuale smantellamento dei nuovi reattori.
Programma C — infrastrutture nucleari nazionali
Non si tratta né di una pianta vecchia né di una pianta nuova.
Comprende:
- capacità di regolazione;
- salvaguardie;
- disposizioni di emergenza;
- risorse umane;
- università;
- formazione;
- laboratori;
- infrastrutture per la qualità nucleare;
- gestione dei programmi governativi;
- cooperazione internazionale.
Questi tre programmi interagiscono tra loro, ma non dovrebbero essere accorpati in un’unica istituzione.
Per esempio:
SOGIN
↓
LEGACY DECOMMISSIONING
+
WASTE RESPONSIBILITIES
FUTURE OPERATOR
↓
NEW REACTORS
+
NEW OPERATIONAL WASTE
ISIN
↓
REGULATES BOTHL’esperienza di SOGIN può supportare il programma nazionale.
Ciò non dovrebbe trasformare l’ente regolatore nel proprietario del progetto.
Analogamente, l’ENEA può fornire capacità di ricerca e competenze tecniche.
Non dovrebbe sostituirsi a un organismo di regolamentazione indipendente o a un operatore commerciale, a meno che la legislazione non gli assegni esplicitamente una funzione specifica e i conflitti di interesse non vengano gestiti in modo appropriato.
Terna è in grado di valutare l’integrazione nella rete elettrica.
Non dovrebbe selezionare la tecnologia del reattore.
MASE può definire la politica energetica nazionale.
Non dovrebbe determinare se un dossier di sicurezza sia tecnicamente accettabile.
Il requisito fondamentale in materia di governance è pertanto il seguente:
Un’istituzione può contribuire a diverse parti del programma, ma ogni responsabilità sovrana deve avere un unico responsabile chiaramente identificabile.
Tabella 13.1-A — Funzioni istituzionali principali del futuro programma italiano
| Funzione | Tipo principale di istituzione |
|---|---|
| Politica nucleare nazionale | Governo/Parlamento |
| Coordinamento del programma | Organizzazione governativa di programma |
| Normativa di sicurezza | Autorità nucleare indipendente |
| Regolamento sulla radioprotezione | Autorità competenti / ISIN nell’ambito delle funzioni statutarie |
| Titolare del progetto | Società di progetti commerciali/pubblici |
| licenza nucleare | Titolare della licenza |
| Funzionamento dell’impianto | Organizzazione operativa nucleare |
| fornitura tecnologica | Fornitore di reattori |
| EPC/costruzione | Struttura del contraente |
| Integrazione della rete | Terna |
| Dismissione di impianti preesistenti | SOGIN |
| Dismissione di nuovi reattori | Struttura di finanziamento futura per operatori/licenziatari |
| governance delle politiche sui rifiuti | Stato + responsabile dell’attuazione |
| Misure di salvaguardia | Operatore + Euratom/AIEA + autorità nazionali competenti |
| Pianificazione delle emergenze | Operatore + Prefetto/Protezione Civile + Supporto tecnico ISIN |
| Ricerca nucleare | ENEA/università/industria |
| Sviluppo della forza lavoro | Stato + università + operatore + regolatore + industria |
La condizione istituzionale più pericolosa sarebbe l’ambiguità.
Per esempio:
MASE thinks Nuclitalia is responsible
↓
Nuclitalia thinks future operator is responsible
↓
future operator not yet established
↓
vendor fills the gapCiò consentirebbe gradualmente a un fornitore di tecnologia straniero di diventare la fonte di fatto di:
- architettura del programma;
- requisiti ingegneristici;
- conoscenza delle licenze;
- formazione;
- standard tecnici.
Ciò creerebbe una grave asimmetria tra lo Stato italiano e il fornitore.
L’Italia dovrebbe pertanto rafforzare le proprie capacità statali prima che la dipendenza commerciale diventi irreversibile .
La procedura istituzionale deve precedere l’appalto.
L’ordine corretto è:
NATIONAL POLICY
↓
PROGRAMME GOVERNANCE
↓
REGULATOR CAPACITY
↓
OWNER / OPERATOR MODEL
↓
WORKFORCE PLAN
↓
TECHNOLOGY PROCUREMENT
↓
LICENSING
↓
CONSTRUCTIONL’alternativa pericolosa è:
SELECT FOREIGN REACTOR
↓
SIGN INDUSTRIAL AGREEMENTS
↓
DISCOVER WHO REGULATES IT
↓
DISCOVER WHO OPERATES IT
↓
BUILD INSTITUTIONS UNDER TIME PRESSURETale sequenza massimizzerebbe il potere contrattuale dei fornitori e indebolirebbe la qualità delle decisioni statali.
13.2 L’Italia ha bisogno di un’organizzazione permanente per il programma nucleare, ma non deve diventare un secondo ente regolatore.
Un programma nucleare coinvolge troppi ministeri e istituzioni per poter essere coordinato efficacemente attraverso occasionali riunioni interministeriali.
L’AIEA utilizza comunemente il concetto di Organizzazione attuatrice del programma di energia nucleare (NEPIO) .
Il NEPIO non rappresenta necessariamente un modello giuridico specifico.
La sua funzione è quella di fornire un coordinamento nazionale centrale durante lo sviluppo del programma nucleare e di garantire che le molteplici condizioni infrastrutturali necessarie per l’energia nucleare siano affrontate in modo coerente. L’AIEA la definisce come l’organizzazione creata dal governo per studiare e inizialmente promuovere lo sviluppo del programma nucleare e per coordinare le condizioni necessarie per una sua attuazione di successo.
L’Italia ha bisogno di questa funzione, anche se sceglie un nome diverso.
Non dovrebbe limitarsi a riprodurre PNNS.
La Piattaforma nazionale per il nucleare sostenibile si è rivelata utile in quanto:
- struttura di consultazione;
- rete di esperti;
- piattaforma per lo sviluppo delle politiche.
Un programma che entra nel processo di concessione di licenze e appalti richiede qualcosa di diverso:
un ufficio esecutivo permanente con autorità di monitoraggio delle decisioni.
13.2.1 L’ufficio del programma dovrebbe coordinare, non regolamentare
Il nuovo organismo dovrebbe rispondere a domande come:
- La legislazione delegata procede secondo i tempi previsti?
- L’organico di ISIN è compatibile con il programma di licenze?
- È già stato deciso il modello di gestione da parte del proprietario/gestore?
- Il flusso di manodopera qualificata è sufficiente?
- La lista delle tecnologie candidate è stata ridotta?
- I siti candidati stanno procedendo?
- Terna sta svolgendo gli studi richiesti?
- La sicurezza dell’approvvigionamento di carburante è stata affrontata?
- Il programma di gestione dei rifiuti è compatibile con l’implementazione?
- È iniziato il dialogo sugli aiuti di Stato?
- Il finanziamento dell’architettura sta progredendo?
- Sono necessari accordi internazionali?
- Le tappe fondamentali del processo di approvvigionamento sono allineate?
Non dovrebbe rispondere:
“Il reattore è sufficientemente sicuro per ottenere la licenza?”
Questo compito spetta all’autorità di regolamentazione.
La distinzione dovrebbe essere assoluta.
Architettura del programma italiano proposta
Un modello difendibile potrebbe essere:
PARLIAMENT
│
▼
defines legislation and oversight
PRESIDENCY OF THE COUNCIL
│
▼
NATIONAL NUCLEAR PROGRAMME COUNCIL
│
├── MASE
├── MEF
├── MIMIT
├── MAECI
├── Ministry of Health
├── Interior / Civil Protection interfaces
└── other competent ministries
│
▼
NUCLEAR PROGRAMME EXECUTIVE OFFICE
(NEPIO FUNCTION)
│
├── schedule
├── financing coordination
├── international agreements
├── workforce
├── technology programme
├── industrial policy
├── sites
├── fuel strategy
└── programme risk register
SEPARATE
ISIN
│
▼
SAFETY REGULATORY DECISION
SEPARATE
OWNER / LICENSEE / OPERATOR
│
▼
PROJECT IMPLEMENTATIONSi tratta di una proposta istituzionale analitica , non di una descrizione di assetti istituzionali già in vigore.
Tale distinzione deve essere mantenuta in tutto il rapporto.
Perché potrebbe essere necessario un coordinamento a livello presidenziale
La politica nucleare attraversa diversi ambiti e nessun singolo ministero ne ha il controllo completo.
MASE può guidare le politiche energetiche e ambientali.
Ma il MEF determina questioni cruciali relative al finanziamento.
MIMIT ha interessi in materia di politica industriale.
MAECI è rilevante per:
- accordi di cooperazione nucleare;
- relazioni tra paese fornitore;
- diplomazia di non proliferazione;
- Coordinamento tra Euratom e AIEA.
Le strutture del Ministero dell’Interno e della Protezione Civile diventano fondamentali per la gestione delle emergenze.
Le autorità sanitarie e del lavoro sono competenti in materia di radioprotezione ed esposizione professionale.
I governi regionali assumono un ruolo decisivo nella fase di localizzazione.
Un ufficio di programma situato troppo all’interno di un’amministrazione settoriale potrebbe quindi non avere l’autorità necessaria per risolvere i conflitti intergovernativi.
La funzione NEPIO dovrebbe fornire:
- Programmazione integrata;
- bilancio integrato del programma;
- registro delle decisioni interministeriali;
- registro nazionale dei rischi;
- Reportistica sulle tappe fondamentali;
- escalation fino ai responsabili delle decisioni politiche.
Dovrebbe mantenere un orario nazionale integrato
Oggi diverse istituzioni possono avere orologi diversi.
Per esempio:
LEGISLATION CLOCK
REGULATOR CLOCK
VENDOR CLOCK
SITE CLOCK
GRID CLOCK
WASTE CLOCK
FINANCING CLOCKSe questi elementi non vengono integrati, il più lento diventa il programma effettivo del reattore.
L’ufficio di programma dovrebbe pertanto mantenere un unico programma generale.
Tabella 13.2-A — Quadro di controllo del programma nucleare nazionale
| Flusso di lavoro | organismo responsabile | Traguardo del programma |
|---|---|---|
| Legislazione delegata | Governo | Quadro normativo in vigore |
| Norme di sicurezza nucleare | ISIN / processo legale competente | Base di licenza disponibile |
| Personale addetto alla regolamentazione | Stato / ISIN | Capacità di revisione dimostrata |
| Titolare/gestore | Governo/mercato | Entità designata |
| Finalista tecnologico | Programma/proprietario | Cancello 1 completato |
| candidatura del sito | Autorità statali/locali | Sedi dei candidati disponibili |
| Griglia | Terna | Studi preliminari di connessione |
| Carburante | Supervisione da parte del proprietario/dello Stato | Percorso retrattile |
| Sciupare | Government/SOGIN/future operator | Percorso integrato |
| Finanziamento | MEF/progetto | Modello di bancabilità |
| aiuti di Stato | Governo/Commissione | Percorso di approvazione |
| forza lavoro | Programma nazionale | Pipeline di addestramento attiva |
| Pianificazione delle emergenze | Stato/operatore | Struttura istituita |
| Misure di salvaguardia | Operatore/Euratom/AIEA | disposizioni di progettazione stabilite |
| Approvvigionamento | Proprietario | Specifiche pronte per la gara d’appalto |
Il pannello di controllo non dovrebbe limitarsi a mostrare:
GREEN
AMBER
REDDovrebbe identificare:
- ente responsabile;
- dipendenza legale;
- prossima decisione;
- ritardo di mesi;
- impatto sul percorso critico.
L’ufficio di programma dovrebbe scomparire o trasformarsi al termine del suo ruolo originario.
Uno dei pericoli istituzionali è l’accumulo burocratico permanente.
La funzione NEPIO è particolarmente importante durante la fase di elaborazione dei programmi.
Una volta:
- La politica è stabile;
- Il proprietario/gestore esiste;
- Il regolatore è perfettamente funzionante;
- L’implementazione del progetto è in fase avanzata;
Alcune funzioni dovrebbero essere trasferite a istituzioni permanenti.
L’ufficio del programma non dovrebbe evolversi in un organismo parallelo:
- utilità;
- regolatore;
- società di ingegneria.
Si dovrebbe pertanto prendere in considerazione un meccanismo di tramonto o di trasformazione.
Il suo ruolo a lungo termine potrebbe diventare:
strategia nazionale per la flotta e coordinamento intergovernativo
piuttosto che un controllo diretto del progetto.
13.3 Il futuro proprietario/gestore e l’autorità di regolamentazione devono essere entità istituzionalmente distinte e tecnicamente potenti.
La decisione aziendale più importante dopo la selezione della tecnologia potrebbe essere l’identità del titolare della licenza .
Il titolare della licenza non è un veicolo legale cerimoniale.
La legislazione europea in materia di sicurezza nucleare attribuisce all’UE la responsabilità primaria per la sicurezza nucleare , responsabilità che non può essere delegata. Essa si estende anche alle attività di appaltatori e subappaltatori che incidono sulla sicurezza nucleare.
Ciò crea una distinzione essenziale tra:
- fornitore del reattore;
- Appaltatore EPC;
- proprietario;
- titolare della licenza;
- operatore.
Questi ruoli possono sovrapporsi parzialmente.
Non dovrebbero mai essere concettualmente confusi.
13.3.1 Nuclitalia non è attualmente l’operatore nucleare italiano
Nuclitalia è strategicamente importante.
È stata istituita nel maggio 2025 da:
- Enel — 51%;
- Ansaldo Energia — 39%;
- Leonardo — 10%.
Il suo ruolo dichiarato è quello di studiare le tecnologie nucleari avanzate, valutare le opportunità di mercato e analizzare i progetti più promettenti di SMR (recipienti modulari di piccole dimensioni), concentrandosi inizialmente sui sistemi di raffreddamento ad acqua.
Al momento non è sufficiente:
- il proprietario di un reattore;
- il richiedente di una licenza edilizia;
- il titolare della licenza nucleare;
- la futura organizzazione operativa autorizzata.
Al momento non esiste un progetto di questo tipo.
Questa distinzione è importante perché una società di valutazione può operare con una struttura organizzativa fondamentalmente diversa da quella di una società che gestisce un impianto nucleare.
Un futuro operatore necessita di competenze permanenti in:
- sicurezza nucleare;
- fisica dei reattori;
- operazioni;
- manutenzione;
- chimica;
- carburante;
- protezione dalle radiazioni;
- preparazione alle emergenze;
- ingegneria;
- gestione della configurazione;
- sicurezza informatica;
- garanzia di qualità;
- approvvigionamento;
- gestione delle interruzioni;
- prestazioni umane.
L’Italia ha quindi diversi possibili modelli futuri.
Modello A: l’azienda di servizi esistente diventa proprietaria/gestore
Per esempio:
UTILITY
│
├── project development
├── licence
├── construction supervision
└── operationVantaggi:
- capacità esistenti nel settore energetico;
- stato patrimoniale;
- esperienza nel mercato dell’energia elettrica;
- portafoglio di generazione;
- cultura operativa.
Svantaggi:
- Le capacità nucleari devono essere ricostruite internamente;
- Elevato rischio di progetto concentrato in un’unica azienda.
Modello B: società operativa nucleare dedicata
STATE / UTILITIES / INDUSTRIAL PARTNERS
│
▼
NUCLEAR OPERATING COMPANY
│
▼
LICENCE HOLDERVantaggi:
- governance specifica per il settore nucleare;
- bilancio separato del progetto;
- gestione dedicata;
- replicazione più semplice della flotta.
Svantaggi:
- è necessario costruire la cultura operativa partendo da zero;
- complessa governance degli azionisti.
Modello C: joint venture con un operatore nucleare straniero di comprovata esperienza.
ITALIAN OWNER
+
FOREIGN REFERENCE OPERATOR
↓
JOINT OPERATING COMPANYVantaggi:
- accesso immediato all’esperienza operativa;
- formazione;
- procedure;
- sistemi di prestazione umana.
Svantaggi:
- dipendenza dall’estero;
- complessità della governance;
- questioni di sovranità;
- potenziale dipendenza a lungo termine dall’operatore.
L’Italia dovrebbe probabilmente valutare tutte e tre le opzioni, anziché presumere che l’attuale strumento di valutazione tecnologica diventi automaticamente il titolare della licenza.
Il proprietario deve essere un cliente intelligente
Questo concetto è fondamentale.
Anche con un contratto “chiavi in mano”, il proprietario non può esternalizzare la conoscenza del proprio impianto.
Deve mantenere una competenza interna sufficiente per poter contestare:
- reclami del fornitore;
- prestazioni dell’appaltatore;
- analisi della sicurezza;
- modifiche di progettazione;
- deviazioni di qualità.
Altrimenti:
VENDOR
↓
designs plant
↓
explains design
↓
evaluates problem
↓
proposes solution
↓
owner simply acceptsQuesto non è un modello di governance nucleare efficace.
Il proprietario deve essere in grado di dire:
No. Dimostralo.
La responsabilità principale non può essere trasferita al fornitore.
Supponiamo che il fornitore del reattore fornisca:
- progetto;
- carburante;
- software;
- procedure operative;
- formazione.
L’operatore conserva comunque la responsabilità primaria in materia di sicurezza.
Il principio giuridico è esplicitamente sancito dal diritto dell’Euratom.
Perciò:
VENDOR ERROR
DOES NOT
REMOVE OPERATOR RESPONSIBILITYQuesto è uno dei motivi per cui l’Italia deve sviluppare fin da subito la competenza degli operatori.
L’ISIN deve rafforzarsi senza diventare promozionale.
L’attuale posizione giuridica dell’ISIN rappresenta un importante vantaggio istituzionale.
È già designata come autorità di regolamentazione indipendente per la sicurezza nucleare e la radioprotezione. La sua struttura statutaria le conferisce autonomia regolamentare, organizzativa, amministrativa e contabile, nonché indipendenza di giudizio.
Tale indipendenza deve essere tutelata durante la ripresa del programma nucleare.
La pressione aumenterà.
Il governo potrebbe volere:
- Licenze più rapide;
- Traguardi politici;
- prima potenza prima di un anno obiettivo.
Gli investitori potrebbero desiderare:
- recensione prevedibile;
- decisioni rapide.
I fornitori potrebbero volere:
- accettazione di documenti di licenza esteri
Le regioni potrebbero volere:
- requisiti aggiuntivi.
La risposta dell’autorità di regolamentazione deve rimanere la stessa:
Le decisioni in materia di sicurezza si basano su dati concreti relativi alla sicurezza.
La legislazione dell’UE richiede esplicitamente che l’autorità di regolamentazione nucleare competente sia:
- funzionalmente separate dalle organizzazioni che promuovono o utilizzano l’energia nucleare;
- libero da istruzioni nello svolgimento del suo lavoro di regolamentazione;
- bilancio indipendente;
- con personale adeguato;
- in grado di prevenire e risolvere i conflitti di interesse.
Tale requisito dovrebbe essere alla base della legislazione attuativa.
Tabella 13.3-A — Funzioni che l’ISIN dovrebbe e non dovrebbe svolgere
| L’ISIN dovrebbe | L’ISIN non dovrebbe |
|---|---|
| Definire/partecipare ai requisiti di sicurezza | Promuovere la vendita di reattori |
| Esaminare i casi di sicurezza | Seleziona il fornitore commerciale |
| Ispezionare la costruzione | Negoziare il prezzo del reattore |
| Verifica la conformità della licenza | Capitale proprio del progetto |
| Applicare i requisiti | Garanzia del programma di costruzione |
| Sospendere l’attività laddove legalmente giustificato | Tutelare la redditività del progetto |
| Revisione della protezione dalle radiazioni | Svolgere attività di lobbying politico |
| Supporto alla valutazione tecnica di emergenza | Diventare operatore di impianto |
| Partecipare alla cooperazione internazionale tra gli enti regolatori | Accettare il programma governativo come criterio di sicurezza |
Il firewall istituzionale dovrebbe essere visibile al pubblico.
L’indipendenza regolamentare non è isolamento
L’indipendenza non significa che l’ISIS agisca da solo.
L’autorità di regolamentazione può utilizzare:
- università;
- ENEA;
- laboratori;
- autorità di regolamentazione straniere;
- organizzazioni di supporto tecnico;
- esperti esterni.
Gli standard dell’AIEA consentono esplicitamente agli organismi di regolamentazione di ottenere supporto tecnico esterno pur mantenendo la responsabilità di regolamentazione.
Il principio dovrebbe essere:
EXTERNAL EXPERTISE
↓
SUPPORTS ISIN
BUT
REGULATORY JUDGEMENT
↓
REMAINS WITH ISINIl riutilizzo di licenze estere non deve creare dipendenza normativa dall’estero.
La cooperazione, già avviata attraverso revisioni internazionali, può ridurre le duplicazioni.
Questo è auspicabile.
Ma l’autorità di regolamentazione italiana dovrebbe alla fine possedere sufficienti capacità interne per comprendere e valutare in modo indipendente le prove provenienti dall’estero che riutilizza.
Altrimenti:
REGULATORY RELIANCE
↓
becomes
↓
REGULATORY DEPENDENCETale distinzione è fondamentale per l’autorità sovrana in materia di sicurezza.
13.4 Il capitale umano è un’infrastruttura fondamentale, non un’appendice delle politiche educative.
I programmi nucleari sono sviluppati da organizzazioni.
Le organizzazioni sono fatte di persone.
Se l’Italia inizierà ad addestrare la forza lavoro necessaria solo all’inizio della costruzione dei reattori, il programma sarà già in ritardo.
Le linee guida dell’AIEA in materia di risorse umane specificano esplicitamente che gli investimenti in:
- istruzione;
- strutture di addestramento;
- reclutamento internazionale;
- formazione all’estero;
- distacchi di personale;
potrebbe essere necessario prima che venga selezionato il progetto definitivo del reattore .
Le risorse umane devono pertanto essere considerate uno dei primi progetti di costruzione del programma.
Il problema della forza lavoro non è un numero
Affermazioni quali:
“L’Italia avrà bisogno di 10.000 lavoratori nel settore nucleare”
Sono inutili senza spiegare quali lavoratori, quando e per quale scopo.
Il programma richiede l’utilizzo di diversi mercati del lavoro.
Tabella 13.4-A — Famiglie dei lavoratori del settore nucleare
| forza lavoro | Funzione principale |
|---|---|
| Specialisti in politica governativa | governance del programma |
| Regolatore nucleare | Rilascio di licenze e ispezioni |
| Ingegneri proprietari | Cliente intelligente |
| Operatori del reattore | Funzionamento dell’impianto |
| Tecnici della manutenzione | affidabilità delle apparecchiature |
| Fisici dei reattori | Gestione del nucleo/combustibile |
| Ingegneri termoidraulici | Sicurezza/funzionamento |
| Ingegneri strutturali/sismici | Sicurezza civile |
| Ingegneri elettrici | Sistemi di rete e impianti |
| Specialisti in strumentazione e controllo | Sistemi di controllo/protezione |
| Specialisti in sicurezza informatica | Sicurezza digitale |
| Personale addetto alla radioprotezione | Tutela dei lavoratori e del pubblico |
| Chimici | Liquido di raffreddamento/radiochimica |
| Specialisti del gas | Approvvigionamento/gestione |
| Ingegneri dei rifiuti | Condizionamento/smaltimento |
| Pianificatori di emergenza | Preparazione |
| Specialisti della qualità nucleare | Controllo qualità/garanzia di qualità |
| Ispettori NDE | Integrità dei componenti |
| Saldatori qualificati | Costruzione nucleare |
| Personale addetto al controllo del progetto | Costo/programma |
| Specialisti degli acquisti | Catena di approvvigionamento di grado nucleare |
| Specialisti legali | Licenze/contratti |
| Specialisti in salvaguardie | Contabilità dei materiali |
| Specialisti della sicurezza | Protezione fisica |
Queste persone diventano necessarie in momenti diversi.
L’ente regolatore deve essere dotato di personale prima del richiedente
Questo principio di sequenziamento è essenziale.
Supponiamo che un proprietario presenti una documentazione di sicurezza dettagliata nel 2029.
Se l’ente regolatore inizierà a reclutare revisori nel 2029:
APPLICATION READY
↓
REGULATOR NOT READY
↓
LICENSING DELAYPerciò:
La capacità normativa deve precedere la capacità progettuale, non seguirla.
La legislazione dell’UE richiede che le autorità di regolamentazione nazionali dispongano di un numero sufficiente di personale con qualifiche, esperienza e competenze adeguate.
Questo obbligo non può essere soddisfatto affidandosi indefinitamente a degli appaltatori.
L’assistenza tecnica esterna è legittima.
La decisione fondamentale deve rimanere interna.
L’Italia dovrebbe creare un modello nazionale per la forza lavoro.
Il modello non dovrebbe partire dalla scelta di un obiettivo arbitrario in termini di posti di lavoro.
Dovrebbe iniziare con il programma.
Per ogni anno del programma, dovrebbe essere posta la seguente domanda:
WHAT ACTIVITIES OCCUR?
↓
WHAT COMPETENCIES ARE REQUIRED?
↓
HOW MANY PEOPLE?
↓
WHEN MUST TRAINING BEGIN?Una struttura utile potrebbe essere:
Fase 1 — Rafforzamento istituzionale
Priorità:
- governo;
- regolatore;
- ufficio del programma;
- valutazione tecnologica;
- salvaguardie;
- capacità giuridica.
Fase 2 — Licenze e appalti
La priorità si estende a:
- analisti della sicurezza;
- ingegneri di cantiere;
- garanzia di qualità;
- approvvigionamento;
- carburante;
- finanziamento del progetto;
- specialisti ambientali.
Fase 3 — Costruzione
La forza lavoro si espande notevolmente nei seguenti settori:
- Ingegneria Civile;
- Produzione qualificata per il settore nucleare;
- saldatura;
- ispezione;
- impianto elettrico;
- CIRCUITO INTEGRATO;
- messa in servizio.
Fase 4 — Messa in servizio e funzionamento
Le priorità si spostano verso:
- operatori autorizzati;
- manutenzione;
- chimica;
- protezione dalle radiazioni;
- gestione del carburante;
- gestione delle interruzioni.
Ecco perché la curva della forza lavoro non segue la produzione del reattore.
Lo precede.
Schema testuale: il tempo di consegna del capitale umano
POLICY DECISION
│
▼
REGULATOR TRAINING
│
▼
OWNER ENGINEERING
│
▼
SUPPLY-CHAIN QUALIFICATION
│
▼
CONSTRUCTION WORKFORCE
│
▼
OPERATOR TRAINING
│
▼
COMMISSIONING
│
▼
FIRST POWERMolte delle persone necessarie alla fine di questa catena devono intraprendere un percorso di istruzione o formazione all’inizio del processo.
L’Italia dovrebbe utilizzare impianti stranieri come infrastrutture di formazione.
L’ingresso tardivo dell’Italia nel torneo potrebbe rivelarsi un vantaggio.
Prima che esistano i reattori nazionali, il personale italiano può addestrarsi presso:
- gestione di centrali nucleari estere;
- organizzazioni di regolamentazione;
- centri di ingegneria dei fornitori;
- progetti di costruzione di riferimento.
Gli incarichi di distacco dovrebbero essere mirati a:
- funzionamento del reattore;
- ispezione dei lavori edili;
- revisione normativa;
- gestione delle interruzioni;
- gestione del carburante;
- preparazione alle emergenze.
L’obiettivo non dovrebbe essere semplicemente quello di frequentare i corsi.
L’obiettivo dovrebbe essere quello di acquisire esperienza operativa sul campo .
Per esempio:
ITALIAN ENGINEER
↓
2–3 YEARS AT FOREIGN
REFERENCE PROJECT
↓
RETURNS TO ITALIAN
PROGRAMME
↓
TRANSFERS EXPERIENCELa durata esatta dipenderebbe dal ruolo e dagli accordi bilaterali.
Il principio è più importante del numero.
Un’accademia nucleare nazionale dovrebbe essere una rete piuttosto che un singolo edificio.
L’Italia possiede già importanti capacità educative attraverso:
- università;
- ENEA;
- CIRTEN;
- industria;
- centri di ricerca.
Una futura “Accademia Nucleare Italiana” non deve necessariamente riprodurre tutto questo in una nuova sede fisica.
Potrebbe funzionare come rete nazionale di qualificazione:
UNIVERSITIES
+
ENEA
+
CIRTEN
+
ISIN
+
OWNER
+
VENDORS
+
FOREIGN OPERATORS
↓
NATIONAL NUCLEAR
COMPETENCE SYSTEMDovrebbe coordinare:
- programmi di studio;
- borse di studio;
- apprendistato;
- simulatori;
- Incarichi all’estero;
- certificazioni specialistiche;
- licenze per operatori;
- formazione professionale continua.
Anche le attività qualificate nel settore nucleare meritano pari attenzione.
Un errore frequente nella pianificazione è quello di concentrarsi esclusivamente sugli ingegneri nucleari.
Un programma di costruzione necessita anche di:
- saldatori;
- installatori di tubature;
- elettricisti;
- specialisti del calcestruzzo;
- Esperienza di pre-morte personale;
- ispettori di qualità.
Un reattore non si costruisce solo con dottorati di ricerca.
La costruzione nucleare si differenzia dalla normale costruzione industriale perché:
WORK
↓
MUST BE DONE CORRECTLY
+
DOCUMENTED CORRECTLY
+
TRACEABLE
+
INSPECTABLELa cultura della qualità nucleare deve pertanto permeare l’intera catena di fornitura.
La fidelizzazione è importante quanto il reclutamento.
Un programma con ampi intervalli tra i progetti rischia di far perdere lavoratori qualificati.
Per esempio:
FOAK CONSTRUCTION
↓
5 YEAR GAP
↓
NEXT PROJECTpuò compromettere la continuità della forza lavoro.
I lavoratori qualificati potrebbero andarsene.
I fornitori possono rinunciare alla qualificazione nucleare.
Questo rappresenta un ulteriore argomento a favore di un programma di flotta piuttosto che di reattori isolati e unici, qualora il FOAK avesse successo.
Tabella 13.4-B — Modalità di fallimento delle risorse umane
| Fallimento | Conseguenze del programma |
|---|---|
| Regolatore assunto in ritardo | Ritardo nella concessione della licenza |
| Operatore assunto in ritardo | Ritardo nella messa in servizio |
| Eccessiva dipendenza da appaltatori | Memoria istituzionale debole |
| Nessun distacco all’estero | Poca esperienza pratica |
| Mestieri non qualificati | Collo di bottiglia nel settore edile |
| Ampio intervallo tra le unità | Dispersione della forza lavoro |
| Salari pubblici non competitivi | L’ente regolatore perde personale a favore dell’industria. |
| Nessuna pianificazione della successione | Competenze sull’invecchiamento |
| Formazione riservata ai fornitori | Dipendenza a lungo termine dai fornitori |
La questione salariale merita particolare attenzione.
Un ente regolatore che compete per gli stessi specialisti nucleari di:
- servizi pubblici;
- venditori;
- società di ingegneria;
Non è possibile mantenere l’indipendenza se la remunerazione e la struttura di carriera rendono impossibile la permanenza nel settore.
L’indipendenza istituzionale ha quindi una dimensione di capitale umano .
13.5 Le misure di salvaguardia e la protezione dalle radiazioni devono essere integrate nel programma fin dalla fase di progettazione.
Due funzioni rimangono particolarmente facili da fraintendere perché a volte vengono inglobate retoricamente nel concetto di “sicurezza nucleare”.
Sono:
- salvaguardie;
- protezione dalle radiazioni.
Nessuna delle due è identica alla sicurezza del reattore.
La distinzione dovrebbe essere esplicita:
SAFETY
↓
prevents and mitigates accidents
SECURITY
↓
protects against malicious acts
SAFEGUARDS
↓
verifies nuclear material
remains in peaceful use
RADIATION PROTECTION
↓
controls exposure of workers
and the publicTutti e quattro i sistemi interagiscono.
Nessuno può sostituirne un altro.
13.5.1 Nel ciclo del reattore e del combustibile devono essere previsti dei sistemi di salvaguardia.
L’Italia fa parte del sistema di salvaguardia Euratom.
La funzione di salvaguardia della Commissione europea verifica che i materiali nucleari non vengano deviati dai loro usi pacifici dichiarati e che gli obblighi connessi alle forniture nucleari e agli accordi internazionali siano rispettati.
Questo sistema non è facoltativo.
Un futuro gestore di reattori italiano dovrebbe mantenere una contabilità e un controllo dettagliati del materiale nucleare fin dal momento in cui ne entra in possesso.
L’attuale regolamento Euratom 2025/974 della Commissione , entrato in vigore nel luglio 2025 e che ha sostituito il precedente regolamento 302/2005, impone agli operatori di mantenere sistemi efficaci di contabilità e controllo dei materiali nucleari contenenti informazioni su:
- quantità;
- categoria;
- forma chimica/fisica;
- composizione;
- posizione;
- trasferimenti.
I registri devono consentire alla Commissione di verificare i flussi e gli stock dichiarati.
Ciò significa che prima dell’arrivo del primo combustibile, il reattore deve già possedere:
- aree di bilancio di massa;
- punti di misurazione;
- procedure contabili;
- sistemi di inventario;
- disposizioni in materia di contenimento/sorveglianza;
- processi di reporting;
- personale qualificato.
Non è possibile aggiungere dispositivi di sicurezza dopo la costruzione.
La Commissione europea ora promuove esplicitamente le salvaguardie fin dalla progettazione per i nuovi sistemi di reattori, compresi i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
La sequenza corretta è:
REACTOR DESIGN
↓
SAFEGUARDS REQUIREMENTS
↓
MEASUREMENT POINTS
↓
CAMERAS / SEALS / ACCESS
↓
ACCOUNTANCY SYSTEM
↓
CONSTRUCTIONnon:
REACTOR BUILT
↓
WHERE DO WE PUT
SAFEGUARDS EQUIPMENT?I combustibili avanzati modificano sostanzialmente la complessità delle salvaguardie
Per il combustibile convenzionale LEU LWR, le misure di salvaguardia sono ben consolidate.
HALEU e MOX non eliminano le misure di salvaguardia.
Possono accrescere la rilevanza contabile e di sicurezza dei materiali.
Il progetto MOX è particolarmente importante perché prevede l’introduzione nel programma di materiali contenenti plutonio.
Se l’Italia dovesse mai perseguire:
- Fabbricazione MOX;
- rielaborazione;
- combustibile a ciclo chiuso;
Il sistema di salvaguardia si estende ben oltre la ricezione del combustibile per i reattori.
Deve quindi comprendere:
MATERIAL INPUT
↓
PROCESS
↓
MATERIAL BALANCE
↓
RECOVERED MATERIAL
↓
WASTE
↓
NEW FUELQuesto è un ulteriore motivo per cui la strategia a ciclo chiuso deve essere considerata un programma infrastrutturale nazionale, piuttosto che una semplice caratteristica del reattore.
L’Italia dovrebbe creare un centro di competenza dedicato alle salvaguardie.
L’ISIN svolge già funzioni nazionali relative agli obblighi di salvaguardia internazionali.
Un nuovo programma energetico ne moltiplicherebbe la portata.
L’Italia dovrebbe pertanto garantire una sufficiente competenza nazionale nei seguenti ambiti:
- contabilità dei materiali nucleari;
- misurazioni;
- incertezza;
- verifica dell’inventario;
- movimentazioni di carburante;
- Rapporto Euratom;
- Interfacce dell’AIEA.
L’operatore necessita di personale addetto alla sicurezza.
Lo Stato necessita di una supervisione competente.
Si tratta di responsabilità separate.
La protezione dalle radiazioni inizia già in fase di progettazione.
La radioprotezione riguarda l’esposizione durante:
- normale funzionamento;
- manutenzione;
- rifornimento di carburante;
- interruzioni;
- gestione dei rifiuti;
- smantellamento.
L’Italia dispone già di un quadro giuridico completo attraverso il Decreto Legislativo 101/2020 , che attua la Direttiva 2013/59/Euratom.
Il decreto stabilisce tre principi fondamentali di radioprotezione:
- giustificazione;
- ottimizzazione;
- limitazione della dose.
Per i lavoratori e per il pubblico, l’ottimizzazione richiede che l’esposizione sia mantenuta al livello più basso ragionevolmente raggiungibile, tenendo conto dei fattori tecnici, economici e sociali.
Anche le norme di sicurezza di base dell’UE richiedono che la protezione sul lavoro includa:
- valutazione preliminare del rischio;
- ottimizzazione;
- classificazione dei lavoratori;
- aree controllate e sorvegliate;
- monitoraggio individuale;
- sorveglianza medica;
- formazione.
Ciò significa che la radioprotezione è in parte una disciplina di progettazione degli impianti .
Un impianto progettato male può causare decenni di esposizione professionale evitabile.
Alcuni esempi includono:
- valvole scarsamente schermate;
- componenti inaccessibili;
- gestione remota inadeguata;
- interventi di manutenzione inutilmente lunghi;
- Trappole di contaminazione.
Una progettazione migliore applica i principi ALARA a monte.
Schema testuale: il design influisce sulla dose a vita
EQUIPMENT LAYOUT
↓
ACCESSIBILITY
↓
MAINTENANCE TIME
↓
WORKER EXPOSURE
SHIELDING
↓
DOSE RATE
↓
WORKER EXPOSURE
REMOTE HANDLING
↓
LESS HUMAN PRESENCE
↓
LOWER EXPOSURELo Stato dovrebbe pertanto richiedere che le prestazioni in termini di esposizione alle radiazioni professionali siano incluse nel confronto tra i reattori.
Tabella 13.5-A — Documentazione relativa alla radioprotezione richiesta prima della selezione del reattore
| Zona | Informazioni richieste |
|---|---|
| dose di intervento normale | Esposizione prevista dei lavoratori |
| Dose di mantenimento | Esposizione a mansioni di rilievo |
| Rifornimento | Caratteristiche della dose per i lavoratori |
| Dose collettiva | Proiezione annuale |
| Punti caldi | Mitigazione della progettazione |
| Schermatura | Base di progettazione |
| Manutenzione a distanza | Capacità |
| Controllo della contaminazione | Architettura |
| Effluenti | Scarichi liquidi/gassosi previsti |
| Monitoraggio ambientale | Rete proposta |
| Gestione dei rifiuti | Esposizione occupazionale |
| Smantellamento | Caratteristiche di progettazione per la riduzione della dose |
L’obiettivo non dovrebbe essere quello di classificare le tecnologie utilizzando un singolo valore di dose ipotetico prima ancora che l’attività clinica sia operativa.
Dovrebbe essere per determinare se la protezione dalle radiazioni professionali è progettata in .
Le valutazioni radiologiche ambientali di base devono iniziare prima della costruzione.
Prima che il primo reattore entri in funzione, l’Italia dovrebbe stabilire misurazioni di riferimento a lungo termine di:
- aria;
- suolo;
- acqua;
- cibo;
- sedimenti;
- Radiazione di fondo.
Ciò crea un riferimento pre-operativo rispetto al quale valutare il monitoraggio ambientale futuro.
L’Italia già mantiene un sistema nazionale di monitoraggio della radioattività ambientale attraverso il sistema RESORAD, coordinato dall’ISIN, e il sistema SINRAD.
Un nuovo reattore richiederebbe un programma più intenso e specifico per il sito, integrato con la rete nazionale.
L’indipendenza istituzionale deve estendersi a tutte queste funzioni.
Lo stesso principio si ripresenta ripetutamente.
Il programma nucleare ha istituzioni che desiderano che il progetto abbia successo.
Deve inoltre disporre di istituzioni la cui missione sia quella di dire di no quando necessario.
Non si tratta di un conflitto istituzionale.
Si tratta dell’architettura della governance nucleare.
Un sistema credibile necessita quindi di una separazione deliberata:
PROMOTION
│
▼
"HOW DO WE BUILD IT?"
OPERATION
│
▼
"HOW DO WE RUN IT SAFELY?"
REGULATION
│
▼
"CAN IT BE LICENSED?"
SAFEGUARDS
│
▼
"WHERE IS THE NUCLEAR MATERIAL?"
RADIATION PROTECTION
│
▼
"ARE PEOPLE AND ENVIRONMENT PROTECTED?"Le risposte non dovrebbero provenire da un’unica organizzazione.
Architettura istituzionale principale per il programma nucleare italiano
PARLIAMENT
│
▼
NATIONAL LEGISLATION
│
▼
GOVERNMENT / POLICY LEVEL
│
┌────────────────┼────────────────┐
│ │ │
▼ ▼ ▼
MASE MEF MIMIT
│ │ │
└────────────────┼────────────────┘
▼
NUCLEAR PROGRAMME OFFICE
(NEPIO FUNCTION)
│
programme coordination
│
▼
OWNER / DEVELOPER
│
▼
LICENSEE
│
▼
OPERATING ORGANISATION
│
┌───────────────┼───────────────┐
▼ ▼ ▼
VENDOR EPC FUEL SUPPLIER
INDEPENDENT PARALLEL LINE
ISIN
│
SAFETY / INSPECTION
│
▼
LICENSING CONTROL
INTERNATIONAL CONTROL LINE
EURATOM + IAEA SAFEGUARDS
│
▼
NUCLEAR MATERIAL CONTROL
La struttura non è volutamente gerarchica tra:
- operatore;
- regolatore.
L’operatore non è subordinato a ISIN in quanto organizzazione aziendale.
È soggetto all’autorità di regolamentazione nell’ambito del quadro giuridico.
Analogamente, l’organismo di regolamentazione non dovrebbe essere subordinato, nelle sue valutazioni di sicurezza, all’ufficio di programma.
Tabella 13.5-B — Conflitti istituzionali che l’Italia deve prevenire
| Conflitto | Salvaguardia richiesta |
|---|---|
| L’ufficio del programma esercita pressioni sull’ente regolatore per la pianificazione | Indipendenza regolamentare statutaria |
| Il fornitore detiene la maggior parte delle conoscenze tecniche. | Solida capacità di ingegneria proprietaria |
| Operatore con personale insufficiente | Condizioni di licenza / requisiti di personale |
| L’ente regolatore perde personale a favore dell’industria. | Politica di reclutamento di personale indipendente e competitivo |
| L’organizzazione di supporto tecnico diventa di fatto l’ente regolatore. | ISIN mantiene il potere di giudizio |
| Il finanziamento governativo crea pressione per la licenza | separazione giuridica tra decisioni economiche e decisioni in materia di sicurezza. |
| Misure di sicurezza aggiunte in ritardo | Misure di sicurezza fin dalla progettazione |
| La radioprotezione è considerata una questione esclusivamente operativa. | Fase di progettazione ALARA |
| Il ruolo pregresso di SOGIN è confuso con quello del futuro operatore. | Mandati separati |
| Il ruolo di valutazione di Nuclitalia è assunto paritario rispetto all’operatore | È richiesta la designazione formale di proprietario/gestore. |
Il programma dovrebbe prevedere dei punti di controllo per la preparazione istituzionale.
La tecnologia non dovrebbe progredire più velocemente dello Stato.
Un sistema efficace richiederebbe dei punti di controllo istituzionali formali.
Gate I1 — Governance del programma
Prima della selezione tecnologica:
- L’ufficio del programma è operativo;
- Definizione delle responsabilità dei ministeri;
- È stata stabilita la gerarchia decisionale.
Porta I2 — Capacità di regolazione
Prima della revisione formale del progetto:
- Approvato il piano di organico ISIN;
- Accesso all’assistenza tecnica stabilito;
- Metodologia di licenza disponibile.
Porta I3 — Capacità del proprietario
Prima dell’ottenimento delle autorizzazioni edilizie:
- Titolare/licenziatario costituito;
- Sistema di gestione nucleare in funzione;
- Capacità di gestione intelligente del cliente dimostrata.
Gate I4 — Forza lavoro
Prima dell’inizio dei lavori di costruzione principali:
- Programma di qualificazione della forza lavoro edile in funzione;
- È attivo il programma di formazione degli operatori;
- risorse di regolamentazione sufficienti.
Porta I5 — Misure di sicurezza
Prima della ricezione del materiale nucleare:
- Sistema di contabilità dei materiali approvato;
- Stabilite le interfacce con Euratom;
- dispositivi di sicurezza integrati.
Porta I6 — Protezione dalle radiazioni
Prima della messa in servizio:
- Organizzazione per la radioprotezione con personale;
- dosimetria;
- Livello ambientale di riferimento;
- monitoraggio dei sistemi operativi.
Porta I7 — Prontezza operativa
Prima del rifornimento di carburante:
- operatori in possesso di licenza;
- sono state attivate le misure di emergenza;
- organizzazione di manutenzione pronta;
- procedure validate;
- L’ente regolatore è pronto per la supervisione operativa.
Il principio fondamentale è:
REACTOR READY
+
STATE READY
+
OPERATOR READY
=
FUEL LOADSe manca un elemento:
NO FUEL LOADLo Stato italiano dovrebbe misurare la capacità, non le istituzioni create
Un errore comune nel settore pubblico sarebbe quello di affermare di aver fatto progressi perché:
- È stato istituito il comitato;
- ufficio creato;
- memorandum firmato;
- l’accademia ha annunciato.
Questi sono gli input.
La vera domanda è:
L’istituzione è in grado di svolgere la funzione nucleare richiesta?
Per esempio:
REGULATOR EXISTS
≠
REGULATOR CAN REVIEW
AN ADVANCED REACTORAnalogamente:
NUCLEAR ACADEMY EXISTS
≠
LICENSED OPERATORS AVAILABLEE:
NUCLITALIA EXISTS
≠
ITALIAN LICENSEE EXISTSGli indicatori chiave di prestazione (KPI) del programma dovrebbero quindi misurare le capacità.
Tabella 13.5-C — Indicatori di capacità istituzionale
| Istituzione | Metrica debole | Un indicatore efficace |
|---|---|---|
| Regolatore | Numero di dipendenti | Competenze disponibili per la revisione della sicurezza |
| Ufficio del programma | Riunioni tenute | Decisioni cruciali chiuse nei tempi previsti |
| Proprietario | Società costituita | sistema di gestione nucleare dimostrato |
| Sistema universitario | Corsi annunciati | Laureati qualificati che accedono al programma |
| Formazione | Ore consegnate | Personale qualificato per ruoli specifici |
| Misure di salvaguardia | Ufficio istituito | Sistema di contabilità dei materiali convalidato |
| Protezione dalle radiazioni | Procedure scritte | Monitoraggio/dosimetria operativa |
| cooperazione internazionale | Protocolli d’intesa firmati | Personale integrato nei programmi di riferimento |
Questa distinzione è fondamentale perché i programmi nucleari possono apparire avanzati dal punto di vista amministrativo pur rimanendo tecnicamente impreparati.
Conclusioni finali del governo — Capitolo 13
L’Italia non ha bisogno di inventare uno Stato nucleare dal nulla.
È necessario trasformare l’attuale sistema di governance nucleare obsoleto in un sistema di governance nucleare che copra l’intero ciclo di vita .
Si potrebbe affermare che tale trasformazione sia altrettanto impegnativa quanto la costruzione di un reattore nucleare.
Lo Stato deve contemporaneamente creare o rafforzare:
- coordinamento centrale del programma;
- capacità regolamentare;
- capacità di proprietario/gestore;
- forza lavoro nel settore nucleare;
- salvaguardie;
- protezione dalle radiazioni;
- istituzioni di emergenza;
- infrastrutture di qualità.
Il principio fondamentale dovrebbe essere la separazione dei ruoli.
L’istituzione che promuove il programma non dovrebbe regolarlo.
L’istituzione che regola il programma non dovrebbe esserne proprietaria.
Il fornitore non deve sostituirsi all’operatore in termini di competenza tecnica.
Non si dovrebbe consentire all’operatore di esternalizzare la responsabilità della sicurezza.
E lo Stato non dovrebbe permettere che la pressione legata alle scadenze si trasformi in pressione regolamentare.
L’architettura corretta è:
GOVERNMENT
↓
SETS POLICY
PROGRAMME OFFICE
↓
COORDINATES DELIVERY
OWNER / OPERATOR
↓
BUILDS AND OPERATES
ISIN
↓
REGULATES INDEPENDENTLY
EURATOM / IAEA
↓
VERIFY SAFEGUARDS
RADIATION-PROTECTION SYSTEM
↓
PROTECTS WORKERS AND PUBLICQuesta separazione istituzionale non è una duplicazione burocratica.
Si tratta di una delle barriere di sicurezza fondamentali del programma nucleare.
La trasformazione più importante necessaria per il resto degli anni 2020 non è quindi semplicemente:
NO REACTORS
↓
NEW REACTORSÈ:
LEGACY NUCLEAR STATE
↓
PROGRAMME STATE
↓
LICENSING STATE
↓
CONSTRUCTION STATE
↓
OPERATING NUCLEAR STATEOgni transizione richiede capacità che devono esistere prima che possa iniziare la successiva.
La legge istitutiva del governo Meloni crea le condizioni politiche e giuridiche per avviare questa ricostruzione istituzionale. Tuttavia, al 27 settembre 2026, il Parlamento ha approvato il quadro di delega, mentre la struttura delegata dettagliata deve ancora essere definita.
Ciò significa che le decisioni istituzionali più importanti devono ancora essere prese.
L’Italia deve stabilire:
- che esercita la funzione permanente di coordinamento del programma NEPIO;
- come tale organizzazione si relaziona con MASE, MEF, MIMIT e la Presidenza del Consiglio;
- a chi apparterrà il primo reattore?
- chi deterrà la licenza nucleare;
- chi gestirà l’impianto;
- come verrà dimostrata la competenza dell’operatore prima della costruzione;
- come verranno tutelati l’indipendenza, il budget e il personale dell’ISIN;
- come verranno utilizzate le evidenze normative estere senza creare dipendenza normativa;
- come verrà costituita la forza lavoro nazionale nel settore nucleare prima del rilascio delle licenze e dell’inizio della costruzione;
- come le salvaguardie di Euratom e dell’AIEA saranno integrate fin dalla fase di progettazione;
- come la protezione dalle radiazioni per i lavoratori e il pubblico verrà integrata nella fase di progettazione anziché aggiunta durante il funzionamento;
- come verrà testata la prontezza istituzionale prima del rifornimento di carburante.
Lo Stato non dovrebbe permettere che le pressioni commerciali inducano a rispondere a tali domande in modo automatico.
A tali quesiti occorre dare una risposta mirata attraverso la legislazione, la regolamentazione e la progettazione di programmi.
La vera prova per la ripartenza del nucleare italiano non sarà quindi la capacità dell’Italia di acquistare un reattore sofisticato.
Molti paesi possono acquistare la tecnologia.
La sfida più ardua è capire se l’Italia sarà in grado di ricreare, per molti decenni, la capacità istituzionale necessaria per comprendere, autorizzare, regolamentare, gestire, contestare il fornitore, tutelare i propri dipendenti, rendicontare il materiale nucleare e amministrare le proprie responsabilità in modo autonomo .
Solo quando tale capacità sarà esistente, l’Italia sarà passata dal possedere una politica nucleare al possedere uno Stato nucleare.
Capitolo 14 — Approvvigionamento, costruzione e gestione della flotta
Un programma nucleare non si considera concluso quando una tecnologia per il reattore è stata selezionata, finanziata e autorizzata.
A quel punto inizia la fase operativa più spietata.
L’Italia deve convertirsi:
- un progetto di riferimento;
- impegni contrattuali;
- migliaia di requisiti tecnici;
- milioni di componenti e documenti;
- molteplici fornitori nazionali e internazionali;
- opere civili;
- sistemi meccanici;
- impianti elettrici;
- sistemi di controllo digitali;
- materiali qualificati per l’uso nucleare;
- personale qualificato;
in un unico impianto fisico la cui configurazione corrisponde esattamente al dossier di sicurezza approvato dall’ente regolatore.
È qui che la distinzione tra una strategia nucleare e una capacità di lancio di armi nucleari diventa decisiva.
Un Paese può avere ingegneri nucleari eccellenti e tuttavia non riuscire a costruire un reattore in modo efficiente.
Un fornitore di reattori può essere in possesso di un progetto brevettato e tuttavia non riuscire a riprodurlo in modo economicamente vantaggioso.
Un’impresa edile può costruire con successo un impianto industriale e non essere comunque preparata per la costruzione di un impianto nucleare.
Un componente può soddisfare le specifiche meccaniche e risultare comunque inutilizzabile perché:
- La documentazione è incompleta;
- Manca la tracciabilità dei materiali;
- La qualificazione della procedura di saldatura è inadeguata;
- Il controllo qualità del fornitore non è stato approvato;
- I verbali di ispezione sono difettosi;
- La configurazione non corrisponde al progetto approvato.
La costruzione di centrali nucleari si differenzia quindi dalle normali grandi infrastrutture per un aspetto importante.
Il prodotto in fase di costruzione è contemporaneamente:
A PHYSICAL POWER STATION
+
A REGULATED SAFETY CASE
+
A COMPLETE DOCUMENTARY RECORDI tre devono rimanere allineati.
L’Agenzia Internazionale per l’Energia Atomica (AIEA) definisce la gestione di un progetto nucleare come l’organizzazione, il coordinamento e il controllo di una complessa combinazione di risorse umane, attrezzature, materiali, catene di approvvigionamento, tempistiche e qualità. Le sue linee guida sottolineano che una gestione competente della costruzione riduce non solo i costi fisici del progetto, ma anche gli interessi maturati durante la costruzione, mentre un controllo inadeguato delle interfacce, modifiche progettuali e scarse capacità del committente possono generare ritardi significativi e costi aggiuntivi.
Questa osservazione è particolarmente importante per l’Italia.
Durante la ripartenza del nucleare, la tentazione sarà quella di credere che il rischio di approvvigionamento possa essere trasferito all’estero:
Selezionare un fornitore di reattori affermato, assegnare un contratto “chiavi in mano” e richiedere al fornitore di consegnare l’impianto.
Questo modello può trasferire importanti responsabilità.
Non può esonerare dalle responsabilità il proprietario o il titolare della licenza italiano.
Anche in un contesto di ingegneria, approvvigionamento e costruzione altamente integrato, il futuro gestore nucleare italiano deve essere in grado di comprendere:
- ciò che è stato acquistato;
- quali requisiti si applicano;
- quale fornitore ha realizzato ciascun componente;
- quali deviazioni si sono verificate?
- come sono state risolte tali deviazioni;
- quale configurazione è stata infine installata?
- se l’impianto consegnato corrisponde al progetto concesso in licenza.
Il sistema di appalti dovrebbe pertanto essere concepito attorno a un principio centrale:
L’Italia dovrebbe acquistare una centrale nucleare senza esternalizzare la capacità di comprenderla, controllarla ed eventualmente gestirla.
Questa distinzione diventa ancora più importante se l’obiettivo nazionale non è un singolo reattore isolato, bensì un’intera flotta.
Il primo reattore italiano conterrà inevitabilmente una componente significativa di combustibile nucleare esaurito di produzione nazionale (FOAK).
La giustificazione economica di un programma SMR, tuttavia, dipende in larga misura da ciò che accade in seguito.
Il programma deve procedere da:
FOAK
↓
LEARNING
↓
STANDARDISATION
↓
REPETITION
↓
SHORTER CONSTRUCTION
↓
LOWER RISK
↓
LOWER FINANCING COST
↓
FLEET ECONOMICSSe ogni nuovo sito introduce:
- un reattore diverso;
- diversi progetti di ingegneria civile;
- turbina diversa;
- carburante diverso;
- diversi sistemi di sicurezza;
- diversa piattaforma digitale;
- diverso imballaggio dei rifiuti;
- diversa interpretazione delle licenze;
Il programma si farà carico ripetutamente dei costi di questa implementazione pionieristica.
La sola produzione industriale non può compensare la continua riprogettazione.
Ciò rende l’approvvigionamento, il controllo della configurazione e la standardizzazione della flotta questioni strategiche centrali, piuttosto che questioni amministrative da affrontare dopo la selezione del reattore.
14.1 L’Italia deve scegliere un modello contrattuale prima di scegliere quanto rischio ritiene di aver trasferito
Non esiste un unico modello contrattuale per la costruzione di nuove centrali nucleari.
L’esperienza internazionale distingue in linea generale tra soluzioni “chiavi in mano” altamente integrate e approcci più frammentati in cui il committente stipula contratti separati per pacchetti differenti.
Le linee guida dell’AIEA descrivono storicamente tre grandi famiglie:
- chiavi in mano;
- confezione divisa;
- strutture multi-contratto o non chiavi in mano.
In un accordo “chiavi in mano”, un unico appaltatore principale si assume la piena responsabilità della progettazione e della costruzione e può anche partecipare attivamente alla messa in servizio, all’avviamento e alla fornitura iniziale di combustibile.
Nelle strutture non “chiavi in mano”, la responsabilità è distribuita tra diversi appaltatori, lasciando al committente una responsabilità sostanzialmente maggiore per l’integrazione del progetto e le interfacce.
La scelta contrattuale modifica radicalmente le competenze che l’Italia deve possedere.
Modello chiavi in mano / EPC
Una disposizione semplificata è la seguente:
ITALIAN OWNER
│
▼
MAIN EPC / REACTOR CONTRACTOR
│
├── NSSS
├── civil
├── turbine island
├── electrical systems
├── I&C
├── procurement
└── subcontractorsI vantaggi principali sono evidenti.
Il proprietario riceve:
- un minor numero di interfacce contrattuali principali;
- una controparte principale;
- maggiore concentrazione di responsabilità nominale;
- Architettura dei sinistri più semplice;
- integrazione potenzialmente più forte degli orari.
Per un Paese che sta ricostruendo la propria capacità di possedere armi nucleari, questa opzione può risultare allettante.
Ma le espressioni “chiavi in mano” e “prezzo fisso” possono creare un’illusione pericolosa.
Un appaltatore può accettare solo i rischi che comprende e che è in grado di quantificare in termini monetari.
Se le incertezze sono eccessive, l’appaltatore potrà:
- addebitare un premio di rischio considerevole;
- escludere i rischi importanti;
- richiedere in seguito una tutela contrattuale;
- rifiutare di fare un’offerta.
Il proprietario deve quindi comprendere esattamente cosa include il prezzo dell’EPC.
Un contratto a “prezzo fisso” da 4 miliardi di euro potrebbe comunque escludere:
- condizioni del sito;
- Importanti modifiche alle licenze;
- Modifiche progettuali richieste dal proprietario;
- la rete funziona;
- infrastrutture di raffreddamento;
- carburante;
- modifiche di sicurezza;
- inflazione al di sopra di soglie definite;
- forza maggiore;
- modifiche normative;
- determinati guasti in fase di messa in servizio.
La reale struttura del rischio è contenuta nelle definizioni contrattuali, non nella descrizione di marketing.
Tabella 14.1-A — Cosa può e cosa non può significare il termine “chiavi in mano”
| Problema | Può potenzialmente essere trasferito all’EPC | Non si può presumere con certezza che sia stato trasferito |
|---|---|---|
| Gestione dettagliata della costruzione | SÌ | — |
| Coordinamento dei principali fornitori | SÌ | — |
| Programma degli approvvigionamenti | SÌ | — |
| Produttività edilizia | Sostanzialmente | Non tutte le cause esterne |
| Responsabilità di progettazione | Sostanzialmente | La responsabilità delle licenze in Italia rimane |
| Qualità dei subappaltatori | Sì, contrattualmente. | Il proprietario ha ancora bisogno di supervisione |
| Conformità normativa | L’appaltatore supporta | Il titolare della licenza rimane responsabile |
| Condizioni del sito | Specifico del contratto | Spesso il rischio del proprietario |
| Cambiamento politico | Raramente completamente | Solitamente Stato/proprietario |
| Collegamento alla rete | A volte separati | Deve essere assegnato esplicitamente |
| Disponibilità di carburante | Dipende dal pacchetto | La questione strategica tra Stato e proprietario rimane |
| Responsabilità finale per la sicurezza nucleare | NO | Il titolare della licenza la conserva |
La distinzione fondamentale è:
CONTRACTUAL RESPONSIBILITY
≠
NUCLEAR SAFETY RESPONSIBILITYIl titolare della licenza non può rendersi istituzionalmente ignorante semplicemente perché un appaltatore ha accettato la responsabilità commerciale.
Contratti a pacchetto frazionato
Un secondo modello suddivide il progetto in diversi grandi pacchetti contrattuali.
Per esempio:
OWNER
│
├── REACTOR ISLAND
│
├── TURBINE ISLAND
│
├── CIVIL WORKS
│
├── ELECTRICAL
│
├── I&C
│
└── BALANCE OF PLANTQuesto modello può aumentare la concorrenza.
Ciò potrebbe anche facilitare la partecipazione industriale italiana, poiché le imprese nazionali potrebbero partecipare direttamente alle gare d’appalto per lotti di grandi dimensioni, anziché operare esclusivamente come subappaltatori per conto di un’organizzazione EPC straniera.
Ma in tal caso il proprietario si assume il rischio dell’interfaccia .
Tale rischio può essere grave.
Supponiamo:
REACTOR VENDOR
designs interface A
CIVIL CONTRACTOR
builds interface B
TURBINE CONTRACTOR
requires interface CSe i tre presupposti non corrispondono esattamente, il proprietario deve risolvere l’incompatibilità.
I problemi di interfaccia possono causare:
- riprogettazione;
- lavori di rifacimento edilizio;
- ritardo;
- pretese contrattuali;
- modifiche alle licenze.
Quanto più frammentato è il modello contrattuale, tanto più sofisticato deve essere il committente dal punto di vista tecnico.
Modello multi-contratto
Nella situazione più frammentata, il proprietario stipula contratti direttamente con decine o centinaia di fornitori principali.
Ciò può massimizzare l’industria locale e gli appalti competitivi.
Inoltre, ciò crea la massima richiesta di capacità da parte del proprietario.
Di fatto, il proprietario diventa il principale integratore di sistema.
Per la FOAK italiana, un modello del genere sarebbe ad alto rischio a meno che il proprietario non disponga di un’organizzazione con una profonda esperienza nella gestione di progetti nucleari.
Tabella 14.1-B — Compromesso tra modello contrattuale e modello
| Modello | onere di integrazione da parte del proprietario | Concentrazione dei fornitori | Opportunità di approvvigionamento diretto in Italia | rischio interfaccia |
|---|---|---|---|---|
| Soluzioni chiavi in mano/EPC | Inferiore | Alto | Mezzo | Basso-medio |
| Pacchetto diviso | Medio-alto | Mezzo | Alto | Alto |
| Multi-contratto | Molto alto | Inferiore | Molto alto | Molto alto |
Non esiste un modello universalmente superiore.
La scelta dipende dalla maturità del proprietario italiano.
La domanda corretta non è quindi:
Quale contratto offre all’Italia il prezzo EPC più basso?
È:
Quale struttura contrattuale assegna ciascun rischio a un’organizzazione in grado di controllarlo senza creare interfacce ingestibili per il committente italiano?
La capacità del proprietario dovrebbe determinare la frammentazione degli appalti
Il primo progetto italiano dovrebbe essere conservativo per quanto riguarda le interfacce.
I progetti futuri potrebbero essere diversi.
Un programma razionale potrebbe evolversi nel modo seguente:
ITALIAN FOAK
↓
highly integrated contractual structure
↓
Italian owner learns
↓
Italian suppliers qualify
↓
greater domestic package responsibility
↓
fleet replicationpiuttosto che:
ITALIAN FOAK
↓
maximum local content immediately
↓
large number of inexperienced nuclear interfaces
↓
schedule failureLa politica industriale e la realizzazione dei progetti devono pertanto essere coordinate.
La localizzazione dovrebbe avvenire laddove l’industria italiana possa effettivamente esercitare un controllo:
- qualità;
- programma;
- documentazione;
- standard nucleari.
Non dovrebbe essere massimizzato meccanicamente.
L’ufficio acquisti deve congelare l’impianto di riferimento
Forse la disciplina contrattuale più importante è la stabilità del progetto.
Non è possibile realizzare una flotta basata su componenti prodotti in fabbrica se ogni acquirente richiede personalizzazioni a livello nazionale.
Il governo e il committente dovrebbero pertanto individuare un progetto di riferimento e limitare le deviazioni.
La sequenza corretta è:
REFERENCE DESIGN
↓
ITALIAN REGULATORY DIFFERENCES
↓
SITE-SPECIFIC REQUIREMENTS
↓
MINIMUM NECESSARY MODIFICATIONS
↓
DESIGN FREEZE
↓
SERIAL PROCUREMENTL’alternativa dannosa è:
REFERENCE REACTOR
↓
MINISTRY MODIFICATION
+
REGULATOR MODIFICATION
+
UTILITY PREFERENCE
+
LOCAL SITE PREFERENCE
+
ITALIAN SUPPLIER REDESIGN
↓
ITALIAN UNIQUE REACTORA quel punto il programma avrebbe sacrificato uno dei principali argomenti economici a favore della diffusione dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Le modifiche al progetto devono diventare una questione di competenza esclusiva dell’autorità di controllo del progetto.
I grandi progetti infrastrutturali raramente evitano completamente le modifiche.
Ma i progetti nucleari possono diventare finanziariamente instabili quando si verificano cambiamenti dopo:
- Blocco del progetto;
- approvvigionamento;
- produzione;
- getto di calcestruzzo.
Una modifica progettuale può avere ripercussioni su molteplici attività a valle.
Per esempio:
VALVE REQUIREMENT CHANGES
↓
PIPE DESIGN CHANGES
↓
SUPPORT CHANGES
↓
CIVIL EMBEDMENT CHANGES
↓
PROCUREMENT CHANGES
↓
SAFETY ANALYSIS UPDATE
↓
REGULATOR REVIEWPertanto ogni cambiamento deve essere classificato secondo:
- importanza per la sicurezza;
- costo;
- programma;
- impatto delle licenze;
- impatto sull’interfaccia.
Nessuna “piccola modifica” richiesta per motivi politici dovrebbe eludere questa procedura.
14.2 La localizzazione della catena di approvvigionamento nucleare richiede qualificazione, tracciabilità e una cultura industriale diversa
L’Italia possiede una solida base industriale avanzata.
Ciò non significa che ogni produttore italiano di alta qualità sia automaticamente un fornitore qualificato per il settore nucleare.
La distinzione è fondamentale.
Un’azienda può produrre:
- eccellenti recipienti a pressione;
- Condotte sottomarine;
- componenti aerospaziali;
- valvole ad alta integrità;
- sistemi elettrici avanzati;
e richiedono ancora ulteriori qualifiche prima di poter fornire componenti nucleari legati alla sicurezza.
Qualità nucleare non significa semplicemente:
“Migliore produzione”.
Significa che il prodotto viene fabbricato all’interno di un sistema controllato in grado di dimostrare in modo continuativo che tutti i requisiti di sicurezza applicabili sono stati soddisfatti.
La definizione della NRC statunitense è utile perché esprime chiaramente il principio: la garanzia di qualità nucleare consiste nelle azioni pianificate e sistematiche necessarie per fornire un’adeguata fiducia nel fatto che una struttura, un sistema o un componente funzioneranno in modo soddisfacente durante il servizio. Comprende procedure, registrazioni, ispezioni, azioni correttive e audit, e si estende a licenziatari e fornitori.
L’Italia utilizzerà in definitiva il quadro normativo/di codificazione europeo e italiano applicabile al reattore selezionato, e non automaticamente le norme statunitensi.
Ma la logica di base della qualità è universale.
Il prodotto nucleare è il componente più la sua evidenza
Si consideri una valvola relativa alla sicurezza nucleare.
Il suo risultato finale non è semplicemente:
VALVEÈ:
VALVE
+
MATERIAL CERTIFICATES
+
HEAT / BATCH TRACEABILITY
+
WELD RECORDS
+
PROCEDURE QUALIFICATION
+
PERSONNEL QUALIFICATION
+
NDE RECORDS
+
DIMENSIONAL INSPECTION
+
PRESSURE TEST
+
DEVIATION HISTORY
+
QUALITY RELEASEIn caso di mancanza di dati essenziali, la valvola fisica potrebbe diventare inutilizzabile.
Ciò rappresenta una sfida strategica di grande rilievo per un Paese impegnato nella ricostruzione di infrastrutture nucleari.
La filiera nucleare deve imparare che:
La documentazione è parte integrante del prodotto.
La fase di qualificazione dovrebbe iniziare anni prima della costruzione.
L’approccio sbagliato sarebbe quello di aspettare la fase di appalto EPC e poi scoprire che importanti fornitori italiani non dispongono di:
- sistemi di controllo qualità richiesti;
- Codici di codifica;
- procedure di saldatura qualificate;
- riferimenti nucleari;
- cronologia delle verifiche.
L’approccio corretto è:
2026–2028
SUPPLY-CHAIN MAPPING
↓
GAP ANALYSIS
↓
QUALIFICATION PROGRAMMES
↓
AUDITS
↓
REFERENCE ORDERS / FOREIGN PROJECTS
↓
ITALIAN FOAK PROCUREMENTCiò consente alle imprese italiane di utilizzare i programmi nucleari esteri in corso come piattaforme di qualificazione.
Le categorie dei fornitori dovrebbero determinare l’onere di qualificazione
Non tutti gli articoli richiedono lo stesso trattamento di qualità nucleare.
Un progetto nucleare comprende:
SAFETY-CLASS COMPONENTS
+
IMPORTANT-TO-SAFETY COMPONENTS
+
CONVENTIONAL INDUSTRIAL COMPONENTSIl processo di approvvigionamento deve classificarli correttamente.
Una classificazione eccessiva aumenta i costi inutilmente.
La sottoclassificazione compromette la sicurezza.
Questo è uno dei motivi per cui il giudizio ingegneristico deve rimanere integrato con la fase di approvvigionamento.
I componenti di livello commerciale richiedono una dedica formale laddove siano accreditati per la sicurezza
Le moderne catene di approvvigionamento utilizzano sempre più spesso componenti commerciali di alta qualità laddove non esistono più fornitori specializzati nel settore nucleare o dove la tecnologia industriale si è diffusa in mercati commerciali più ampi.
Ciò non è di per sé inaccettabile.
Tuttavia, i componenti a cui viene attribuita una funzione di sicurezza richiedono un processo controllato che dimostri la loro capacità di svolgere tale funzione.
Il sistema di assegnazione dei componenti di livello commerciale della NRC (Nuclear Regulatory Commission) ne è un esempio consolidato: le caratteristiche critiche devono essere identificate e verificate tramite ispezione, test o analisi prima che un componente commerciale venga accettato come equivalente per la relativa funzione di sicurezza nucleare.
L’Italia avrà bisogno di una logica regolamentare equivalente, adeguata ai codici e al quadro di licenze che ha scelto.
Il principio fondamentale è:
AVAILABLE ON COMMERCIAL MARKET
≠
AUTOMATICALLY ACCEPTABLE
FOR NUCLEAR SAFETY FUNCTIONGli articoli contraffatti, fraudolenti e sospetti devono essere trattati come rischio per il programma.
Le catene di approvvigionamento del nucleare sono lunghe.
Un reattore principale può contenere i componenti prodotti:
- in diversi paesi;
- da più livelli di subappaltatori;
- nel corso di diversi anni.
Ciò comporta l’esposizione a:
- certificati di materiale contraffatto;
- risultati dei test fraudolenti;
- materiali sostitutivi;
- modifiche di produzione non approvate;
- parti non autorizzate.
L’esperienza storica della NRC ha portato all’introduzione di controlli espliciti che rafforzano il coinvolgimento degli ingegneri, la verifica degli acquisti e l’individuazione di prodotti commercializzati in modo fraudolento.
L’Italia dovrebbe considerare la questione in entrambi i modi:
- rischio di qualità;
- rischio per la sicurezza.
Il futuro proprietario dell’impianto nucleare dovrebbe mantenere una visibilità completa sui fornitori, anche al di là del primo livello.
Mappa della catena di approvvigionamento
OWNER
│
▼
TIER 1 — MAJOR CONTRACTOR
│
▼
TIER 2 — SYSTEM SUPPLIERS
│
▼
TIER 3 — COMPONENT SUPPLIERS
│
▼
TIER 4 — MATERIAL / SUBCOMPONENT
│
▼
RAW MATERIAL SOURCEPer gli elementi rilevanti per la sicurezza, il programma dovrebbe sapere chi occupa ogni livello pertinente.
Tabella 14.2-A — Dimensioni minime di qualificazione dei fornitori
| Dimensione | Documentazione richiesta |
|---|---|
| Capacità tecnica | Il prodotto può soddisfare le specifiche |
| Controllo qualità nucleare | Programma di gestione/qualità approvato |
| Codici/standard | Certificazione applicabile |
| Tracciabilità dei materiali | Completare |
| Saldatura | Processi/personale qualificato |
| NDE | Procedure/personale qualificato |
| Storia della produzione | Dimostrato |
| Salute finanziaria | Il fornitore può resistere per tutta la durata del progetto |
| Sicurezza informatica | Adatto per la fornitura digitale |
| Prevenzione della contraffazione | Controlli stabiliti |
| Supervisione dei subfornitori | Visibile e verificabile |
| Programma di azioni correttive | Funzionamento |
| Conservazione dei documenti | Requisiti del ciclo di vita soddisfatti |
| Controllo della configurazione | Controllo della progettazione/revisione |
| Capacità | Può rispettare gli orari della flotta |
La salute finanziaria merita particolare attenzione.
Un fornitore specializzato tecnicamente eccellente che diventa insolvente durante la fase di costruzione può causare notevoli ritardi.
La resilienza della catena di approvvigionamento nucleare richiede pertanto una combinazione di:
- tecnico;
- finanziario;
- geopolitico;
valutazione.
I contenuti locali devono essere separati dai contenuti locali qualificati in ambito nucleare.
Supponiamo che il 70% della spesa avvenga in Italia.
Questa cifra è economicamente interessante.
Ciò dice ben poco sulla sovranità nucleare se le aziende italiane non controllano funzioni ad alto valore aggiunto.
L’Italia dovrebbe distinguere:
LOCAL SPEND
↓
jobs / GDP
NUCLEAR-QUALIFIED LOCAL CONTENT
↓
industrial competence
STRATEGIC LOCAL CONTENT
↓
engineering / IP / safety /
maintenance sovereigntyLa gettata di calcestruzzo in loco e la produzione in loco dei componenti interni del reattore non sono strategicamente equivalenti.
Il programma dovrebbe pertanto rendicontare la localizzazione per pacchetto di lavoro anziché in percentuale.
Tabella 14.2-B — Gerarchia di localizzazione
| Livello | Esempio | Strategico |
|---|---|---|
| Spesa locale di base | alloggio, servizi generali | Basso |
| Costruzione convenzionale | opere civili | Mezzo |
| Costruzione nucleare | ingegneria civile/meccanica relativa alla sicurezza | Alto |
| Componenti nucleari | valvole, tubazioni, scambiatori di calore | Alto |
| Digitale/Istruzione e Controllo | sistemi di controllo | Molto alto |
| Ingegneria progettuale | responsabilità in materia di sicurezza/progettazione | Molto alto |
| Carburante | capacità di arricchimento/fabbricazione | Strategico |
| Servizi per l’intero ciclo di vita | manutenzione/ricambi | Strategico |
| diritti di esportazione | capacità di fornire la flotta all’estero | Molto alto |
La cultura della qualità è importante quanto i manuali scritti di controllo qualità.
Un fornitore può possedere un manuale di controllo qualità sofisticato e comunque ottenere risultati scadenti.
La vera prova è il comportamento.
Una cultura efficace della qualità nucleare richiede ai lavoratori di:
- Interrompere il lavoro in caso di problemi;
- deviazioni documentate;
- rifiutare riparazioni non autorizzate;
- preservare la tracciabilità;
- segnalare i difetti.
La cultura indesiderabile è:
"MAKE IT FIT"La cultura nucleare deve essere:
"SHOW THAT IT CONFORMS"Questa differenza dovrebbe essere inclusa nella valutazione dei fornitori.
14.3 La costruzione deve essere gestita simultaneamente come controllo della configurazione, controllo della pianificazione e produzione di documentazione.
La costruzione di un impianto nucleare comprende milioni di singole attività.
La sfida non consiste semplicemente nel completarli.
La sfida è completarli:
- nella sequenza corretta;
- secondo il progetto approvato;
- con qualità verificata;
- con prove adeguate per il rilascio di licenze e l’avvio di attività.
Il committente necessita pertanto di un sistema integrato di controllo del progetto .
Come minimo dovrebbe includere:
- costo;
- programma;
- ingegneria;
- approvvigionamento;
- Stato di avanzamento dei lavori;
- rischio;
- controllo delle modifiche;
- licenze;
- qualità;
- gestione documentale.
Un unico piano generale dovrebbe integrare tutti i percorsi critici
Il solo programma di costruzione non è sufficiente.
Un reattore può essere fisicamente pronto ma non in grado di entrare in funzione perché:
- Il punto di blocco del regolatore non è stato rilasciato;
- Carburante non disponibile;
- Procedura di messa in servizio non approvata;
- Collegamento alla rete incompleto;
- Formazione degli operatori incompleta.
Il piano generale dovrebbe quindi includere:
ENGINEERING
│
PROCUREMENT
│
FACTORY MANUFACTURING
│
CIVIL CONSTRUCTION
│
INSTALLATION
│
LICENSING
│
GRID
│
FUEL
│
COMMISSIONING
│
OPERATOR READINESSIl percorso critico può spostarsi tra di essi.
L’avanzamento del progetto non dovrebbe essere misurato in base al denaro speso.
Un progetto può spendere il 70% del suo budget senza essere completato al 70%.
I progressi dovrebbero essere misurati in base a traguardi fisici oggettivi.
Alcuni esempi includono:
- Sono stati rilasciati i pacchetti di progettazione;
- Scavo completato;
- Tappetino di base completo;
- I principali moduli sono stati consegnati;
- recipiente del reattore installato;
- Contenimento completato;
- energizzazione elettrica;
- disponibilità della sala di controllo;
- ricambio del sistema;
- test funzionali a caldo;
- carico di carburante.
Il governo dovrebbe essere scettico nei confronti di affermazioni generiche come:
“I lavori di costruzione sono completi all’80%”
a meno che la metodologia non sia definita.
I controlli basati sul valore acquisito e sull’avanzamento fisico dovrebbero essere indipendenti dalla fatturazione dell’appaltatore.
Il responsabile del progetto deve sapere:
PLANNED WORK
vs
ACTUAL WORK
vs
ACTUAL COSTUna fattura del fornitore dimostra la spesa.
Non dimostra autonomamente i progressi compiuti.
Il completamento della progettazione dovrebbe precedere la costruzione.
L’avvio dei lavori di costruzione prima che la fase ingegneristica sia completata può creare un’apparente accelerazione dei tempi, seguita da costose rilavorazioni.
La sequenza pericolosa è:
CONSTRUCTION STARTS EARLY
↓
DESIGN STILL CHANGES
↓
INSTALLED WORK INVALIDATED
↓
DEMOLISH / REBUILD
↓
DELAYPertanto, ogni pacchetto di costruzione principale dovrebbe avere una soglia di prontezza ingegneristica definita.
La costruzione modulare crea un diverso problema di controllo del progetto.
I SMR promettono una maggiore produzione industriale.
Ciò può ridurre i lavori di costruzione in loco.
Non elimina la gestione del progetto.
Trasferisce parte del materiale dal sito alle fabbriche.
Il progetto diventa:
FACTORY A
│
FACTORY B
│
FACTORY C
│
PORT / RAIL / ROAD
│
SITE ASSEMBLYIl proprietario deve controllare:
- programma di produzione;
- qualità di fabbrica;
- trasporto dei moduli;
- magazzinaggio;
- sequenza di arrivo;
- interfaccia dimensionale.
Un modulo che arriva con sei mesi di anticipo può rappresentare un problema se non può essere conservato in modo sicuro.
Un modulo che arriva con sei mesi di ritardo può bloccare i lavori di costruzione del cantiere.
La logistica dovrebbe quindi essere considerata parte integrante della progettazione edilizia.
Per i moduli di grandi dimensioni l’Italia deve stabilire:
- luogo di produzione;
- disponibilità delle porte;
- capacità della nave;
- geometria stradale;
- limiti del ponte;
- possibilità ferroviarie;
- attrezzature per il sollevamento di carichi pesanti;
- area di ricezione del sito.
Questo collega direttamente il capitolo 14 al capitolo 3.
Un reattore tecnicamente eccellente, i cui moduli non possono essere economicamente raggiunti dal sito candidato, non rappresenta una combinazione reattore/sito appropriata.
Il controllo qualità deve estendersi fino agli stabilimenti produttivi.
L’ente regolatore e il proprietario non possono controllare la qualità dei componenti solo al loro arrivo in Italia.
Le attività produttive critiche possono svolgersi all’estero anni prima.
La prassi normativa internazionale include pertanto le ispezioni dei fornitori e dei venditori. La NRC, ad esempio, ispeziona i fornitori di sistemi a vapore nucleare, le società di architettura e ingegneria, i produttori di componenti e i laboratori di prova nell’ambito della supervisione del controllo qualità dei nuovi reattori.
L’Italia dovrebbe pertanto stabilire i diritti per:
- sorveglianza del proprietario;
- Ispezione ISIN;
- accesso ai registri di produzione;
- punti di testimonianza e di controllo;
all’interno delle strutture dei fornitori esteri, ove pertinente.
Questi diritti devono essere sanciti nei contratti di appalto.
Le non conformità sono inevitabili; le non conformità incontrollate sono inaccettabili.
Nella produzione complessa, si verificheranno delle deviazioni.
L’esistenza di una non conformità non indica necessariamente un fallimento del programma.
La questione rilevante è come viene gestito.
La procedura corretta è:
NON-CONFORMANCE IDENTIFIED
↓
DOCUMENTED
↓
TECHNICAL EVALUATION
↓
REPAIR?
REWORK?
ACCEPT-AS-IS?
REJECT?
↓
REGULATORY REVIEW IF REQUIRED
↓
CONFIGURATION UPDATEDIl processo inaccettabile è il seguente:
PROBLEM FOUND
↓
FIELD FIX
↓
NO DOCUMENTLa costruzione di centrali nucleari richiede un solido sistema di azioni correttive. La supervisione dei fornitori da parte della NRC continua a individuare e ispezionare con precisione questi aspetti, tra cui il controllo degli appalti, i componenti non conformi e le azioni correttive.
La fase di messa in servizio inizia molto prima del primo rifornimento di carburante.
La fase di collaudo non deve essere considerata come il breve periodo che intercorre tra il completamento della costruzione e la prima immissione di energia elettrica.
Il suo scopo è dimostrare sistematicamente che installato:
- strutture;
- sistemi;
- componenti;
eseguire secondo:
- progetto;
- requisiti di sicurezza;
- procedure operative.
L’AIEA richiede che l’organizzazione operativa si assuma la responsabilità generale della messa in servizio in sicurezza, anche quando le attività di messa in servizio vengono svolte da appaltatori. L’operatore deve approvare le attività degli appaltatori, stabilire punti di controllo e coinvolgere il futuro personale operativo il prima possibile.
Questo principio è particolarmente importante per l’Italia.
La pianta non deve essere:
BUILT BY EPC
↓
HANDED TO ITALIAN OPERATOR
↓
OPERATOR LEARNS PLANTLa sequenza più forte è:
ITALIAN OPERATOR
│
├── design review
├── construction surveillance
├── commissioning
└── testing
↓
assumes operationAl momento del primo carico di combustibile, gli operatori dovrebbero già conoscere l’impianto in modo approfondito.
Progressione tipica della messa in servizio
Il programma preciso dipende dalla progettazione del reattore, ma concettualmente:
CONSTRUCTION COMPLETION
↓
SYSTEM TURNOVER
↓
COMPONENT TESTING
↓
SYSTEM TESTING
↓
INTEGRATED TESTING
↓
ELECTRICAL ENERGISATION
↓
HOT FUNCTIONAL / NON-NUCLEAR TESTING
↓
REGULATORY HOLD POINT
↓
FUEL LOAD
↓
FIRST CRITICALITY
↓
LOW-POWER PHYSICS TESTS
↓
POWER ASCENSION
↓
TURBINE / GRID TESTS
↓
100% POWER TESTING
↓
COMMERCIAL OPERATIONOgni fase dovrebbe avere criteri di accettazione predefiniti.
Il livello di carburante dovrebbe essere il criterio di prontezza operativa più rigoroso del programma.
Prima che il combustibile nucleare entri nel reattore, l’Italia dovrebbe richiedere la contemporanea prontezza di:
- pianta;
- operatore;
- regolatore;
- sistema di emergenza;
- salvaguardie;
- protezione dalle radiazioni;
- sicurezza;
- griglia;
- sistemi di gestione dei rifiuti.
Un programma di costruzione fisica che termini prima che tali sistemi siano pronti dovrebbe essere rimandato.
La regola corretta è:
CONSTRUCTION COMPLETE
≠
PERMISSION TO LOAD FUELIl carico di carburante trasforma radicalmente il progetto.
Da quel momento l’impianto diventa un sistema a rischio nucleare molto più significativo.
Tabella 14.3-A — Condizioni minime di precaricamento del carburante
| Zona | Condizione richiesta |
|---|---|
| Pianta | Sistemi necessari per il carico di carburante accettato |
| Custodia di sicurezza | Approvato |
| Licenza | Autorizzazione applicabile rilasciata |
| Operatori | Qualificato/abilitato |
| Procedure | Approvato |
| Disposizioni di emergenza | Operativo/esercitato |
| Protezione dalle radiazioni | Operativo |
| Misure di salvaguardia | Operativo |
| Sicurezza fisica | Operativo |
| Sicurezza informatica | Approvato per i sistemi richiesti |
| Piscina del combustibile esaurito | Pronto |
| Sistemi di gestione dei rifiuti | Pronto |
| Alimentazione esterna | Disponibile |
| Interfacce di griglia | Pronto secondo necessità |
| Carburante | Ispezionato/accettato |
| Regolatore | Ispezione/verifica completata |
Gli annunci politici riguardanti “l’arrivo del primo combustibile nucleare” non dovrebbero mai prevalere su questo limite.
14.4 L’esercizio commerciale rappresenta l’inizio del ciclo di vita dell’asset, non la fine del progetto.
Il sistema politico si concentra naturalmente su:
prima elettricità.
Il gestore dell’impianto nucleare deve concentrarsi sui prossimi sessant’anni.
Una volta avviata l’attività commerciale, il centro di competenza si sposta dalla gestione della costruzione verso:
- sicurezza operativa;
- manutenzione;
- affidabilità;
- gestione del carburante;
- invecchiamento;
- configurazione;
- esperienza operativa.
L’impianto deve mantenere:
SAFETY
+
AVAILABILITY
+
CONFIGURATION CONTROL
+
ASSET CONDITIONper tutta la sua vita operativa.
La manutenzione deve essere pianificata prima dell’entrata in funzione.
Il gruppo di lavoro SSG-74 dell’AIEA considera la manutenzione, i test, la sorveglianza e l’ispezione come un sistema integrato necessario per garantire che strutture, sistemi e componenti continuino a svolgere le funzioni previste.
Ciò significa che il programma di manutenzione dovrebbe già esistere al momento della messa in servizio.
L’Italia non dovrebbe scoprire dopo l’operazione che:
- La valvola critica non è accessibile;
- La pompa principale non può essere rimossa in modo efficiente;
- L’area di ispezione è insufficiente;
- La schermatura è inadeguata;
- Non è possibile reperire i pezzi di ricambio.
La manutenibilità è un requisito di progettazione.
La strategia di manutenzione comprende diversi livelli
Può includere:
- manutenzione correttiva;
- manutenzione preventiva;
- manutenzione predittiva/basata sulle condizioni;
- sorveglianza;
- Ispezione in servizio;
- test.
Un programma maturo si allontana sempre più da:
EQUIPMENT FAILS
↓
REPAIRverso:
MONITOR CONDITION
↓
PREDICT DEGRADATION
↓
INTERVENE BEFORE FAILURETuttavia, i sistemi critici per la sicurezza potrebbero comunque richiedere ispezioni e test periodici prescritti, a prescindere dall’analisi predittiva.
Le interruzioni per il rifornimento diventano eventi operativi centrali
Per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) LWR convenzionali, le interruzioni per il rifornimento di combustibile comprendono:
- rifornimento di carburante;
- Manutenzione straordinaria;
- ispezione;
- test obbligatori;
- modifiche.
Le prestazioni durante le fermate programmate influiscono direttamente sul fattore di capacità e sulla redditività dell’impianto.
Un reattore nominale da 300 MWe che opera al 90% del fattore di capacità annuo produce una quantità di energia sostanzialmente maggiore rispetto alla stessa unità che opera al 75%.
Pertanto, le ipotesi di finanziamento del Capitolo 12 dipendono dalla performance operativa del Capitolo 14.
Tabella 14.4-A — Variabili operative con effetto economico diretto
| Variabile | Conseguenze economiche |
|---|---|
| fattore di capacità | Ricavi dell’energia elettrica |
| Tasso di interruzioni non pianificate | Generazione perduta |
| Durata del rifornimento | Generazione perduta |
| costi di manutenzione | OPEX |
| durata del ciclo del carburante | Carburante/Manutenzione e gestione |
| Sostituzione di un componente principale | Spese in conto capitale (CAPEX) del ciclo di vita |
| Tempi di consegna dei pezzi di ricambio | rischio di interruzione |
| Personale | Costi operativi fissi |
| Produzione di rifiuti | Costo del ciclo di vita |
| Interruzione di regolamentazione | perdita di ricavi |
La standardizzazione diventa particolarmente preziosa durante il funzionamento
Se l’Italia gestisce quattro unità identiche:
COMMON TRAINING
+
COMMON SPARES
+
COMMON PROCEDURES
+
COMMON MAINTENANCE
+
COMMON FUEL
+
COMMON SIMULATORSdiventare possibile.
Se gestisce quattro diverse famiglie di reattori:
4 TRAINING SYSTEMS
+
4 SPARE-PART SYSTEMS
+
4 FUEL SYSTEMS
+
4 MAINTENANCE REGIMES
+
4 DIGITAL PLATFORMSpotrebbe essere richiesto.
Questo è uno degli argomenti più forti contro un’eccessiva diversità tecnologica nella prima flotta nazionale.
I pezzi di ricambio strategici dovrebbero essere acquistati con l’impianto
Alcuni componenti nucleari possono avere tempi di produzione molto lunghi.
L’Italia dovrebbe definire scorte di ricambi strategiche che coprano gli elementi il cui guasto potrebbe produrre:
- interruzione prolungata;
- dipendenza da un unico fornitore;
- esposizione geopolitica.
Il contratto di appalto dovrebbe pertanto prevedere quanto segue:
- ricambi iniziali;
- ricambi a vita;
- obsolescenza;
- Qualifica dei fornitori alternativi;
- disegni tecnici;
- dati di produzione.
Il modello di ciclo di vita peggiore sarebbe:
FOREIGN VENDOR
↓
PROPRIETARY PART
↓
ONLY QUALIFIED SUPPLIER
↓
60 YEARS OF DEPENDENCEL’operatore dovrebbe negoziare la sovranità sull’intero ciclo di vita al momento dell’approvvigionamento iniziale.
L’obsolescenza digitale potrebbe diventare più importante dell’obsolescenza meccanica.
Un reattore commissionato intorno al 2040 potrebbe entrare in funzione intorno al 2100.
I suoi sistemi digitali originali non lo faranno.
Hardware, sistemi operativi e tecnologie di comunicazione possono diventare obsoleti molto più rapidamente delle principali infrastrutture nucleari.
Pertanto, la procedura di approvvigionamento deve includere:
- ciclo di vita del software;
- accordi relativi al codice sorgente o al deposito fiduciario, ove opportuno;
- applicazione di patch di sicurezza informatica;
- sostituzione dell’hardware;
- qualificazione dei sistemi successori;
- supporto a lungo termine da parte del fornitore.
La modernizzazione digitale dovrebbe essere data per scontata, non considerata un evento eccezionale.
La gestione della configurazione è la memoria dell’impianto
Durante i sessant’anni di funzionamento, il reattore subirà le seguenti modifiche:
- modifiche;
- sostituzione delle apparecchiature;
- aggiornamenti software;
- modifiche alle procedure;
- miglioramenti in materia di sicurezza.
L’operatore deve sempre sapere:
Quale pianta esiste effettivamente oggi?
I seguenti elementi devono rimanere allineati:
PHYSICAL PLANT
=
DRAWINGS
=
DATABASES
=
SAFETY ANALYSIS
=
OPERATING PROCEDURESSe divergono, l’operatore perde il controllo della configurazione.
La gestione della configurazione deve quindi iniziare durante la fase di costruzione e proseguire fino alla dismissione.
L’esperienza operativa dovrebbe essere recepita da ogni impianto
L’AIEA richiede un feedback sistematico sull’esperienza operativa, in modo che gli eventi, le cause e le azioni correttive adottate in un impianto possano prevenirne il ripetersi altrove.
Per una flotta italiana questo diventa particolarmente prezioso.
Se l’Unità 1 identifica:
- Degrado della valvola;
- problema software;
- debolezza dovuta al fattore umano;
Le unità da 2 a 6 dovrebbero trarne beneficio prima che il problema si ripresenti.
Questo crea il ciclo di flotta desiderato:
UNIT 1 EXPERIENCE
↓
CORRECTIVE ACTION
↓
FLEET MODIFICATION
↓
UNIT 2–6 IMPROVEMENTLa gestione dell’invecchiamento inizia prima che la pianta diventi vecchia.
Il gruppo di lavoro SSG-48 dell’IAEA affronta la gestione dell’invecchiamento in tutte le sue fasi:
- progetto;
- costruzione;
- messa in servizio;
- operazione;
- funzionamento a lungo termine;
- smantellamento.
Questo è importante perché i meccanismi di invecchiamento possono iniziare immediatamente.
Alcuni esempi includono:
- fatica;
- corrosione;
- Fragilità da irraggiamento;
- invecchiamento dei cavi;
- degradazione termica;
- invecchiamento del calcestruzzo.
L’operatore dovrebbe mantenere un programma strutturato di gestione dell’invecchiamento fin dall’avvio.
Non si deve dare per scontato il funzionamento a lungo termine
Se un reattore ha una vita utile di progetto originaria di 60 anni, il suo funzionamento oltre tale periodo richiede una futura valutazione tecnica e normativa.
Il documento SSG-48 individua le considerazioni rilevanti, tra cui:
- stato delle strutture e dei componenti;
- standard attuali;
- programmi di gestione dell’invecchiamento;
- analisi dell’invecchiamento a tempo limitato;
- esperienza operativa.
Pertanto, il business case italiano dovrebbe distinguere:
LICENSED / DESIGN OPERATING PERIODda:
POSSIBLE LIFE EXTENSIONLe ipotesi sui ricavi non dovrebbero accreditare automaticamente operazioni future non approvate.
14.5 La replicazione e lo smantellamento della flotta devono essere progettati prima della costruzione del FOAK.
La promessa economica dell’energia nucleare modulare non si limita a un singolo reattore.
Si tratta di ripetizione.
Un FOAK può essere costoso perché porta:
- Completamento della progettazione;
- prima licenza;
- prima configurazione di fabbrica;
- prima qualificazione del fornitore;
- primo addestramento dell’operatore;
- Apprendimento normativo specifico per paese.
La proposta economica diventa più attraente solo se le unità successive riutilizzano questi investimenti.
Il programma nazionale dovrebbe pertanto trattare il primo reattore come:
Il prototipo di una flotta, non un progetto infrastrutturale isolato.
Ciò modifica la strategia di approvvigionamento.
Il FOAK dovrebbe generare deliberatamente risorse riutilizzabili
Questi includono:
- caso di riferimento di sicurezza approvato;
- fornitori qualificati;
- regolatore qualificato;
- operatore qualificato;
- simulatore;
- procedure di costruzione;
- Programma di controllo qualità;
- Percorso di alimentazione approvato;
- pezzi di ricambio;
- imballaggi dei rifiuti;
- disposizioni di emergenza.
Poi:
UNIT 1
↓
KNOWLEDGE ASSET
↓
UNIT 2
↓
LOWER UNCERTAINTYL’economia della flotta richiede cadenza
Immaginate l’Italia che costruisce:
UNIT 1 — 2039
UNIT 2 — 2048
UNIT 3 — 2057Gran parte della forza lavoro industriale potrebbe disperdersi tra i diversi progetti.
Le fabbriche perdono la produzione in serie.
I fornitori devono riqualificarsi.
Il programma reimpara ripetutamente.
Confrontare:
UNIT 1
↓
UNIT 2
↓
UNIT 3
↓
UNIT 4con produzione sovrapposta.
Ciò consente di:
- continuità lavorativa;
- produzione ripetuta;
- utilizzo della fabbrica;
- investimento dei fornitori;
- minore incertezza sui finanziamenti.
Pertanto, lo Stato non dovrebbe approvare un FOAK senza prima comprendere le condizioni in base alle quali verrebbe acquisita la flotta successiva.
Ciò non significa impegnarsi sull’intera flotta prima che esistano prove FOAK.
Significa preservare l’opzione.
Il programma dovrebbe utilizzare gate di flotta condizionali
Per esempio:
FOAK CONSTRUCTION
↓
GATE A:
schedule within threshold?
↓
FOAK COMMISSIONING
↓
GATE B:
performance acceptable?
↓
FIRST OPERATING YEARS
↓
GATE C:
cost / availability / waste
acceptable?
↓
FLEET REPLICATIONCiò bilancia:
- apprendimento;
- continuità industriale;
contro:
- rischio di dipendenza.
Le modifiche di progettazione tra le unità devono essere rigorosamente controllate.
Il programma NOAK dovrebbe resistere a modifiche non necessarie.
Ma l’esperienza operativa potrebbe rivelare effettivi miglioramenti in termini di sicurezza.
La regola dovrebbe quindi essere:
NO CHANGE
UNLESS BENEFIT EXCEEDS
LOSS OF STANDARDISATIONcon le modifiche in materia di sicurezza che ricevono sempre la priorità.
Il processo di smantellamento inizia a livello concettuale già nella fase di progettazione.
Forse la lezione storica più importante che l’Italia può trarre dal suo programma nucleare originario è che la chiusura di un reattore non pone fine alla responsabilità nucleare.
Ancora oggi l’Italia si trova a dover gestire lo smantellamento e i rifiuti provenienti da impianti che hanno cessato la produzione decenni fa.
Il nuovo programma dovrebbe pertanto evitare di ripetere un modello in cui lo smantellamento diventi responsabilità dei governi futuri, una volta esaurite le entrate derivanti dall’energia elettrica.
L’attuale raccomandazione della Commissione europea sul finanziamento dello smantellamento applica il principio “chi inquina paga” e prevede che vengano accumulate risorse adeguate durante la vita produttiva dell’impianto. Per i nuovi impianti, raccomanda fondi di smantellamento separati e una revisione indipendente periodica sia dei finanziamenti che delle stime dei costi.
Analogamente, la direttiva 2011/70/Euratom richiede agli Stati membri di garantire la disponibilità di risorse finanziarie adeguate, quando necessario, per i programmi relativi al combustibile esaurito e ai rifiuti radioattivi, tenendo conto della responsabilità dei produttori.
Il principio per l’Italia dovrebbe quindi essere:
ELECTRICITY GENERATED
↓
REVENUE EARNED
↓
DECOMMISSIONING CONTRIBUTION
↓
RING-FENCED FUND
↓
FUNDS AVAILABLE
AT FINAL SHUTDOWNnon:
PLANT CLOSES
↓
OPERATOR REVENUE ENDS
↓
STATE DISCOVERS LIABILITYLa disattivazione pianificata può ridurre i costi futuri
Le decisioni progettuali prese prima della costruzione possono facilitare:
- rimozione dei componenti;
- segmentazione;
- decontaminazione;
- Riduzione al minimo degli sprechi;
- gestione a distanza.
Alcuni esempi includono:
- evitare l’attivazione di materiali non necessari;
- fornire punti di sollevamento;
- preservare l’accesso per lo smantellamento;
- ridurre le trappole di contaminazione;
- mantenimento della documentazione.
Lo smantellamento dovrebbe pertanto essere incluso nelle specifiche di approvvigionamento del reattore.
Tabella 14.5-A — Informazioni di smantellamento richieste in fase di appalto
| Articolo | Documentazione richiesta |
|---|---|
| Piano preliminare di smantellamento | Disponibile prima dell’operazione |
| Inventario dei materiali attivi | Stimato |
| Rimozione del componente principale | Concetto dimostrato |
| Previsione dei rifiuti | Stima del ciclo di vita |
| Smontaggio a distanza | Ove necessario |
| Strategia di decontaminazione | Definizione |
| Stato finale del combustibile esaurito | Identificato |
| Stima dei costi di smantellamento | metodologia specifica per il sito |
| Meccanismo di finanziamento | Stabilito |
| Frequenza di aggiornamento | Definizione |
| responsabilità per deficit finanziario | Assegnato |
| Conservazione dei documenti | Durata di vita + smantellamento |
I fondi destinati allo smantellamento dovrebbero essere protetti dal fallimento aziendale.
Se l’operatore dovesse risultare insolvente dopo 50 anni, il fondo per lo smantellamento deve rimanere disponibile.
Pertanto, una struttura separata è strategicamente preferibile a un accantonamento contabile nel bilancio ordinario dell’operatore.
La Commissione ha raccomandato specificamente fondi separati e una supervisione indipendente per i nuovi impianti nucleari.
La dismissione della flotta crea un secondo programma industriale
Se l’Italia alla fine gestirà diversi reattori, decenni dopo possiederà anche una flotta di reattori da smantellare.
Quel carico di lavoro futuro può a sua volta trasformarsi in una capacità industriale.
L’Italia vanta già una notevole esperienza in materia grazie a SOGIN e alle società collegate.
Il nuovo programma può trasferire questa esperienza pregressa nella progettazione per lo smantellamento .
Questo è un ambito in cui la storia nucleare dell’Italia può rappresentare un autentico vantaggio competitivo.
Schema principale del ciclo di vita
Il programma completo va quindi inteso come segue:
TECHNOLOGY SELECTION
↓
PROCUREMENT
↓
SUPPLIER QUALIFICATION
↓
DESIGN FREEZE
↓
CONSTRUCTION
↓
COMMISSIONING
↓
FUEL LOAD
↓
OPERATION
↓
MAINTENANCE
↓
AGEING MANAGEMENT
↓
POSSIBLE LONG-TERM OPERATION
↓
FINAL SHUTDOWN
↓
DECOMMISSIONING
↓
SITE RELEASE / LONG-TERM WASTENon esiste un momento in cui la responsabilità scompare.
Tabella 14.5-B — Chi controlla cosa nel corso del ciclo di vita nucleare
| Fase | Principale responsabile |
|---|---|
| Contratto tecnologico | Proprietario |
| Integrazione contrattuale | Proprietario |
| Progetto | Organizzazioni di fornitori/ingegneria sotto il controllo del proprietario |
| Produzione | Fornitori sottoposti a controllo qualità |
| Costruzione | EPC/appaltatori sotto la supervisione del proprietario |
| Conformità alle norme di sicurezza | Titolare della licenza |
| Approvazione normativa | ISIN |
| Messa in servizio | Organizzazione operativa |
| Carico di carburante | Operatore soggetto ad autorizzazione normativa |
| operazione commerciale | Operatore |
| Manutenzione | Operatore |
| Gestione dell’invecchiamento | Operatore |
| Produzione di rifiuti | Operatore |
| Finanziamento per lo smantellamento | Quadro operativo/finanziario |
| Dismissione finale | Titolare della licenza/esecutore |
| Comunicato normativo | Regolatore |
L’Italia dovrebbe istituire un registro di configurazione nucleare che si estenda oltre l’operatore
Una valida misura di salvaguardia a livello nazionale sarebbe l’obbligo, tutelato per legge, di documentare l’intero ciclo di vita del prodotto.
Per ogni reattore, è necessario conservare i seguenti dati:
- base di riferimento del progetto;
- registri di produzione;
- deviazioni;
- modifiche;
- ispezione;
- manutenzione;
- storia di irradiazione;
- dati sui materiali.
Alcuni di questi documenti potrebbero dover rimanere utilizzabili per molti decenni dopo la scomparsa degli appaltatori originali.
Un reattore entrato in funzione nel 2040 potrebbe essere dismesso nel XXII secolo.
Il sistema di documentazione deve pertanto essere progettato per una durata straordinaria.
Gli acquisti devono affrontare il problema della scomparsa dei fornitori.
Un fornitore di reattori esistente oggi potrebbe:
- unire;
- ristrutturare;
- uscire dal mercato;
- fallire finanziariamente;
decenni dopo.
L’Italia dovrebbe quindi ottenere a sufficienza:
- disegni;
- dati tecnici;
- informazioni di configurazione;
- dati di licenza;
- diritti sul software;
- dati relativi ai pezzi di ricambio;
per proteggere la continuità del ciclo di vita.
Il contratto commerciale dovrebbe distinguere la proprietà intellettuale del fornitore dalla legittima esigenza dell’operatore di mantenere la sicurezza nucleare.
Lo Stato dovrebbe mantenere un osservatorio sulle prestazioni della flotta
Una volta che i reattori saranno operativi, l’Italia dovrebbe pubblicare o mantenere un sistema di valutazione verificabile dell’intera flotta.
Tabella 14.5-C — Proposta di scorecard operativa nazionale
| Indicatore | Unità |
|---|---|
| fattore di capacità | % |
| Tasso di interruzione forzata | % |
| Durata dell’interruzione programmata | giorni |
| Fughe non pianificate | numero |
| Dose collettiva professionale | persona-Sv |
| Eventi significativi relativi alla sicurezza | classificato |
| affidabilità del carburante | indicatore definito |
| rifiuti radioattivi generati | m³/TWh per classe |
| Uso dell’acqua | m³/MWh |
| Arretrati di manutenzione | ponderato per il rischio |
| Affidabilità dei componenti principali | indicatore |
| costi operativi | €/MWh |
| Adeguatezza dei fondi per lo smantellamento | % finanziato |
| Inventario del combustibile esaurito | tonnellate / assemblaggi |
| Concentrazione dei fornitori | componenti chiave |
| arretrati relativi a problemi informatici/obsolescenza | categoria di rischio |
Tali report non dovrebbero essere utilizzati per stilare classifiche semplicistiche.
La sua funzione sarebbe quella di rilevare il deterioramento e verificare se le ipotesi economiche utilizzate per giustificare la flotta si stiano effettivamente realizzando.
Il secondo reattore rappresenta la vera prova della fattibilità economica dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR).
Il primo reattore può sempre essere spiegato come eccezionale.
Può ricevere:
- particolare attenzione politica;
- finanziamenti pubblici;
- risorse aggiuntive del fornitore;
- Risoluzione di problemi su misura.
La vera prova di un programma nucleare modulare è se la seconda e la terza unità diventano più facili da costruire.
Un programma di successo dovrebbe dimostrare:
FOAK COST
↓
UNIT 2 COST LOWER
FOAK DURATION
↓
UNIT 2 DURATION SHORTER
FOAK REGULATORY EFFORT
↓
UNIT 2 REUSES EVIDENCE
FOAK SUPPLIER PROBLEMS
↓
UNIT 2 SUPPLY CHAIN STABLESe ciò non accade, l’ipotesi dell’apprendimento della flotta non viene dimostrata.
Ciò dovrebbe influenzare le successive decisioni di investimento.
L’Italia necessita quindi di test di replicazione espliciti
Prima che l’Unità 2 riceva la decisione finale di investimento (FID), il governo e il proprietario dovrebbero chiedere:
- L’unità 1 ha mantenuto una stabilità progettuale sufficiente?
- I fornitori italiani sono stati qualificati con successo?
- I lavori di costruzione sono rimasti entro i limiti di contingenza approvati?
- Erano necessarie modifiche sostanziali al progetto?
- La fase di collaudo ha rivelato problemi sistemici?
- L’approvvigionamento di carburante è sicuro?
- Il carico di lavoro degli enti regolatori è scalabile?
- È possibile replicare lo stesso sito/design?
- Il WACC è diminuito?
- I finanziamenti per lo smantellamento e lo smaltimento dei rifiuti sono adeguati?
Se la risposta è ripetutamente negativa, la risposta corretta non è la continuazione automatica della flotta.
Conclusioni finali del governo — Capitolo 14
L’approvvigionamento di energia nucleare non deve essere inteso come l’acquisto di una centrale elettrica.
L’Italia acquisterebbe e poi manterrebbe un sistema industriale regolamentato i cui obblighi si protrarrebbero per oltre un secolo .
La decisione di appalto determina quindi molto più di:
- prezzo del reattore;
- programma dei lavori di costruzione.
Determina:
- quanta sovranità tecnica conserva l’Italia;
- quanto rischio di interfaccia si assume il proprietario;
- quanta parte dell’industria nazionale può partecipare in modo credibile;
- quanta dipendenza dal fornitore rimane dopo la messa in servizio;
- se i reattori di ultima generazione potranno effettivamente diventare più economici;
- se l’impianto può essere mantenuto in sicurezza per decenni;
- se i governi futuri erediteranno risorse adeguate per lo smantellamento.
Il principio centrale in materia di appalti dovrebbe pertanto essere:
Trasferire il rischio contrattuale laddove un’altra parte possa effettivamente controllarlo, ma mai trasferire le conoscenze di cui il proprietario italiano ha bisogno per rimanere un titolare consapevole di una licenza nucleare.
Per la prima unità, l’Italia dovrebbe probabilmente evitare un’eccessiva frammentazione contrattuale, a meno che il futuro proprietario non abbia già dimostrato la capacità tecnica di gestire interfacce nucleari complesse.
La localizzazione dovrebbe essere ambiziosa ma disciplinata.
L’obiettivo non dovrebbe essere la più alta percentuale possibile di italiani.
Dovrebbe essere la più grande quota azionaria italiana qualificata per il nucleare, compatibile con i tempi di realizzazione e di valore strategico .
Il controllo qualità deve iniziare prima dell’assegnazione dei contratti.
La qualificazione dei fornitori deve avvenire prima che la domanda nel settore delle costruzioni raggiunga il picco.
La tracciabilità deve estendersi dalla materia prima al componente installato.
L’avanzamento dei lavori di costruzione deve essere misurato attraverso traguardi fisici e normativi, piuttosto che in base alla sola spesa.
La fase di collaudo deve essere guidata dalla futura organizzazione operativa e non considerata come il servizio finale fornito dall’appaltatore EPC.
Il rifornimento di carburante deve rimanere un requisito imprescindibile per la prontezza operativa.
Il funzionamento deve quindi essere regolato attraverso:
- gestione della configurazione;
- manutenzione preventiva;
- gestione dell’invecchiamento;
- riscontri sull’esperienza operativa;
- sovranità dei pezzi di ricambio;
- controllo del ciclo di vita digitale.
Infine, il programma deve finanziare e pianificare lo smantellamento fin dal primo giorno di attività.
L’Italia possiede già prove storiche dirette di ciò che accade quando la produzione di energia nucleare cessa ma le responsabilità legate al nucleare permangono.
Il nuovo programma offre l’opportunità di istituzionalizzare tale lezione.
La catena strategica completa dovrebbe quindi essere:
PROCURE
↓
QUALIFY
↓
BUILD
↓
VERIFY
↓
COMMISSION
↓
OPERATE
↓
MAINTAIN
↓
REPLICATE
↓
DECOMMISSIONOgni fase dovrebbe fornire informazioni utili per la successiva.
E ogni fase dovrebbe conservare informazioni e risorse finanziarie sufficienti per la fase successiva.
L’obiettivo non dovrebbe essere semplicemente quello di costruire il primo reattore nucleare di nuova generazione in Italia.
Dovrebbe essere quello di costruire il primo reattore in modo tale da:
- il secondo reattore più facile;
- la flotta più sicura;
- il settore è più forte;
- l’operatore è più indipendente;
- la passività relativa allo smantellamento finale interamente finanziata.
Questa è la differenza tra costruire una centrale nucleare e creare un programma nucleare sostenibile.
Capitolo 15 — Il controfattuale nucleare
La questione più importante nel dibattito nucleare italiano non è se l’energia nucleare possieda vantaggi tecnici.
Non si tratta di stabilire se l’energia solare sia più economica per kilowatt installato.
Non si tratta del fatto che le batterie stiano diventando meno costose.
E non si tratta di stabilire se un singolo SMR sia in grado di generare elettricità in modo continuo.
La questione nazionale decisiva è:
Cosa dovrà costruire, finanziare, importare e gestire l’Italia se l’energia nucleare sarà inclusa nel sistema energetico del 2050, e cosa dovrà sostituirla se il nucleare verrà escluso?
Questo è il controfattuale nucleare.
È il confronto che, in ultima analisi, dovrebbe determinare se un programma nucleare nazionale crea valore economico e strategico.
Il confronto deve essere condotto a livello dell’intero sistema .
Un sistema elettrico non può essere pianificato selezionando la tecnologia con il costo livellato di produzione più basso e moltiplicando tale tecnologia fino a quando la produzione annua non eguaglia la domanda annua.
Deve essere disponibile l’elettricità:
- ogni ora;
- in ogni stagione;
- durante le ondate di calore;
- durante i periodi di vento debole;
- dopo il tramonto;
- durante la siccità;
- durante le interruzioni di trasmissione;
- quando le importazioni di energia elettrica sono limitate;
- quando la domanda industriale raggiunge il picco.
Il sistema in questione, pertanto, comprende molto più delle sole centrali elettriche.
Comprende:
GENERATION
+
TRANSMISSION
+
DISTRIBUTION
+
STORAGE
+
FLEXIBILITY
+
RESERVES
+
INTERCONNECTIONS
+
FUEL
+
DEMAND RESPONSE
+
HYDROGEN / POWER-TO-X
+
CARBON CAPTUREDiversi mix di generazione richiedono diverse quantità di queste infrastrutture complementari.
Per tale ragione, la decisione italiana non può essere ragionevolmente ridotta a:
NUCLEAR LCOE
versus
SOLAR LCOEIl confronto corretto è:
COMPLETE SYSTEM A
versus
COMPLETE SYSTEM Bdove entrambi i sistemi devono raggiungere approssimativamente lo stesso risultato:
- domanda di elettricità;
- obiettivo di decarbonizzazione;
- sicurezza dell’approvvigionamento;
- adeguatezza;
- flessibilità;
- requisiti industriali.
L’Italia ora possiede dati ufficiali insolitamente utili per condurre questo confronto.
Il PNIEC 2024 , basato sulla modellizzazione TIMES-RSE sviluppata con la Piattaforma Nazionale per il Nucleare Sostenibile, ha confrontato un sistema a emissioni zero entro il 2050 con e senza nucleare . Nel caso conservativo del nucleare, entro il 2050 vengono introdotti circa 8 GW di capacità nucleare. Il modello rileva che il percorso nucleare può raggiungere le emissioni zero con un costo totale del sistema stimato inferiore di circa 17 miliardi di euro nell’arco temporale considerato rispetto al percorso comparabile senza nucleare. È fondamentale sottolineare che lo stesso PNIEC afferma che si tratta di un confronto dell’intero sistema energetico, non semplicemente di un confronto dei costi di produzione dell’elettricità, e che il risultato richiede un ulteriore consolidamento nei futuri lavori strategici a lungo termine.
Tale qualifica è essenziale.
Il risultato di 17 miliardi di euro è il seguente:
un output del modello in base a ipotesi definite.
Non lo è:
- denaro già risparmiato;
- un sussidio garantito dal governo;
- prova che qualsiasi reattore, a qualsiasi costo, è economicamente giustificato;
- prova che il caso di un impianto nucleare ad alta potenza da 16 GW creerebbe esattamente lo stesso beneficio.
Il modello conservativo a cui si fa riferimento in questo confronto utilizza circa 8 GW di capacità nucleare , e non il potenziale massimo di 16 GW discusso altrove nel PNIEC.
Una seconda serie di prove è stata pubblicata da Terna nel 2025 .
Terna ha preso il quadro di riferimento PNIEC 2050 e ha sviluppato uno studio dettagliato sul sistema elettrico. In particolare, per il suo confronto diretto tra energia nucleare e non nucleare, considera la domanda totale di elettricità a circa 583 TWh in entrambi gli scenari .
Questo elimina una complicazione nell’ottimizzazione PNIEC originale e pone una domanda più semplice relativa al sistema fisico:
Se l’Italia deve fornire gli stessi 583 TWh di elettricità nel 2050, cosa cambia se si elimina la produzione di energia nucleare?
La risposta è estremamente istruttiva.
Il nucleare non scompare lasciando un vuoto.
Viene sostituito da un portafoglio composto principalmente da:
- ulteriore capacità rinnovabile;
- ulteriore spazio di archiviazione;
- generazione programmabile aggiuntiva;
- importazioni aggiuntive.
Questo è il vero controfattuale.
Dovrebbe diventare il fondamento dell’analisi della politica nucleare italiana.
15.1 Il sistema elettrico italiano del 2050 sarà radicalmente più ampio e più elettrificato, a prescindere dalla decisione sul nucleare.
Il dibattito sul nucleare spesso prende avvio dall’attuale sistema elettrico italiano.
Questo può essere fuorviante.
Il sistema elettrico che potrebbe includere una quota significativa di produzione nucleare nel periodo 2040-2050 non assomiglierà al sistema del 2026.
Si prevede che la domanda finale di energia elettrica in Italia aumenterà in modo sostanziale poiché la decarbonizzazione trasferisce il consumo di energia dall’uso diretto di combustibili fossili all’elettricità.
Tra i fattori determinanti figurano:
- veicoli elettrici;
- elettrificazione ferroviaria;
- pompe di calore;
- elettrificazione industriale;
- produzione di idrogeno;
- carburanti sintetici;
- centri dati;
- altre infrastrutture digitali.
Le previsioni di Terna sull’adeguatezza dell’offerta energetica indicano già un aumento della domanda rispetto ai livelli attuali, raggiungendo circa 361,9 TWh nel 2030 e 396,9 TWh nel 2035, secondo i modelli di riferimento.
La trasformazione a lungo termine è di portata ben maggiore.
Lo studio di Terna del 2025, basato sullo scenario nucleare del PNIEC, identifica approssimativamente:
- Domanda totale di elettricità pari a 583,1 TWh nello scenario nucleare del 2050;
- 478,0 TWh di consumo finale di energia elettrica;
- 81,5 TWh per Power-to-X;
- 23,6 TWh di perdite.
L’ottimizzazione originale del PNIEC senza nucleare ha prodotto una domanda leggermente inferiore, pari a 551,7 TWh , in parte perché il modello ritiene che una maggiore elettrificazione sia economicamente vantaggiosa nel caso del nucleare.
La differenza nella domanda è di per sé economicamente importante
Il modello PNIEC non si limita a sostituire una tecnologia di generazione con un’altra.
Ottimizza l’intero sistema energetico.
Poiché il modello presuppone che l’elettricità nucleare possa sostituire economicamente parte della generazione a basse emissioni di carbonio, più costosa e programmabile, necessaria nello scenario senza nucleare, il percorso nucleare supporta in qualche modo una maggiore:
- elettrificazione diretta;
- produzione di idrogeno;
- produzione di combustibili sintetici.
Il risultato è:
LOWER-COST LOW-CARBON ELECTRICITY
↓
MORE ELECTRIFICATION BECOMES ECONOMIC
↓
MORE FOSSIL FINAL USE CAN BE DISPLACEDEcco perché confrontare solo i costi di produzione dell’elettricità può non cogliere gli effetti più ampi sull’intero sistema.
Una tecnologia energetica può influenzare:
- scelte tecnologiche per il riscaldamento;
- decisioni relative ai combustibili industriali;
- economia dell’idrogeno;
- elettrificazione dei trasporti.
Lo scenario controfattuale si estende quindi oltre il settore energetico.
Tabella 15.1-A — Confronto ufficiale della domanda PNIEC 2050
| Variabile | Con nucleare | Senza nucleare |
|---|---|---|
| Fabbisogno totale di energia elettrica | 583,1 TWh | 551,7 TWh |
| Consumo finale di energia elettrica | 478,0 TWh | 453,4 TWh |
| Potenza-X | 81,5 TWh | 75,8 TWh |
| Perdite | 23,6 TWh | 22,5 TWh |
| Produzione nazionale | 596,8 TWh | 566,2 TWh |
Questi dati rappresentano i risultati delle simulazioni del PNIEC, non previsioni garantite.
La portata della trasformazione risulta più evidente se confrontata con la domanda attuale.
Risultati finali delle pubblicazioni statistiche di Terna per il 2025:
- Domanda di energia elettrica: 312,2 TWh ;
- Produzione netta nazionale: 269,3 TWh ;
- importazioni: 51,8 TWh ;
- esportazioni: 4,9 TWh .
Il sistema del 2050 analizzato da Terna dovrà quindi soddisfare un fabbisogno di energia elettrica di gran lunga superiore a quello attuale.
Ciò significa che la questione strategica non è:
“L’attuale produzione di energia elettrica rinnovabile in Italia dovrebbe essere sostituita con l’energia nucleare?”
Il sistema futuro richiede enormi nuovi investimenti, anche nel settore nucleare .
Il nucleare non sostituisce la transizione verso le energie rinnovabili.
Ciò merita particolare attenzione perché il dibattito politico spesso crea una scelta binaria artificiale.
Lo scenario nucleare conservativo del PNIEC presuppone ancora approssimativamente:
- 245 GW di capacità fotovoltaica ;
- 51 GW di capacità eolica .
Nel confronto di base sulla produzione di energia elettrica del PNIEC, le importazioni rimangono limitate ed entrambi i sistemi sono in larga parte basati su fonti rinnovabili.
Anche la più ampia strategia di transizione di Terna prevede circa 107 GW di capacità solare ed eolica entro il 2030 , rispetto ai 57 GW installati alla fine del 2025.
Perciò:
NUCLEAR SCENARIO
≠
LOW-RENEWABLE SCENARIOÈ:
VERY HIGH RENEWABLES
+
NUCLEAR
+
STORAGE
+
GRID
+
FLEXIBILITYIl sistema senza nucleare è:
EVEN MORE RENEWABLES
+
MORE STORAGE
+
MORE OTHER PROGRAMMABLE CAPACITY
+
MORE IMPORT DEPENDENCEnel confronto a domanda uguale di Terna.
Questa distinzione è una delle scoperte più importanti dell’intero libro.
La decisione sul nucleare riguarda principalmente l’ ultima fase della profonda decarbonizzazione e la consolidata capacità di produzione di energia a basse emissioni di carbonio , non se l’Italia debba o meno investire nelle energie rinnovabili.
In entrambi i casi, l’Italia dovrà costruire enormi quantità di impianti per la produzione di energia rinnovabile.
15.2 Cosa sostituirebbe fisicamente l’energia nucleare in un’Italia senza nucleare?
La prova controfattuale più convincente proviene dalla modellazione oraria del sistema di Terna per il 2025.
A differenza dell’ottimizzazione originale del PNIEC, Terna confronta i sistemi nucleari e non nucleari in base allo stesso fabbisogno di elettricità di circa 583 TWh .
Ciò consente di osservare direttamente l’effetto di sostituzione.
15.2.1 Più energie rinnovabili e più sistemi di accumulo
Nello scenario di Terna a domanda equa, il sistema contenente energia nucleare utilizza approssimativamente:
- 180 GW di energia solare;
- 46 GW di energia eolica onshore;
- 20 GW di energia eolica offshore.
La capacità totale di energia rinnovabile variabile/non programmabile è di circa 246 GW .
Senza il nucleare, la cifra sale approssimativamente a:
- 200 GW di energia solare;
- 50 GW di energia eolica onshore;
- 20 GW di energia eolica offshore.
La capacità totale variabile da fonti rinnovabili ammonta a circa 270 GW .
Il sistema senza nucleare contiene quindi circa 25 GW di capacità eolica e solare in più .
Questo non è un argomento contro le energie rinnovabili.
Si tratta semplicemente del requisito di sostituzione fisica generato dal modello.
Lo stesso accade con lo spazio di archiviazione.
Terna individua un livello di stoccaggio su scala industriale economicamente utile pari a circa:
- 196 GWh con l’energia nucleare;
- 216 GWh senza nucleare.
Pertanto, in questo studio specifico, lo scenario controfattuale senza nucleare richiede circa 20 GWh di capacità di stoccaggio aggiuntiva .
Il motivo è semplice.
L’energia solare ed eolica vengono prodotte quando le condizioni ambientali lo consentono.
L’immagazzinamento sposta parte di quell’energia nel tempo.
L’energia nucleare contribuisce con un profilo di produzione molto più controllabile.
Eliminare il nucleare aumenta quindi la quantità di bilanciamento temporale necessaria.
Schema del testo – sostituzione fisica
NUCLEAR REMOVED
│
├────────► MORE SOLAR
│
├────────► MORE WIND
│
├────────► MORE STORAGE
│
├────────► MORE PROGRAMMABLE GENERATION
│
└────────► MORE IMPORTSIl punto fondamentale è che queste misure devono essere valutate congiuntamente .
Un impianto solare aggiuntivo non sostituisce completamente un SMR.
La sostituzione corretta è la combinazione di:
ENERGY
+
CAPACITY
+
FLEXIBILITY
+
SEASONAL SECURITYnecessario per svolgere la stessa funzione di sistema.
Non è possibile aggiungere spazio di archiviazione senza limiti.
La modellizzazione di Terna individua un importante vincolo economico.
L’aggiunta di sistemi di accumulo consente inizialmente di integrare una maggiore quantità di energia rinnovabile e riduce la sovrapproduzione.
Ma oltre un certo punto, l’aumento della capacità di archiviazione produce benefici progressivamente inferiori per il sistema.
Negli scenari di domanda uguale per il 2050, Terna identifica approssimativamente:
- 196 GWh nel caso del nucleare;
- 216 GWh nello scenario senza nucleare;
intorno alla regione di ottimizzazione rilevante.
Ciò riflette una realtà fisica generale.
L’archiviazione risolve il problema dello spostamento temporale .
Non genera energia primaria.
E diverse durate di conservazione risolvono problemi diversi.
Una classificazione semplificata è la seguente:
BATTERIES
↓
hours / daily balancing
PUMPED HYDRO
↓
hours / multi-day balancing
HYDROGEN / OTHER LONG-DURATION SYSTEMS
↓
potentially longer periods / seasonal balancingLa combinazione economicamente ottimale dipende da:
- costo della tecnologia;
- efficienza;
- durata;
- profili di energie rinnovabili;
- geografia della rete;
- richiedere flessibilità.
Pertanto, lo scenario controfattuale senza nucleare non può semplicemente presupporre una quantità illimitata di batterie a basso costo.
Deve specificare:
Quale tecnologia di archiviazione svolge quale funzione di bilanciamento.
La conservazione giornaliera non elimina lo squilibrio stagionale
Il sistema energetico italiano del 2050 comprenderà un’enorme quantità di energia solare.
Ciò crea una forte:
- giorno;
- primavera/estate;
disponibilità energetica.
Ma la domanda invernale può essere elevata mentre la produzione di energia solare è inferiore.
L’analisi di Terna per il 2050 mostra che la generazione programmabile e le importazioni mantengono un peso maggiore, soprattutto in autunno e in inverno, nello scenario senza nucleare.
Ciò dimostra una distinzione importante:
DAILY FLEXIBILITY
≠
SEASONAL ADEQUACYLe batterie possono spostare la produzione di energia solare pomeridiana in funzione della domanda serale.
Non trasferiscono automaticamente l’energia solare prodotta a luglio a quella prodotta a gennaio.
La flessibilità diventa enormemente più importante in entrambi i futuri
Nemmeno lo scenario nucleare elimina i requisiti di flessibilità.
Terna rileva che, rispetto al 2023, il suo scenario nucleare per il 2050 richiede una flessibilità approssimativamente pari a:
- 6,7 volte maggiore su scala giornaliera ;
- 2,4 volte maggiore su base settimanale ;
- 5,2 volte maggiore su base mensile .
Si prevede che la flessibilità giornaliera sarà garantita in larga misura dai sistemi di accumulo, mentre anche gli elettrolizzatori e la limitazione della produzione da fonti rinnovabili assumeranno un ruolo importante.
Pertanto il nucleare non è:
“L’alternativa alla flessibilità.”
Modifica la quantità e la composizione del portafoglio di flessibilità.
Tabella 15.2-A — Controfattuale Terna a domanda uguale 2050
| Variabile di sistema | Con nucleare | Senza nucleare |
|---|---|---|
| fabbisogno di elettricità | ~583 TWh | ~583 TWh |
| Produzione solare/eolica/idroelettrica | 435 TWh | 474 TWh |
| Produzione nucleare | 69 TWh | — |
| Altri processi di produzione programmabili | 42 TWh | 66 TWh |
| Importazioni nette | 48 TWh | 57 TWh |
| perdite di stoccaggio | 11 TWh | 14 TWh |
| Copertura a zero emissioni | 89% | 84% |
| Sovragenerazione | 4,8% | 4,4% |
Questi dati richiedono un’attenta interpretazione.
Il dato di 69 TWh relativo al nucleare proviene dallo scenario successivo del sistema elettrico di Terna e differisce leggermente dai 64,2 TWh dello scenario nucleare conservativo originale del PNIEC.
Gli studi si basano su presupposti correlati, ma non identici.
Non dovrebbero essere uniti in un unico set di dati sintetico.
È inoltre necessaria una generazione più programmabile.
Nel confronto diretto di Terna, il sistema senza nucleare richiede circa 66 TWh di altre fonti di generazione programmabili , rispetto ai circa 42 TWh del caso nucleare.
Questo è significativo.
Un sistema elettrico basato su fonti rinnovabili ha comunque bisogno di risorse in grado di produrre elettricità indipendentemente dalla produzione immediata di energia solare ed eolica.
Possibili fonti includono:
- bacino idroelettrico;
- bioenergia;
- gas con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS);
- combustibili derivati dall’idrogeno;
- importazioni;
- risposta alla domanda.
Il dibattito sul no al nucleare deve quindi rispondere a una domanda spesso omessa dalla discussione pubblica:
Qual è la fonte finale di energia elettrica programmabile a basse emissioni di carbonio quando la produzione di energia eolica e solare è insufficiente?
Il PNIEC fornisce una risposta.
Nel suo percorso verso un’economia senza emissioni nucleari e a zero emissioni nette, si fa maggiore affidamento su:
- gas naturale con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS);
- bioenergia con CCS.
Il modello originale del PNIEC mostra che la produzione di gas con CCS scende da circa 11,5 TWh senza nucleare a 4 TWh con nucleare .
La bioenergia con CCS scende da circa:
- 12,5 TWh senza nucleare
- fino a 6 TWh con il nucleare .
Il motivo per cui la bioenergia con CCS assume particolare importanza è che la CCS non cattura il 100% della CO₂ di origine fossile.
Per raggiungere l’obiettivo di zero emissioni nette a livello dell’intera economia, pur in presenza di alcune emissioni residue in settori problematici, il modello utilizza le emissioni negative derivanti dalla bioenergia con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) per compensare le emissioni residue in altri settori.
Ciò crea un’importante dipendenza controfattuale.
Una strategia di neutralità nucleare e neutralità netta potrebbe richiedere maggiore fiducia in:
- Cattura di CO₂;
- Trasporto di CO₂;
- stoccaggio di CO₂;
- approvvigionamento sostenibile di biomassa;
- integrità della conservazione a lungo termine.
In Italia la CCS non è più solo un’ipotesi, ma la dipendenza dall’elettricità per flotte di flotte rimane non dimostrata.
L’Italia ha un percorso di sviluppo concreto per la cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCS).
Il progetto Eni-Snam Ravenna ha avviato la Fase 1 nel 2024, con l’obiettivo di catturare circa 25.000 tonnellate di CO₂ all’anno .
Secondo quanto riportato da Eni nel 2025, l’autorizzazione per la Fase 2 è iniziata nel giugno 2025, con l’obiettivo di raggiungere una capacità di trasporto e stoccaggio di circa 4 milioni di tonnellate all’anno entro il 2030 , e una potenziale espansione successiva fino a 16 milioni di tonnellate all’anno a seconda della domanda.
Questo è strategicamente importante.
L’Italia ha:
- giacimenti di gas offshore esauriti;
- competenza in materia di trasporti e stoccaggio;
- emettitori industriali.
La CCS non dovrebbe quindi essere liquidata come un’invenzione.
Ma c’è un’altra differenza:
CCS PROJECT EXISTS
≠
CCS POWER SYSTEM EXISTSL’Italia non ha ancora dimostrato di possedere un parco di centrali elettriche a gas operanti con sistemi di cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) su scala tale da essere auspicabile per un sistema elettrico profondamente decarbonizzato entro il 2050.
Pertanto, gli scenari nucleari e non nucleari presentano diverse incertezze tecnologiche.
incertezza del percorso nucleare
- costo del reattore;
- durata della costruzione;
- licenze;
- carburante;
- accettazione da parte del pubblico.
Incertezza sulla generazione di imprese senza nucleare
- Costo del CCS;
- catturare le prestazioni;
- Trasporto di CO₂;
- infrastrutture di archiviazione;
- disponibilità di biomassa;
- conservazione a lungo termine;
- disponibilità di importazione richiesta.
È proprio per questo che lo studio controfattuale deve confrontare i rischi , non solo i costi attuali della tecnologia.
15.3 Il confronto economico deve essere basato sul costo totale del sistema, non sul LCOE della singola tecnologia.
Il dato economico più frequentemente utilizzato nel dibattito sul nucleare italiano è la stima del PNIEC, che indica un risparmio di circa 17 miliardi di euro sul costo totale del sistema nello scenario nucleare più prudente.
È utile.
Deve essere utilizzato correttamente.
Il PNIEC spiega esplicitamente che il modello TIMES-RSE ottimizza l’intero sistema energetico e che, poiché la presenza del nucleare modifica l’economia dell’elettrificazione per l’utilizzo finale, il confronto corretto è basato sul costo totale del sistema piuttosto che sul solo costo di produzione dell’elettricità.
Il risultato della modellazione indica:
In base alle ipotesi utilizzate, consentire una capacità nucleare di circa 8 GW riduce il costo attualizzato per raggiungere il sistema a zero emissioni nette modellato di circa 17 miliardi di euro rispetto al corrispondente caso senza nucleare.
Ciò non dimostra che un programma nucleare sia più economico di altri.
La conclusione dipende da presupposti riguardanti:
- investimenti in conto capitale per il reattore;
- WACC;
- durata della costruzione;
- fattore di capacità;
- Spese operative (OPEX) del nucleare;
- Investimenti in energie rinnovabili;
- costi di magazzinaggio;
- prezzi del gas;
- prezzi del carbonio;
- Costo del CCS;
- tecnologia dell’idrogeno;
- domanda di elettricità;
- Tempistiche di dispiegamento nucleare.
Modificando gli input, cambia anche l’output.
La domanda economica corretta è marginale
La domanda rilevante non è:
“L’energia solare è più economica del nucleare?”
L’energia solare e quella nucleare occupano posizioni diverse all’interno del sistema.
La domanda pertinente è:
Qual è il costo del sistema aggiuntivo necessario per sostituire l’ultima unità di generazione nucleare a basse emissioni di carbonio?
In presenza di una bassa penetrazione delle energie rinnovabili, un’ulteriore produzione di energia solare ed eolica può risultare eccezionalmente preziosa.
Gli impianti e le reti di distribuzione esistenti assorbono la variabilità.
Man mano che le energie rinnovabili variabili si avvicinano a una quota molto elevata della produzione annua totale, potrebbero aumentare i requisiti di integrazione aggiuntivi.
Tali requisiti includono:
- magazzinaggio;
- riduzione;
- Rinforzo della griglia;
- prenotare;
- richiedere flessibilità;
- backup inviabile.
Ciò non significa che le energie rinnovabili diventino “cattive” con un’elevata penetrazione.
Ciò significa che l’unità economica diventa:
RENEWABLE GENERATION
+
INTEGRATION SYSTEMproprio come l’unità economica per il nucleare è:
REACTOR
+
FINANCING
+
FUEL
+
GRID
+
WASTE
+
DECOMMISSIONINGEntrambi i lati devono essere completamente valutati in termini di costi.
La strategia italiana per il 2030 non dipende dal nucleare
La tempistica è fondamentale.
Lo studio di Terna sul sistema energetico del 2025 afferma esplicitamente che l’accelerazione della diffusione delle energie rinnovabili è l’unica opzione su larga scala attualmente disponibile nel breve-medio termine per ridurre la produzione di energia da combustibili fossili e l’esposizione ai prezzi del gas.
La transizione legata al PNIEC richiede investimenti per circa 130 miliardi di euro entro il 2030 nei settori delle energie rinnovabili, dello stoccaggio e delle reti, con un aumento dell’elettricità rinnovabile immessa nel sistema da circa 113 TWh nel 2023 a 227 TWh nel 2030 .
Perciò:
2026–2030
RENEWABLES + GRID + STORAGE
ARE THE MAIN DECARBONISATION ENGINEChe l’Italia scelga o meno il nucleare non modifica tale requisito.
Lo scenario controfattuale nucleare diventa progressivamente rilevante nel sistema 2035-2050 , quando il problema si trasforma da:
come aggiungere rapidamente energia rinnovabile a basso costo
A:
Come gestire in modo affidabile ed economico un sistema a emissioni di carbonio quasi nulle con un altissimo grado di elettrificazione.
Questa distinzione impedisce che la politica nucleare ritardi gli investimenti di cui l’Italia ha già bisogno, a prescindere dalla decisione sul nucleare.
L’energia nucleare acquista valore solo se fornita a un costo totale competitivo.
L’esistenza di un beneficio di sistema non significa che qualsiasi prezzo del reattore sia accettabile.
Supponiamo che l’energia nucleare sia considerata economicamente utile a:
CAPEX A
+
WACC A
+
CONSTRUCTION TIME Ama la vera FOAK italiana mantiene le promesse:
CAPEX = 2 × A
WACC = much higher
CONSTRUCTION = years laterIl confronto economico deve essere ripetuto.
Il beneficio derivante dalla modellazione, pari a 17 miliardi di euro, potrebbe:
- Restringersi;
- scomparire;
- inversione.
Ecco perché i capitoli 12 e 14 sono essenziali per il capitolo 15.
L’economia nucleare dipende da:
TECHNOLOGY
↓
PROCUREMENT
↓
CONSTRUCTION PERFORMANCE
↓
FINANCING COST
↓
SYSTEM VALUEUn reattore che non può essere realizzato in modo efficiente potrebbe non giustificare la propria esistenza solo perché il nucleare, come tecnologia, ha un valore teorico a livello di sistema.
La stessa disciplina si applica al controfattuale senza nucleare
Bisogna inoltre evitare l’errore opposto.
Uno scenario senza nucleare non dovrebbe presupporre:
- Rinforzo della rete a costo zero;
- Spazio di archiviazione illimitato ed economico;
- biomassa illimitata;
- disponibilità illimitata di interconnettori;
- Produzione di idrogeno perfettamente flessibile;
- CCS a costi ottimistici;
- Nessun ritardo nell’ottenimento dei permessi per le energie rinnovabili.
Ogni tecnologia controfattuale comporta un rischio di implementazione.
Tabella 15.3-A — Principali sensibilità economiche
| Percorso nucleare | Via non nucleare |
|---|---|
| Investimenti in conto capitale per il reattore | Investimenti in energie rinnovabili |
| WACC nucleare | costo di stoccaggio |
| Durata della costruzione | requisito di durata di conservazione |
| fattore di capacità | Fattore di capacità rinnovabile |
| Sicurezza del carburante | Costo della flessibilità a lungo termine |
| Rifiuti/smantellamento | Costo CCS |
| Apprendimento della flotta | Disponibilità/costo della biomassa |
| Concentrazione dei fornitori | Espansione della griglia |
| Rischio di rifornimento/interruzione | Riduzione |
| Ritardo normativo | Permessi/vincoli territoriali |
| Acqua/raffreddamento | trasporto/stoccaggio di CO₂ |
| Replicazione tecnologica | disponibilità di importazione |
Un’ipotesi controfattuale governativa dovrebbe sottoporre a stress test entrambe le colonne in modo simmetrico.
La competitività dell’elettricità industriale non può essere dedotta dal costo di una singola generazione.
L’Italia ha un problema reale di competitività, ma è necessario specificarlo con precisione.
Il riepilogo della relazione annuale 2026 di ARERA rileva che, per le principali classi di consumo non domestico utilizzando i dati del 2024, i prezzi totali dell’energia elettrica pagati dalle imprese italiane sono stati superiori di circa il 9-11% rispetto alla media dell’area euro nelle fasce di consumo più significative.
Tuttavia, una volta escluse imposte, prelievi e componenti recuperabili, il differenziale si riduce notevolmente; per alcune classi industriali medio-grandi, l’Italia si trovava approssimativamente in parità con la media dell’eurozona.
Si tratta di una correzione importante alle argomentazioni semplicistiche.
La competitività dell’elettricità industriale dipende da:
- energia all’ingrosso;
- costi di rete;
- tasse;
- tassazione;
- esenzioni;
- accordi contrattuali.
Una centrale nucleare può influenzare la componente energetica.
Non determina automaticamente l’intero conto industriale.
La Francia offre comunque un utile confronto a livello di sistema.
Nel 2025 la Francia ha esportato in Italia un quantitativo record di 26,2 TWh netti di energia elettrica.
Il prezzo medio annuo all’ingrosso era approssimativamente:
- 61 €/MWh in Francia ;
- 116 €/MWh in Italia .
RTE attribuisce l’ingente flusso di esportazioni a diversi fattori, tra cui:
- abbondante generazione francese a basse emissioni di carbonio;
- recupero della produzione nucleare;
- disponibilità di interconnessione;
- La continua dipendenza dell’Italia dal gas.
La lezione corretta non è:
“L’energia nucleare dimezza automaticamente i prezzi dell’elettricità.”
Tale conclusione non sarebbe supportata da prove.
La Francia possiede anche:
- idroelettrico;
- energie rinnovabili;
- diversa esigenza;
- tassazione diversa;
- diverse condizioni di mercato.
L’osservazione rilevante è più specifica:
Un sistema con un’abbondante produzione nazionale di energia elettrica a basso costo variabile può possedere un significativo valore strategico e commerciale in un mercato elettrico europeo interconnesso.
Storicamente, l’Italia ha occupato una posizione commerciale opposta.
Le statistiche finali di Terna per il 2025 registrano importazioni pari a 51,8 TWh ed esportazioni di soli 4,9 TWh .
La questione controfattuale è se parte di questa dipendenza strutturale dall’esterno debba continuare, oppure se gli investimenti debbano spostare parte della creazione di imprese all’interno dell’Italia.
15.4 Il nucleare cambia la struttura di dipendenza dell’Italia; non elimina la dipendenza
Spesso si discute di sovranità energetica come se le tecnologie potessero essere suddivise in:
- indipendente;
- dipendente.
Nessun sistema energetico moderno funziona in questo modo.
L’attuale sistema italiano presenta diverse dipendenze esterne.
Lo studio di Terna sul sistema solare al 2050 fornisce una misurazione sorprendente.
Nel 2023, la dipendenza complessiva dell’Italia dalle importazioni energetiche si è attestata intorno al 75% , rispetto al 58% circa dell’UE.
Nell’ambito del sistema elettrico, Terna ha descritto la struttura di approvvigionamento del 2024 approssimativamente come segue:
- 41% di energie rinnovabili nazionali ;
- Importazioni dirette di energia elettrica pari al 16% ;
- Il 43% della produzione energetica proviene da fonti non rinnovabili , e la dipendenza è schiacciante dai combustibili importati.
Terna descrive quindi sia una dipendenza energetica esterna diretta che indiretta.
Questa distinzione è fondamentale.
Una centrale elettrica a gas italiana si trova fisicamente in Italia.
Il suo apporto energetico può ancora provenire da:
- Algeria;
- Azerbaigian;
- Mercati del GNL;
- altri esportatori.
La produzione energetica nazionale non equivale necessariamente alla sovranità energetica nazionale.
Il nucleare modifica la natura fisica della dipendenza dai combustibili
L’energia nucleare creerebbe un’altra catena internazionale del combustibile:
URANIUM
↓
CONVERSION
↓
ENRICHMENT
↓
FUEL FABRICATION
↓
ITALIAN REACTORAttualmente l’Italia non dispone di una filiera completa di combustibile nucleare, reattori e centrali nucleari a livello nazionale.
Pertanto, l’energia nucleare non produce autarchia energetica.
Ma la dipendenza dal combustibile nucleare differisce sostanzialmente dalla dipendenza dal gas.
Il gas naturale richiede un approvvigionamento fisico continuo e in grandi volumi.
Il combustibile nucleare ha una densità energetica molto elevata e può essere reperito e stoccato con largo anticipo.
La distinzione strategica è:
GAS DEPENDENCE
↓
CONTINUOUS FLOW DEPENDENCE
NUCLEAR FUEL DEPENDENCE
↓
PERIODIC INVENTORY DEPENDENCECiò può creare diverse caratteristiche di resilienza.
Ma il beneficio dipende da:
- fornitori di uranio diversificati;
- arricchimento diversificato;
- capacità di fabbricazione;
- Inventario strategico.
Le vie metaboliche HALEU o MOX potrebbero creare ulteriore dipendenza anziché ridurla, qualora le catene di approvvigionamento rimanessero concentrate.
La questione corretta in materia di sovranità è quindi:
L’architettura del combustibile nucleare selezionata crea una dipendenza strategica più gestibile rispetto alle importazioni di energia che va a sostituire?
Gli interconnettori sono risorse strategiche in entrambi gli scenari
Un percorso senza nucleare non dovrebbe essere criticato semplicemente perché prevede l’importazione di energia elettrica.
Il commercio transfrontaliero di energia elettrica apporta notevoli benefici economici.
Gli interconnettori consentono all’Italia di:
- importare quando l’elettricità estera è economica;
- esportare le eccedenze interne;
- riserve azionarie;
- sfruttare la diversità geografica;
- ridurre la capacità interna necessaria.
La strategia di pianificazione di Terna continua quindi a rafforzare la trasmissione internazionale e interna, a prescindere dalla politica nucleare.
Sarebbe un errore considerare le interconnessioni come una garanzia di produzione interna.
Durante le condizioni di stress correlate in Europa:
- Il vento debole può interessare diversi paesi;
- La siccità può colpire diversi sistemi idrici;
- I prezzi del gas possono influenzare diversi mercati;
- Le interruzioni delle centrali nucleari all’estero possono influire sulle importazioni;
- La trasmissione può essere limitata.
Le importazioni rappresentano pertanto una risorsa economicamente preziosa .
Non dovrebbero essere automaticamente considerate identiche alla capacità produttiva delle imprese nazionali.
Lo scenario controfattuale di Terna per il 2050 quantifica la differenza
Nel suo studio a parità di domanda, Terna rileva importazioni nette di elettricità pari a circa:
- 48 TWh con energia nucleare ;
- 57 TWh senza nucleare .
Questo risultato è importante perché nessuno dei due sistemi diventa elettricamente autarchico.
Anche lo scenario nucleare rimane integrato con quello europeo.
La differenza è di grado .
L’obiettivo strategico appropriato non è quindi:
ZERO IMPORTSÈ:
IMPORT WHEN ECONOMICALLY ATTRACTIVE
↓
NOT BECAUSE DOMESTIC SYSTEM
CANNOT FUNCTION WITHOUT THEMIl controfattuale del gas è particolarmente importante
L’Italia ha dimostrato, dopo il 2022, che è possibile diversificare rapidamente le fonti di approvvigionamento del gas.
L’AIE registra che nel 2021:
- Il gas rappresentava il 42% del fabbisogno energetico totale italiano;
- Il 94% era importato;
- Circa il 41% delle importazioni di gas proveniva dalla Russia.
Nel novembre 2022 la quota della Russia era scesa a circa il 3% a seguito di una rapida diversificazione.
Si trattò di un importante successo politico italiano.
Ma la diversificazione non è la stessa cosa dell’eliminazione dell’esposizione alle materie prime.
I prezzi del gas continuano a essere determinati dai mercati internazionali ed europei.
L’analisi di sistema di Terna per il 2050 evidenzia la fortissima correlazione storica tra il prezzo dell’energia elettrica del giorno prima in Italia e il costo variabile della produzione di energia elettrica tramite centrali a ciclo combinato a gas.
Ad esempio, per i report Terna relativi al periodo 2019-2024:
| Anno | GIOCO DI PAROLE Italiano | Costo variabile stimato del CCGT |
|---|---|---|
| 2019 | €52/MWh | 43 €/MWh |
| 2020 | €39/MWh | €32/MWh |
| 2021 | 126 €/MWh | 116 €/MWh |
| 2022 | €304/MWh | 282 €/MWh |
| 2023 | 127 €/MWh | €121/MWh |
| 2024 | €109/MWh | €101/MWh |
La relazione storica spiega perché ridurre la frequenza con cui le centrali a gas fissano il prezzo marginale dell’elettricità può avere un valore che va oltre la semplice riduzione del consumo annuo di gas.
Anche in questo caso, ciò non garantisce che il nucleare stabilirebbe un prezzo di mercato inferiore.
Gli effetti della struttura del mercato dipendono da:
- offerta;
- scarsità;
- richiesta;
- energie rinnovabili;
- interconnessioni.
Ridurre l’esposizione al costo variabile del gas può tuttavia diminuire un’importante fonte di volatilità dei prezzi all’ingrosso.
La CCS modifica ma non elimina la dipendenza dal gas
Rimane un impianto a gas con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS):
GAS PLANTRichiede comunque benzina.
La CCS modifica la sua architettura delle emissioni.
Non trasforma il combustibile in prodotti nazionali.
Pertanto, un percorso senza nucleare con una significativa cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) del gas può raggiungere gli obiettivi climatici pur mantenendo un certo grado di dipendenza dalle importazioni di combustibili.
Potrebbe comunque essere economicamente razionale.
Ma la proprietà geopolitica dovrebbe essere riconosciuta.
Il nucleare crea diverse concentrazioni strategiche
Al contrario, un reattore importato può creare una dipendenza tecnologica a lungo termine da:
- software del fornitore;
- pezzi di ricambio;
- dati ingegneristici;
- carburante;
- supporto per la manutenzione.
Questa condizione può persistere per sessant’anni.
Perciò:
NUCLEAR REDUCES
COMMODITY-FLOW DEPENDENCE
BUT CAN INCREASE
TECHNOLOGY / VENDOR DEPENDENCELe norme sugli appalti pubbliche elaborate in precedenza in questo libro hanno lo scopo preciso di impedire che il secondo problema si sostituisca al primo.
Tabella 15.4-A — Confronto delle dipendenze
| Dipendenza | Percorso ad alto contenuto di energie rinnovabili/senza nucleare | Percorso contenente nucleo |
|---|---|---|
| Gas naturale | Potenziale residuo più elevato | Potenziale inferiore |
| trasporto/stoccaggio di CO₂ | Più alto se si utilizza CCS | Scenario più basso nel modello |
| Biomassa | Maggiore se si utilizza BECCS | Scenario più basso nel modello |
| Importazioni di elettricità | Più alto nel confronto con Terna | Più basso ma comunque materiale |
| Impianti solari/eolici | Requisiti di implementazione molto elevati | Requisiti di implementazione molto elevati |
| catena di fornitura delle batterie | Più alto | Alto |
| Uranio | Nessuno | Necessario |
| Arricchimento/fabbricazione | Nessuno | Necessario |
| Fornitore di reattori | Nessuno | dipendenza a lungo termine |
| Griglia | Molto alto | Molto alto |
| Minerali critici | Alto | Alto |
| conservazione a lungo termine | Maggiore necessità | Potrebbe comunque essere necessario |
| Rifiuti radioattivi | Niente nuove scorie nucleari | Nuovo obbligo relativo al ciclo di vita nucleare |
La conclusione strategica non è che una colonna sia indipendente e l’altra dipendente.
È:
L’Italia può scegliere tra diversi portafogli di dipendenza.
15.5 La politica corretta è quella di preservare l’opzione nucleare fino a quando le prove non dimostreranno se essa migliora il sistema italiano.
L’analisi controfattuale produce una conclusione più sfumata rispetto a quelle che entrambe le parti del dibattito politico presentano di solito.
È possibile immaginare un’Italia profondamente decarbonizzata senza ricorrere all’energia nucleare .
Il documento ufficiale PNIEC contiene esplicitamente tale scenario.
Si basa su una combinazione che include:
- Produzione di energia rinnovabile molto elevata;
- ampio spazio di archiviazione;
- idroelettrico;
- bioenergia;
- CCS;
- importazioni;
- Potenza a X;
- infrastrutture di rete significative.
Pertanto la proposta è la seguente:
“L’Italia non può raggiungere l’obiettivo delle zero emissioni nette senza il nucleare”
è più forte dei supporti di modellazione ufficiali.
Ma la proposizione inversa è altrettanto debole.
Le simulazioni ufficiali non indicano che l’eliminazione del nucleare sia priva di costi.
Ciò indica che il nucleare viene sostituito da ulteriori:
- generazione rinnovabile variabile;
- magazzinaggio;
- generazione programmabile a basse emissioni di carbonio;
- dipendenza di importazione;
- Infrastruttura CCS.
Il confronto diretto a parità di domanda effettuato da Terna lo chiarisce in modo particolare.
Tabella 15.5-A — Cosa stabilisce effettivamente la modellazione ufficiale
| Domanda | Risposta basata su prove concrete |
|---|---|
| L’Italia può raggiungere l’obiettivo di zero emissioni nette senza ricorrere al nucleare? | SÌ |
| Niente nucleare significa niente energie rinnovabili? | No, le energie rinnovabili dominano in entrambi gli scenari. |
| Il nucleare elimina la necessità di stoccaggio? | NO |
| L’energia nucleare elimina le importazioni? | NO |
| L’energia nucleare riduce la quantità di energie rinnovabili aggiuntive necessarie? | Sì, nello scenario di Terna. |
| L’energia nucleare riduce il fabbisogno di stoccaggio? | Sì, moderatamente nello scenario di Terna. |
| L’energia nucleare riduce le altre fonti di generazione programmabili? | Sì, nel caso simulato |
| L’energia nucleare riduce le importazioni? | Sì, nello scenario di Terna. |
| Il PNIEC riscontra costi totali di sistema inferiori con un’implementazione nucleare più prudente? | Sì, circa 17 miliardi di euro nel modello indicato. |
| 17 miliardi di euro rappresentano un risparmio futuro garantito? | NO |
| L’energia nucleare è necessaria per raggiungere gli obiettivi del 2030? | NO |
| Una cattiva gestione del nucleare potrebbe vanificare i benefici previsti dai modelli? | SÌ |
| Il calo dei costi di stoccaggio e cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) più rapido del previsto potrebbe indebolire l’economia del nucleare? | SÌ |
| La riduzione dei costi del nucleare, grazie all’apprendimento derivante dall’esperienza della flotta, potrebbe rafforzare l’economia nucleare? | SÌ |
Questa tabella è forse il riepilogo decisionale più importante del libro.
L’Italia dovrebbe pertanto mantenere due percorsi di sistema attivi durante gli anni 2020.
Lo Stato non deve necessariamente risolvere tutte le questioni relative alle scelte tecnologiche per il 2050 entro il 2026.
In alternativa, può mantenere la flessibilità.
Percorso N — transizione compatibile con il nucleare
Procedi ora con:
- energie rinnovabili;
- magazzinaggio;
- griglia;
- efficienza;
- elettrificazione;
mentre si costruisce contemporaneamente:
- diritto nucleare;
- capacità di regolazione;
- siti;
- selezione della tecnologia;
- architettura di finanziamento.
Il nucleare può entrare nel mercato solo se supera determinati requisiti economici e tecnici.
Percorso R — transizione indipendente dal nucleo
Procedere immediatamente:
- energie rinnovabili;
- magazzinaggio;
- griglia;
- efficienza;
- elettrificazione;
sviluppando al contempo:
- ulteriori siti per le energie rinnovabili;
- flessibilità a lungo termine;
- CCS;
- interconnessione;
- capacità rinnovabile programmabile;
- idrogeno.
I programmi a breve termine si sovrappongono in modo significativo.
Schema del testo: i due percorsi
2026–2030
│
┌───────────────┼───────────────┐
│ │
▼ ▼
RENEWABLES GRID
STORAGE EFFICIENCY
ELECTRIFICATION INTERCONNECTORS
│ │
└───────────────┬───────────────┘
▼
2030s
│
┌───────────┴───────────┐
▼ ▼
NUCLEAR READY? NUCLEAR FAILS
│ ECONOMIC /
│ TECHNICAL GATES
▼ ▼
NUCLEAR + RENEWABLES ADDITIONAL RENEWABLES
+ STORAGE + STORAGE
+ CCS WHERE NEEDED + CCS / H₂
+ IMPORTS + IMPORTS
Questa strategia riduce al minimo il costo di un eventuale errore.
Se il nucleare avrà successo a livello internazionale e i dati economici italiani relativi al primo e ultimo anno di attività nucleare (FOAK) saranno credibili, l’Italia manterrà la capacità di schierare armi nucleari.
Anche se i costi del nucleare dovessero rimanere eccessivi o le tempistiche non dovessero rispettare, l’Italia non ha comunque ritardato il programma di energie rinnovabili e di connessione alla rete elettrica necessario.
Il programma nucleare dovrebbe quindi avere un prezzo di ingresso economico
Una disciplina particolarmente importante sarebbe quella di definire un costo massimo accettabile del sistema prima della decisione finale di investimento (FID).
L’Italia non dovrebbe chiedere:
“Quanto costa il reattore?”
Dovrebbe chiedere:
A quale costo del reattore il sistema nucleare smette di essere più vantaggioso rispetto alla migliore alternativa non nucleare credibile?
Questa soglia cambierà come segue:
- Le batterie diventano più economiche;
- CCS si sviluppa;
- I prezzi del gas cambiano;
- I progetti di reattori nucleari all’estero forniscono prove concrete.
Pertanto, le decisioni tecnologiche dovrebbero essere aggiornate continuamente.
Il percorso senza nucleare dovrebbe essere sottoposto agli stessi criteri di valutazione basati sull’evidenza.
La simmetria è essenziale.
Se il nucleare deve dimostrare:
- costo;
- programma;
- carburante;
- sciupare;
allora il sistema concorrente deve dimostrare:
- costo di stoccaggio;
- durata di conservazione;
- autorizzazioni per le energie rinnovabili;
- trasporto a griglia;
- CCS;
- sostenibilità della biomassa;
- disponibilità di importazione.
Altrimenti il confronto diventa ideologico.
Matrice decisionale proposta
| Prove entro i primi/metà degli anni 2030 | Implicazione strategica |
|---|---|
| I reattori modulari di piccole dimensioni esteri sono stati consegnati nei tempi previsti e si avvicinano al costo previsto. | Il caso nucleare si rafforza |
| La costruzione in serie di SMR dimostra una riduzione dei costi | Il caso nucleare si rafforza |
| Il finanziamento italiano produce un WACC basso | Il caso nucleare si rafforza |
| I problemi con HALEU/MOX persistono | Il caso del reattore avanzato si indebolisce |
| Il costo delle batterie/sistemi di accumulo a lunga durata crolla | La tesi contraria al nucleare si rafforza |
| Persistono i colli di bottiglia relativi alle autorizzazioni per le energie rinnovabili e alla rete elettrica. | Aumento del valore generato dall’impresa |
| La CCS dimostra la scalabilità a basso costo | La tesi contraria al nucleare si rafforza |
| La CCS rimane una tecnologia costosa e non ancora collaudata per la produzione di energia. | Il caso nucleare si rafforza |
| Il gas rimane un fattore geopoliticamente instabile. | Il caso nucleare si rafforza |
| I costi del FOAK nucleare aumentano in modo sostanziale | Il caso nucleare si indebolisce |
| Impossibile l’accettazione da parte del pubblico/del sito. | La via nucleare nazionale potrebbe diventare impraticabile. |
| La domanda di calore industriale/centri dati si concretizza in prossimità dei siti | Il valore del sistema nucleare potrebbe aumentare |
Si tratta di un quadro decisionale.
Non si tratta di una classifica né di un’approvazione.
La competitività industriale dovrebbe essere testata attraverso scenari di sistema.
L’Italia dovrebbe infine calcolare, per ogni percorso:
- prezzo all’ingrosso industriale;
- volatilità;
- costi di rete;
- costo del meccanismo di supporto;
- esposizione al gas;
- riduzione;
- costo del carbonio
Un sistema nucleare che, in termini contabili medi, costi di più, ma che riduca significativamente la volatilità dei prezzi industriali, potrebbe avere un valore strategico.
Al contrario, un sistema nucleare che richieda un CfD a lungo termine molto elevato potrebbe imporre un onere in termini di competitività.
Non è possibile prevedere il risultato in anticipo.
Il valore macroeconomico richiede un’analisi input-output italiana separata.
Il confronto finale dovrebbe estendersi oltre l’elettricità.
Le variabili dovrebbero includere:
IMPORT BILL
↓
TRADE BALANCE
LOCAL SUPPLY CHAIN
↓
DOMESTIC VALUE ADDED
CAPITAL IMPORTS
↓
TRADE / INVESTMENT OUTFLOW
ELECTRICITY COST
↓
INDUSTRIAL COMPETITIVENESS
ENERGY SECURITY
↓
MACROECONOMIC VOLATILITYRSE possiede già una metodologia che collega la modellizzazione energetica TIMES-RSE con il quadro macroeconomico GEM-E3-ITA per la valutazione degli scenari energetici italiani.
Lo scenario controfattuale nucleare dovrebbe essere infine analizzato attraverso quel tipo di quadro macroeconomico prima che l’Italia si impegni in una grande flotta composta da più unità.
Il confronto finale dovrebbe essere probabilistico, non deterministico.
Il governo non dovrebbe fare paragoni:
NUCLEAR BASE CASE
versus
RENEWABLE BASE CASEDovrebbe confrontare le distribuzioni.
Per il nucleare:
- basso costo;
- costo centrale;
- costi elevati;
- Presto;
- ritardato.
Per la conservazione:
- rapido calo dei costi;
- centrale;
- lento declino.
Per il gas:
- Basso;
- centrale;
- alto prezzo geopolitico.
Per CCS:
- riuscito;
- costoso;
- ritardato.
Il risultato corretto dovrebbe essere concettualmente simile a questo:
TOTAL SYSTEM COST
LOW CENTRAL HIGH
NUCLEAR
NO NUCLEAR
combinato con:
ENERGY SECURITY
EMISSIONS
INDUSTRIAL COST
IMPORT EXPOSURECiò permetterebbe di individuare i percorsi più solidi e quelli in cui le conclusioni dipendono fortemente da presupposti incerti.
La questione della sovranità è la resilienza in condizioni di incertezza
Un sistema elettrico nazionale progettato per il 2050 opererà in condizioni che non potranno essere previste con precisione nel 2026.
Tra le incognite figurano:
- prezzi del gas;
- chimica delle batterie;
- Domanda di energia elettrica dovuta all’intelligenza artificiale;
- economia dell’idrogeno;
- costi del nucleare;
- clima;
- Condizioni del mercato europeo.
L’obiettivo non dovrebbe quindi essere:
Individua oggi il mix tecnologico ideale per il 2050.
Dovrebbe essere:
costruire un percorso che preservi sufficienti opzioni per adattarsi man mano che emergono nuove prove.
Questo è uno dei motivi per cui la strategia energetica italiana a breve termine è meno polarizzata di quanto suggerisca il dibattito politico.
Indipendentemente dalla decisione sul nucleare, l’Italia dovrebbe accelerare:
- autorizzazioni per le energie rinnovabili;
- investimenti nella trasmissione;
- magazzinaggio;
- efficienza;
- elettrificazione;
- interconnettori.
Il programma nucleare rappresenta un’opzione aggiuntiva di sviluppo fino al momento dell’investimento irreversibile.
Controfattuale nucleare principale
ITALY 2050
│
▼
~583 TWh SYSTEM
│
┌──────────────┴──────────────┐
▼ ▼
WITH NUCLEAR WITHOUT NUCLEAR
│ │
▼ ▼
VERY HIGH RENEWABLES EVEN MORE RENEWABLES
│ │
▼ ▼
~196 GWh STORAGE ~216 GWh STORAGE
│ │
▼ ▼
69 TWh NUCLEAR 0 TWh NUCLEAR
│ │
▼ ▼
42 TWh OTHER 66 TWh OTHER
PROGRAMMABLE PROGRAMMABLE
│ │
▼ ▼
48 TWh NET IMPORT 57 TWh NET IMPORT
│ │
▼ ▼
LESS CCS / FIRM MORE CCS /
REPLACEMENT FIRM REPLACEMENT
│ │
└──────────────┬──────────────┘
▼
BOTH REQUIRE MASSIVE
GRID + RES + FLEXIBILITY
│
▼
NET-ZERO ITALY
Le cifre in questo schema riflettono il confronto a parità di domanda effettuato da Terna nel 2025 e non devono essere confuse con l’ottimizzazione originale PNIEC TIMES-RSE.
Conclusioni finali del governo — Capitolo 15
L’argomento più convincente a favore dell’energia nucleare in Italia non è che le energie rinnovabili non possano funzionare.
Le simulazioni ufficiali italiane dimostrano che un percorso a emissioni zero senza nucleare è tecnicamente realizzabile.
L’argomentazione più convincente a favore del nucleare è invece che, in base alle ipotesi attualmente utilizzate dai modelli del sistema energetico italiano, una quantità moderata di produzione nucleare stabile a basse emissioni di carbonio può ridurre la quantità di altre infrastrutture necessarie per affrontare la parte più difficile della profonda decarbonizzazione.
Può ridursi, a seconda dello scenario:
- ulteriore capacità rinnovabile;
- magazzinaggio;
- Generazione di CCS;
- bioenergia con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS);
- importazioni nette di energia elettrica.
L’ottimizzazione del PNIEC indica inoltre un risparmio totale stimato per l’intero sistema di circa 17 miliardi di euro nello scenario nucleare più prudente.
Ma questo vantaggio esiste solo se il programma nucleare si comporta effettivamente in modo vicino alle ipotesi economiche alla base del modello.
Se si tratta di costruzione nucleare:
- supera gravemente gli obiettivi;
- arriva troppo tardi;
- richiede un WACC eccessivo;
- non riesce a replicare la flotta;
Il beneficio teorico del sistema può essere distrutto.
L’argomento più forte a favore di un percorso senza nucleare non è che la tecnologia nucleare non abbia valore.
L’Italia può tentare di soddisfare lo stesso requisito strategico attraverso:
- ulteriore produzione da fonti rinnovabili;
- maggiore spazio di archiviazione;
- capacità aggiuntiva della rete;
- importazioni;
- CCS;
- idrogeno;
- altre risorse programmabili a basse emissioni di carbonio.
Ma questo percorso richiede anche tecnologie e infrastrutture i cui costi futuri e tassi di implementazione sono incerti.
Lo scenario senza nucleare non è quindi:
RENEWABLES ONLYe lo scenario nucleare non è:
NUCLEAR INSTEAD OF RENEWABLESIl vero confronto è:
VERY HIGH RENEWABLES
+
NUCLEAR
+
STORAGE
+
GRID
+
LIMITED OTHER FIRM CAPACITYSinonimo:
EVEN HIGHER RENEWABLES
+
MORE STORAGE
+
GRID
+
MORE CCS / PROGRAMMABLE CAPACITY
+
MORE IMPORTSLa decisione italiana dovrebbe pertanto rimanere subordinata alla presentazione di prove.
Prima di impegnarsi nella realizzazione di una flotta di reattori multipli, il governo dovrebbe richiedere un’analisi controfattuale aggiornata che incorpori informazioni reali provenienti da:
- Darlington;
- Wylf;
- Sodio;
- NUWARD;
- altri progetti di riferimento;
- Costi delle energie rinnovabili in Italia;
- aste di magazzini;
- Ravenna CCS;
- mercati del gas;
- sviluppo di interconnettori;
- Domanda effettiva di energia elettrica nel periodo 2030-2035.
Il programma nucleare dovrebbe procedere all’impiego di una flotta su larga scala solo laddove l’analisi aggiornata dimostri che:
NUCLEAR SYSTEM VALUE
>
ADDITIONAL LIFECYCLE COST
+
DELIVERY RISK
+
WASTE LIABILITY
+
FINANCIAL RISKrispetto alla più forte alternativa non nucleare disponibile.
Allo stesso modo, l’Italia non dovrebbe rifiutare il nucleare solo perché una singola tecnologia rinnovabile ha un costo di produzione autonomo inferiore.
Ciò consentirebbe di confrontare prodotti diversi.
La metrica nazionale corretta è:
il costo, la resilienza e la dipendenza strategica dell’intero sistema elettrico ed energetico in grado di garantire emissioni nette pari a zero in modo continuativo durante tutto l’anno.
La posizione politica più difendibile nel 2026 non è quindi l’assolutismo tecnologico.
Si tratta di un’opzionalità strategica combinata con criteri di verifica delle prove .
L’Italia dovrebbe procedere immediatamente con gli investimenti necessari, seguendo ogni possibile percorso:
- energie rinnovabili;
- griglie;
- magazzinaggio;
- efficienza;
- elettrificazione.
Allo stesso tempo, dovrebbe continuare a sviluppare l’opzione nucleare fino a un punto tale da determinarne la reale utilità:
- costo;
- fattibilità del sito;
- finanziamento;
- licenze;
- valore industriale.
Nel momento in cui si deve prendere una decisione definitiva e irreversibile in materia nucleare, dovrebbero esistere prove sostanzialmente maggiori di attività di ricerca esplosiva all’estero.
Lo Stato può quindi confrontare una proposta nucleare reale con una proposta non nucleare reale, anziché confrontare narrazioni politiche.
La questione nucleare fondamentale non è quindi:
“L’Italia ha bisogno dell’energia nucleare?”
È:
“Quando l’Italia raggiungerà le fasi più difficili e costose della profonda decarbonizzazione, un programma nucleare italiano collaudato ridurrà il costo economico, industriale e geopolitico totale della fornitura di energia affidabile rispetto al miglior sistema credibile che l’Italia potrebbe costruire senza di esso?”
Questo è lo scenario controfattuale che dovrebbe determinare la decisione finale.
Capitolo conclusivo: dall’opzione nucleare alla decisione nazionale.
L’Italia ha già superato una soglia importante.
La questione dell’energia nucleare non è più relegata esclusivamente al dibattito storico, alla memoria politica o alla speculazione tecnologica.
È rientrato nell’ambito della politica nazionale.
Il Parlamento ha approvato il quadro di delega per la ricostruzione dell’architettura giuridica dell’energia nucleare sostenibile.
Le istituzioni governative stanno valutando la tecnologia.
Il settore industriale si sta riorganizzando.
L’autorità di regolamentazione ha iniziato a partecipare ai processi di revisione internazionali.
La politica nucleare europea si è orientata verso i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR), la resilienza della catena di approvvigionamento e l’autonomia strategica.
Il sistema elettrico nazionale si sta muovendo simultaneamente verso un livello di elettrificazione molto più elevato, una capacità di energia rinnovabile molto maggiore e requisiti sempre più complessi in termini di fornitura di energia stabile, stoccaggio, flessibilità e resilienza della rete.
Questi sviluppi rendono legittima la questione nucleare italiana.
Non forniscono la risposta in anticipo.
Questa è la conclusione centrale di questo libro.
L’Italia non ha ancora raggiunto il punto in cui deve decidere se dotarsi di una flotta nucleare nazionale.
Si è giunti al punto in cui bisogna decidere se sviluppare la capacità di prendere tale decisione in modo intelligente .
La distinzione è fondamentale.
Ciò che lo studio stabilisce
Dalle prove raccolte nei capitoli precedenti emergono con forza diverse conclusioni.
Innanzitutto, il ritorno dell’Italia a una politica nucleare è reale, ma ancora in una fase preliminare a livello istituzionale.
Lo Stato ha riaperto la possibilità, sia dal punto di vista legale che strategico, di sviluppare la produzione di energia nucleare.
Non ha ancora autorizzato un reattore.
C’è:
- nessun progetto di leadership nazionale selezionato;
- nessun sito di nuova costruzione approvato;
- nessuna licenza edilizia;
- nessuna decisione definitiva di investimento;
- Nessun nuovo reattore è in costruzione.
Il programma rimane pertanto reversibile.
Tale reversibilità è preziosa.
Ciò consente all’Italia di ottenere ulteriori prove prima di accettare il ben maggiore vincolo finanziario e tecnologico associato alla costruzione.
In secondo luogo, l’Italia non parte da zero.
Conserva:
- ricerca nucleare;
- capacità di ingegneria industriale;
- fornitori specializzati;
- competenze di smantellamento;
- istituzioni di regolamentazione;
- partecipazione nucleare internazionale.
La storia nucleare e industriale del paese continua ad avere valore.
Ma non va confusa con la capacità continua di costruire nuovi edifici sul mercato interno.
L’Italia deve ancora ricostruire:
- prassi regolamentare relativa ai nuovi reattori;
- competenza del proprietario/gestore;
- capacità operativa commerciale;
- entità della forza lavoro nel settore nucleare;
- governance completa del programma.
In terzo luogo, l’attuale mercato internazionale dei reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) presenta progressi concreti, ma non ancora le prove di una piena maturità dimostrata da flotte su larga scala, come talvolta suggerito dalla retorica politica o commerciale.
Darlington, Natrium, Wylfa, Xe-100, NUWARD, EAGLES e altri programmi stanno generando dati di valore sempre maggiore.
Ma la prova fondamentale di cui l’Italia ha bisogno in definitiva non è:
se un disegno può essere realizzato o concesso in licenza.
È:
se può essere costruito ripetutamente, finanziato in modo competitivo e gestito in modo affidabile.
La distinzione tra:
DESIGN MATURITYE:
FLEET ECONOMIC MATURITYdovrebbe rimanere un punto centrale in ogni successiva decisione italiana.
Il carburante e i rifiuti rimangono vincoli strategici, non note a piè di pagina tecniche.
Una delle conclusioni più importanti del rapporto è che la tecnologia dei reattori e l’architettura del ciclo del combustibile non possono essere separate.
Un reattore LWR-SMR convenzionale che utilizza combustibile a basso arricchimento di uranio (LEU) già collaudato rappresenta una categoria di dipendenza strategica.
Un reattore HALEU ne presenta un altro.
Un reattore veloce a ciclo chiuso MOX può comportare un fabbisogno infrastrutturale nazionale ben maggiore.
Pertanto l’Italia non dovrebbe mai procurarsi solo:
un progetto di reattore.
Deve procurarsi:
un sistema reattore-combustibile.
Lo stesso principio si applica a valle.
Le nuove centrali nucleari creano nuove scorie.
Ciò rimane vero indipendentemente dal fatto che il reattore sia:
- piccolo;
- modulare;
- avanzato;
- Generazione IV.
Le caratteristiche dei rifiuti possono variare notevolmente.
I rifiuti non scompaiono.
La questione irrisolta dello smaltimento geologico in Italia non è quindi un problema che può essere trasferito indefinitamente a un governo successivo.
La storia del programma nucleare italiano dimostra già le conseguenze del rinvio delle decisioni sullo stato finale.
Un nuovo programma dovrebbe istituzionalizzare il principio opposto:
Ogni nuova passività deve essere accompagnata da un percorso tecnico identificato e da un meccanismo di finanziamento predisposto.
Ciò vale anche per:
- rifiuti radioattivi;
- combustibile esaurito;
- smantellamento.
La scelta del sito sarà uno dei primi test di serietà politica.
L’Italia possiede diverse località con caratteristiche potenzialmente interessanti per l’impiego del nucleare.
Gli ex siti nucleari e i grandi impianti di generazione termica possono offrire:
- infrastrutture di rete;
- terreni industriali;
- opzioni di raffreddamento;
- logistica;
- familiarità preesistente con il settore energetico.
Ma la memoria infrastrutturale non è una licenza.
Ogni sede candidata deve comunque superare i seguenti controlli:
- sismico;
- idrologico;
- clima;
- acqua;
- ambientale;
- popolazione;
- pianificazione delle emergenze;
- sicurezza;
- griglia;
- test politici.
La storia della politica nucleare italiana impone un altro requisito altrettanto importante:
legittimità territoriale.
Un programma nazionale non può ragionevolmente presumere che l’adeguatezza tecnica produca automaticamente l’accettazione a livello locale.
Il nuovo approccio basato sulla localizzazione volontaria merita pertanto una seria progettazione istituzionale.
Se si utilizzano benefici locali, questi dovrebbero essere:
- trasparente;
- durevole;
- proporzionale;
- definito legalmente.
Non dovrebbero apparire come pagamenti intesi ad acquistare il silenzio.
Lo Stato deve instaurare un rapporto di fiducia prima di chiedere alle comunità di accettare infrastrutture nucleari.
L’integrazione nella rete elettrica modifica la proposta di valore del nucleare.
Il sistema italiano del 2050 non assomiglierà al sistema in cui operavano Caorso o Trino.
Conterrà:
- centinaia di gigawatt di capacità rinnovabile;
- magazzinaggio;
- HVDC;
- trasporto elettrico;
- pompe di calore;
- produzione di idrogeno;
- carichi digitali elevati.
Il nucleare, quindi, non entra in una rete elettrica dominata dai combustibili fossili, bensì in una rete ad alta percentuale di energie rinnovabili.
Il suo valore deve essere valutato di conseguenza.
La produzione aziendale può potenzialmente ridurre:
- requisiti di stoccaggio;
- dipendenza dal gas residuo;
- Generazione di CCS;
- importazioni.
Ma il nucleare stesso richiede:
- forte connessione alla rete;
- fornitura di energia elettrica esterna;
- pianificazione di emergenza;
- rinforzo.
Un reattore non sostituisce la rete di trasmissione.
Diventa uno dei nodi più grandi e importanti al suo interno.
La sicurezza rimane specifica del progetto
La valutazione della sicurezza contenuta nel rapporto porta a un’altra chiara conclusione.
Le nuove tecnologie dei reattori potrebbero offrire vantaggi significativi.
I SMR possono trarre vantaggio da:
- scorte di base più ridotte;
- minore calore di decadimento assoluto;
- sistemi passivi;
- architettura semplificata.
I combustibili avanzati potrebbero trattenere i radionuclidi in modo più efficace.
Ma nessuna di queste caratteristiche dovrebbe essere indicata tramite etichette.
La sequenza corretta rimane:
DESIGN
↓
ACCIDENT
↓
SOURCE TERM
↓
CONSEQUENCEAnalogamente:
SMALL MODULE
≠
AUTOMATICALLY SMALL SITE CONSEQUENCEÈ necessario valutare anche i siti multi-modulo, le scorte di combustibile esaurito e i rischi esterni comuni.
L’Italia dovrebbe quindi acquistare prestazioni di sicurezza comprovate , non terminologia.
Il finanziamento deciderà se il programma diventerà operativo.
Una delle conclusioni più importanti dei capitoli successivi è che il costo del nucleare non è principalmente una questione di prezzo del reattore.
Si tratta di un/una:
questione di allocazione del rischio.
Interazione tra spese in conto capitale, tempi di costruzione e WACC.
Un progetto che appare tecnicamente competitivo può diventare economicamente poco attraente se:
- I lavori di costruzione sono in ritardo;
- I costi di finanziamento aumentano;
- I premi per il rischio politico restano elevati.
L’Italia ha quindi bisogno di un modello di finanziamento prima ancora di stipulare un contratto di costruzione.
Tale modello deve determinare:
- chi garantisce l’equità;
- chi fornisce il debito;
- se esiste un supporto da parte di CfD o RAB;
- come sono strutturati gli aiuti di Stato;
- chi sopporta gli eccessi;
- come vengono tutelati i consumatori;
- come vengono controllate le passività potenziali statali.
Nessun modello di finanziamento fa scomparire il rischio.
Determina chi lo porta con sé.
Lo Stato dovrebbe quindi respingere entrambi gli estremi:
ALL RISK TO PRIVATE MARKETE:
ALL RISK TO TAXPAYERSUn’architettura corretta assegna ciascun rischio all’attore più in grado di controllarlo.
L’Italia deve costruire le istituzioni prima di costruire i reattori.
Forse la conclusione non tecnica più importante dell’intero studio riguarda lo Stato stesso.
L’energia nucleare richiede un sistema istituzionale solido.
L’Italia deve distinguere chiaramente tra:
- governo;
- coordinamento del programma;
- regolatore;
- proprietario;
- operatore;
- fornitore;
- autorità di salvaguardia.
Queste funzioni devono cooperare.
Non devono diventare intercambiabili.
L’organismo di regolamentazione deve essere sufficientemente indipendente da poter dire di no.
L’operatore deve possedere competenze tecniche sufficientemente solide da poter contestare il proprio fornitore.
L’ufficio di programma deve essere politicamente abbastanza forte da coordinare più ministeri senza assorbire l’ente regolatore.
Lo Stato deve inoltre creare:
- forza lavoro;
- formazione;
- salvaguardie;
- protezione dalle radiazioni;
- infrastrutture di qualità.
Un reattore non può essere gestito in sicurezza da istituzioni create dopo l’inizio della costruzione.
La capacità istituzionale rappresenta pertanto un percorso critico fin dalle prime fasi.
L’approvvigionamento deve creare il secondo reattore, non solo il primo.
La prima unità italiana dovrebbe essere giudicata in parte secondo un criterio raramente utilizzato nel dibattito politico:
Rende più facile l’unità successiva?
Questa è la prova della modularità e dell’economia delle flotte.
Un FOAK di successo dovrebbe creare:
- apprendimento del regolatore;
- fornitori qualificati;
- operatori qualificati;
- procedure standard;
- approvvigionamento stabile di carburante;
- minore incertezza sui finanziamenti.
La seconda unità dovrebbe quindi idealmente diventare:
- più economico;
- Più veloce;
- più facile da autorizzare.
Se ciò non si verifica, il presunto vantaggio derivante dall’apprendimento in fabbrica non viene dimostrato.
L’Italia dovrebbe quindi evitare di creare un reattore altamente personalizzato che non possa essere riprodotto.
La logica economica di un programma nazionale si basa sulla standardizzazione.
La via senza nucleare è reale e deve rimanere parte del processo decisionale.
Un’altra conclusione importante è che l’Italia può realizzare un sistema profondamente decarbonizzato senza ricorrere all’energia nucleare.
Questo fatto dovrebbe essere affermato chiaramente.
Ciò significa che il nucleare non è logicamente indispensabile.
Ma il sistema alternativo non è privo di costi.
Le simulazioni ufficiali indicano che l’eliminazione del nucleare richiede diverse combinazioni di:
- più energia eolica e solare;
- maggiore spazio di archiviazione;
- una produzione di energia a basse emissioni di carbonio più programmabile;
- più CCS;
- più importazioni.
Il confronto corretto non è quindi:
NUCLEAR
versus
RENEWABLESEntrambi i percorsi prevedono un’enorme diffusione delle energie rinnovabili.
Il confronto è il seguente:
VERY HIGH RENEWABLES
+
NUCLEAR
+
STORAGE
+
GRIDSinonimo:
EVEN HIGHER RENEWABLES
+
MORE STORAGE
+
MORE OTHER FIRM RESOURCES
+
GRIDQuesto è lo scenario controfattuale nucleare che dovrebbe determinare la politica definitiva.
Il programma dovrebbe essere gestito attraverso controlli basati su prove concrete.
La raccomandazione più importante che emerge da questo libro è di natura procedurale piuttosto che tecnologica.
L’Italia non dovrebbe prendere ora una decisione irreversibile in materia nucleare.
Dovrebbe prendere una sequenza di decisioni.
OPTION DEVELOPMENT
↓
EVIDENCE
↓
GATE
↓
ADDITIONAL COMMITMENT
↓
NEW EVIDENCE
↓
NEXT GATEQuesta struttura protegge l’Italia da due errori opposti.
Errore 1: impegno prematuro
POLITICAL ENTHUSIASM
↓
VENDOR SELECTED TOO EARLY
↓
TECHNOLOGY LOCK-INErrore 2: indecisione permanente
ENDLESS STUDIES
↓
NO INSTITUTIONAL CAPABILITY
↓
OPTION DISAPPEARSLo Stato dovrebbe preservare tale opzione, innalzando progressivamente la soglia probatoria.
Cosa dovrebbe accadere immediatamente?
Diverse azioni hanno valore a prescindere dalla scelta finale del reattore.
L’Italia dovrebbe continuare:
- ricostruire le capacità di regolamentazione;
- rafforzare la formazione in ambito nucleare;
- fornitori industriali qualificati;
- partecipare alle revisioni normative estere;
- monitoraggio dei FOAK stranieri;
- migliorare la pianificazione dei rifiuti;
- sviluppare la ricerca sullo smaltimento geologico;
- siti di screening;
- sviluppare strutture di finanziamento.
Queste azioni preservano la possibilità di scelta.
Non richiedono un ordine di reattore irreversibile.
Allo stesso tempo, l’Italia dovrebbe proseguire a pieno ritmo con:
- diffusione delle energie rinnovabili;
- magazzinaggio;
- Rinforzo della griglia;
- efficienza;
- elettrificazione.
Un futuro programma nucleare non potrà sostituire tali investimenti.
Ciò che non dovrebbe ancora accadere
L’Italia non dovrebbe ancora:
- impegnare l’intero programma nazionale su un unico reattore ancora immaturo;
- pubblicare date di primo ordine non supportate come programmi di progetto;
- promettono percentuali di localizzazione senza pacchetti di lavoro qualificati;
- si presume che una licenza estera venga automaticamente trasferita in Italia;
- presuppone la disponibilità di HALEU;
- presupporre le scadenze del repository;
- Trattare i preventivi dei fornitori come prezzi di costruzione bancabili.
Sono proprio questi i settori in cui le prove future avranno il maggior valore.
Il programma necessita di condizioni di arresto esplicite
Un programma strategico credibile deve definire le condizioni alle quali si interromperà.
Ciò è particolarmente importante perché i grandi progetti generano pressioni politiche per la loro prosecuzione anche dopo che i costi sono già stati sostenuti.
L’Italia dovrebbe pertanto stabilire dei meccanismi di blocco prima della decisione finale di investimento (FID).
Per esempio:
NO BANKABLE FUEL
↓
NO FID
NO ACCEPTABLE SITE
↓
NO PROJECT
REGULATOR NOT READY
↓
NO LICENSING ACCELERATION
FINANCING REQUIRES
UNLIMITED STATE GUARANTEE
↓
REASSESS
FOAK COST EXCEEDS
PREDEFINED SYSTEM-VALUE THRESHOLD
↓
REOPEN COUNTERFACTUALQuesta disciplina distingue la politica strategica dalla promozione tecnologica.
La scelta geopolitica centrale
In definitiva, la decisione dell’Italia sul nucleare è una decisione che riguarda la struttura della dipendenza futura.
Un sistema a predominanza di gas dipende da:
- carburante estero;
- oleodotti;
- GNL
Un sistema fortemente basato sulle energie rinnovabili dipende da:
- griglie;
- magazzinaggio;
- materiali;
- produzione.
Un sistema nucleare dipende da:
- uranio;
- arricchimento;
- fabbricazione di combustibili;
- tecnologia dei reattori.
Nessuno è indipendente.
L’obiettivo dovrebbe essere la diversificazione.
L’Italia dovrebbe evitare di sostituire una dipendenza dominante con un’altra.
Una strategia di approvvigionamento nucleare efficace dovrebbe quindi mirare a:
- combustibili diversificati;
- Catene di approvvigionamento europee/italiane;
- Accesso IP durante tutto il ciclo di vita;
- molteplici fornitori qualificati;
- ricambi strategici;
- sovranità del software.
L’obiettivo geopolitico è la resilienza, non l’autarchia.
La decisione che l’Italia dovrà affrontare
Dopo quindici capitoli, la questione nucleare italiana si riduce a quattro scelte strategiche.
Opzione A — Implementare un percorso consolidato per i reattori ad acqua leggera (LWR) e i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) occidentali.
Punti di forza potenziali:
- Famiglia di combustibili maturi;
- maggiore familiarità con le normative;
- precedenti prove a supporto.
Scambio:
- maggiore dipendenza da reattori IP esteri.
Opzione B — Verso la sovranità italiana/europea sui reattori avanzati
Punti di forza potenziali:
- maggiore diffusione della tecnologia italiana;
- Potenziale avanzato per cicli termici/combustibili.
Scambio:
- successivo dispiegamento;
- tecnologie più avanzate e incertezza del ciclo del combustibile.
Opzione C — Preservare la capacità industriale nucleare senza nuove costruzioni sul territorio nazionale
L’Italia potrebbe rimanere:
- fornitore;
- ingegnere;
- partecipante alla ricerca;
- esportatore;
senza gestire una flotta nazionale.
Ciò evita i rischi legati ai progetti nazionali, preservando al contempo il valore industriale.
Opzione D: Mantenere l’opzione in attesa di prove più solide.
L’Italia potrebbe ritardare la decisione finale di investimento irreversibile mentre:
- rafforzare le istituzioni;
- osservare FOAK stranieri;
- accelerando la transizione non nucleare.
Ciò riduce il rischio di essere i primi ad entrare nel mercato, ma potrebbe comportare la perdita di alcuni vantaggi in termini di tempistica industriale.
Nessuna di queste opzioni può essere considerata universalmente corretta.
Ciascuno diventa razionale in base a presupposti diversi.
Sintesi finale
Le prove raccolte in questo studio non supportano la conclusione semplicistica secondo cui l’Italia debba necessariamente costruire una centrale nucleare.
Ciò non avvalora nemmeno la conclusione che l’Italia debba escluderla nuovamente prima che le nuove tecnologie, i finanziamenti e le evidenze di sistema siano stati testati.
La conclusione più forte è di natura istituzionale.
L’Italia dovrebbe conservare la possibilità di scegliere.
Ciò richiede un programma sufficientemente rigoroso da permettere di scegliere il nucleare se dimostra di essere vantaggioso, e di scartarlo in caso contrario.
La storia nucleare del paese in passato è stata caratterizzata da bruschi cambiamenti di politica.
Una strategia più matura sostituirebbe l’inversione con la progressione condizionata.
EVIDENCE
↓
DECISION
↓
EVIDENCE
↓
DECISIONpiuttosto che:
ENTHUSIASM
↓
COMMITMENTO:
FEAR
↓
PERMANENT EXCLUSIONLo standard finale dovrebbe quindi essere esigente.
L’Italia dovrebbe costruire centrali nucleari solo se può dimostrare che il programma nazionale completo è:
- sicuro;
- finanziabile;
- sostenibile a livello istituzionale;
- sicurezza energetica;
- gestibile in termini di rifiuti;
- di valore industriale;
- competitivo a livello sistemico;
- geopoliticamente resiliente.
Tutte queste condizioni devono essere soddisfatte simultaneamente.
La decisione non dovrebbe essere influenzata dalla popolarità o meno dell’energia nucleare nel 2026.
Gli impianti, se realizzati, rimarranno in funzione ben oltre la fine dell’attuale ciclo politico.
La prospettiva rilevante non è quindi quella delle prossime elezioni.
È il prossimo secolo.
La domanda finale per lo Stato italiano è:
L’Italia può costruire un sistema nucleare il cui valore rimanga difendibile non solo al momento dell’ordine del reattore, ma anche al momento della sua messa in funzione, dopo trent’anni di funzionamento, quando i suoi primi componenti principali necessitano di essere sostituiti, durante la fornitura di combustibile, durante la gestione del combustibile esaurito e al momento dello smantellamento definitivo dell’impianto?
Se la risposta dovesse essere un sì dimostrabile, l’Italia disporrebbe di una base credibile per lo sviluppo di un programma nucleare.
Se la risposta rimane negativa, preservare l’opzione avrà comunque generato preziose conoscenze normative, industriali e strategiche, senza imporre un investimento irreversibile.
Questa è la conclusione principale di questo libro:
L’obiettivo non è dimostrare che l’Italia debba tornare all’energia nucleare. È garantire che, se l’Italia sceglie di tornarci, lo faccia con piena consapevolezza dei costi, dei rischi, della dipendenza e degli obblighi istituzionali che tale decisione comporta, e con la capacità di fermarsi qualora tali condizioni non vengano soddisfatte.
Questo è lo standard appropriato per un programma nucleare nazionale.
Ed è questo il parametro in base al quale, in ultima analisi, dovrebbe essere giudicato il ritorno dell’Italia al nucleare.
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