DOSSIER

Energia: fantasie, propaganda e realtà. Nucleare, fossile, rinnovabili, sicurezza e indipendenza nelle scelte dell Italia

«Pianta il fico per te, l’ulivo per i figli e il noce per i nipoti.»

Premessa

Come sempre di fronte a problemi complessi si cercano soluzioni semplici con un tweet. La gran parte di queste soluzioni sono evanescenti, servono per alimentare polemiche da bar e dare argomenti agli agit prop per la propaganda politica che sempre finiscono e degenerano come le liti tra coniugi: si parte, per esempio, dalle merende da dare ai figli e si finisce a parlare dei reciproci suoceri.

Ma una classe dirigente, non solo politica, dovrebbe avere la capacità di guardare lontano e pensare non solo al contingente e ai propri bisogni ma a quelle dei figli e possibilmente dei nipoti.

Una volta si diceva che si pianta il fico per te, l’ulivo per i figli e il noce per i nipoti. Oggi se si pianta l’orto per un poco di insalata va già di lusso, figuriamoci immaginare una classe politica che cerca di capire cosa possiamo piantare per i nostri nipoti.

Poi c’è una questione di metodo. Si arriva sempre a conclusione prima di aver visto i dati. Anzi se anche ci sono i dati le conclusioni si fanno in base a convenienze politiche e indipendentemente dai dati.

1 Quanto costa davvero un chilowattora

Il costo di una fonte non coincide con il prezzo pagato in bolletta. Il costo livellato dell’energia, LCOE, divide tutti i costi sostenuti lungo la vita dell’impianto per l’elettricità prodotta. È utile per confrontare impianti, ma non misura da solo il costo del sistema: rete, accumuli, riserva, congestioni, servizi di frequenza, imposte e remunerazione del capitale.

I valori che seguono sono ordini di grandezza internazionali in dollari per megawattora, non preventivi per l’Italia. Le forchette dipendono da sito, tasso di interesse, prezzo del combustibile, fattore di utilizzo e rischio di costruzione. Un dollaro per MWh equivale a 0,1 centesimi per kWh.

Fonte o caso	Costo indicativo $/MWh	Che cosa significa
Solare fotovoltaico utility scale	30-70	Molto competitivo dove insolazione, rete e costo del capitale sono favorevoli.
Eolico terrestre	30-75	Economico nei siti buoni; variabile e dipendente da connessioni e accettabilità territoriale.
Eolico offshore	70-140	Più regolare ma più costoso; sensibile a tassi, cavi e filiera navale.
Idroelettrico esistente	25-70	Prezioso e flessibile; potenziale italiano limitato e vulnerabile alla siccità.
Gas a ciclo combinato	45-110	Impianto relativamente economico e flessibile; costo dominato da gas e CO2.
Carbone	70-170	Programmabile ma ad alte emissioni e costi ambientali; penalizzato dal carbon pricing europeo.
Nucleare esistente e ammortizzato	25-50	Può essere tra le fonti programmabili a basse emissioni meno costose, se manutenzione e sicurezza restano sostenibili.
Nucleare nuovo costruito in serie	70-110	Tecnologia disponibile, ma costo raggiungibile soltanto con un progetto standardizzato, una lunga serie di ordini, una filiera industriale stabile, tempi di costruzione rispettati e capitale poco oneroso. Queste condizioni non sono ancora state pienamente dimostrate nei recenti programmi occidentali.
Primo grande reattore occidentale	120-220 o più	Ritardi e interessi durante la costruzione possono raddoppiare il costo.
SMR primi esemplari	120-250 o più	La modularità promette economie di serie, ma la piccola scala perde economie fisiche; oggi prevale l’incertezza. tecnologia in sviluppo o nelle prime applicazioni, senza ancora una prova commerciale sufficiente.

Conclusione sui costi. Il nucleare già esistente non va confuso con quello da costruire. La frase “il nucleare costa poco” può essere vera per un impianto ammortizzato e falsa per un primo esemplare finanziato a tassi elevati. Allo stesso modo, dire che sole e vento costano trenta dollari per MWh non equivale a dire che un sistema elettrico alimentato prevalentemente da fonti variabili costi trenta dollari per MWh.

Il peso del capitale

Nel nucleare la maggior parte del costo viene sostenuta prima che l’impianto produca un solo chilowattora. Se un cantiere dura dieci o quindici anni, gli interessi si accumulano su capitale immobilizzato e i ritardi diventano parte del costo industriale. Nel gas avviene quasi il contrario: l’impianto costa meno, si costruisce più rapidamente, ma resta esposto al prezzo del combustibile. Nel solare e nell’eolico il costo è quasi esclusivamente dovuto al capitale necessario, ma i tempi di costruzione sono brevi.

Gli SMR e la promessa della serie

Gli small modular reactors non sono semplicemente centrali grandi ridotte in scala. La loro scommessa è trasferire attività dal cantiere alla fabbrica, replicare lo stesso progetto molte volte e ridurre rischio e durata. Ma la minore taglia aumenta il costo per megawatt se non viene compensata da una produzione seriale molto ampia. Il punto decisivo non è il progetto, ma il numero di unità identiche ordinate, costruite e pagate.

Gli SMR non è una soluzione disponibile oggi. Mancano prezzi commerciali verificati, filiere in serie, esperienza operativa diffusa e una chiara soluzione nazionale per siti e scorie.

2 Come producono elettricità i principali paesi

Per confrontare paesi importatori ed esportatori occorre rapportare tutte le grandezze alla domanda interna. Le produzioni nazionali possono quindi superare 100; le esportazioni nette compaiono con segno meno. Per i paesi importatori le importazioni sono positive. I dati annuali cambiano con clima, fermate degli impianti e scambi.

Paese	Fossili	Nucleare	Idro	Eolico	Solare e altre rinnovabili	Import netto +  Export netto –	Totale domanda
Stati Uniti	circa 60	18	6	10	6	circa 0	100
Germania	circa 36	0	4	29	24	+7	100
Italia	circa 47	0	14	8	16	+15	100
Spagna	circa 27	20	13	24	19	-3	100
Francia	circa 8	80	14	11	6	-19	100
Cina	circa 66	5	14	10	8	-3	100

La tabella mostra tre fatti. Primo: non esiste un modello unico. La Francia ha costruito la propria autonomia elettrica sul nucleare; la Germania ha sostituito nucleare e carbone soprattutto con rinnovabili, rete europea e gas; l’Italia conserva una dipendenza strutturale dalle importazioni e dal gas. Secondo: la Cina non sceglie tra le fonti, ma le sviluppa quasi tutte, pur restando fortemente dipendente dal carbone. Terzo: gli scambi europei sono parte del sistema. L’autosufficienza annuale non garantisce autosufficienza in ogni ora, e l’importazione non è necessariamente debolezza se proviene da mercati e interconnessioni diversificati.

3 Che cosa intendono fare sul nucleare

Paese	Direzione politica	Concretezza
Francia	Prolungamento del parco esistente e programma di nuovi EPR2; sviluppo di SMR.	Alta sul mantenimento; medio-alta sul nuovo programma, che resta esposto a costi e tempi.
Cina	Costruzione continua di numerosi reattori, filiera nazionale e più tecnologie.	Molto alta: cantieri, capacità industriale e continuità delle decisioni.
Stati Uniti	Estensione della vita, riavvii, incentivi, reattori avanzati e obiettivi di forte aumento della capacità.	Mista: grande capacità tecnologica, ma pochi grandi cantieri e obiettivi politici più rapidi della realtà industriale.
Germania	Uscita completata nel 2023; nessun programma di ritorno operativo.	Alta finché resta invariata la scelta politica; dibattito riaperto ma nessun cantiere.
Spagna	Calendario di chiusura graduale del parco tra fine anni Venti e metà anni Trenta.	Medio-alta, con possibili revisioni legate a prezzi, sicurezza del sistema e politica.
Italia	Discussione su nucleare sostenibile e SMR, senza siti, ordini, autorità pienamente attrezzata o deposito nazionale.	Bassa: oggi è poco più di una boutade propagantistica

Francia e Cina sono i casi più seri, ma per ragioni opposte. La Cina possiede continuità di ordini, filiera e tempi di decisione difficilmente replicabili in Europa. La Francia possiede un parco, competenze, siti e consenso istituzionale, ma deve dimostrare di avere superato i problemi dei primi EPR occidentali. Gli Stati Uniti dispongono della maggiore forza tecnologica e finanziaria, tuttavia gli obiettivi annunciati non si tramutano in programmi concreti.

4 Indipendenza energetica e dipendenza dall uranio

Il nucleare riduce la dipendenza da gas e carbone, ma non elimina la geopolitica. La sposta dal flusso continuo di combustibile fossile a una filiera composta da miniera, conversione, arricchimento, fabbricazione del combustibile e gestione finale. Questa differenza conta: poche tonnellate di combustibile possono essere accumulate per anni, mentre gas e petrolio devono affluire senza interruzione. Tuttavia conversione e arricchimento sono mercati concentrati e la Russia conserva un ruolo rilevante.

Paese produttore di uranio	Quota mondiale recente indicativa	Profilo
Kazakistan	circa 39%	Primo produttore mondiale; posizione centrale nelle rotte eurasiatiche.
Canada	circa 24%	Giacimenti ad altissimo tenore e fornitore politicamente stabile.
Namibia	circa 12%	Grande produttore africano, con forte presenza di capitali internazionali.
Australia	circa 9%	Riserve molto ampie, esportazioni regolate.
Uzbekistan	circa 7%	Produzione in crescita e peso statale.
Altri	circa 9%	Niger, Russia, Cina, Sudafrica e altri produttori.

La pechblenda è uno dei minerali uraniferi storicamente più noti, ma l’uranio moderno proviene da diversi tipi di giacimento. L’uranio viene però estratto anche da coffinite, carnotite e altri minerali, presenti in differenti tipi di giacimento. Industrialmente contano soprattutto la concentrazione dell’uranio, la struttura geologica e il metodo di estrazione, più che il tipo di minerale. Il nodo strategico non è soltanto dove si estrae il minerale: è chi controlla ogni passaggio della filiera.

Il caso francese

La Francia importa tutto l’uranio naturale, ma dispone, attraverso Orano, gruppo industriale a controllo pubblico nato dalla riorganizzazione di Areva, di capacità nazionali nella conversione, nell’arricchimento, nel trattamento e nel riciclo del combustibile nucleare. È dipendente dall’estero per la materia prima, ma molto meno vulnerabile di un paese che importi gas quotidianamente.

Stati Uniti e Unione europea stanno cercando di ridurre la dipendenza dai servizi russi di arricchimento. La Cina combina produzione interna, contratti minerari esteri, scorte e costruzione di capacità lungo la filiera. L’Italia, se tornasse al nucleare, dovrebbe acquistare non soltanto tecnologia e combustibile, ma ricostruire regolazione, formazione, sicurezza, gestione dei rifiuti e una posizione contrattuale nella filiera europea.

5 Operatività e sicurezza del sistema

Fonte	Punto di forza	Limite operativo	Risposta di sistema
Gas	Avvio e modulazione relativamente rapidi; programmabile.	Prezzo del combustibile, emissioni, dipendenza da gasdotti e GNL.	Diversificazione, scorte, domanda flessibile; uso progressivamente di riserva.
Carbone	Combustibile accumulabile e produzione programmabile.	Emissioni molto elevate; impianti meno flessibili e più inquinanti.	Uscita ordinata, mantenendo solo misure eccezionali temporanee.
Solare	Rapido da installare, prevedibile giorno prima, produzione diurna.	Zero di notte; nuvole e forte stagionalità.	Batterie, reti gestione della domanda e complementarità geografica.
Eolico	Può produrre giorno e notte; offshore più regolare.	Variabilità meteorologica e periodi estesi di vento debole.	Reti ampie, accumuli di diversa durata e capacità programmabile.
Idroelettrico	Flessibilità e accumulo nei bacini.	Siccità, vincoli ambientali e limitato nuovo potenziale.	Gestione pluriennale dell’acqua e potenziamento dei pompaggi.
Nucleare	Produzione continua, elevato fattore di capacità e basse emissioni operative.	Fermate programmate, guasti comuni di flotta, scarsa convenienza a modulare; bisogno di  ingenti risorse idriche per raffreddamento.	Ridondanza, manutenzione scaglionata, siti e sistemi di raffreddamento resilienti.

Acqua e cambiamento climatico

Una centrale termoelettrica, fossile o nucleare, deve smaltire calore. Con raffreddamento a ciclo aperto preleva molta acqua e la restituisce più calda; con torri evaporative consuma più acqua ma riduce i prelievi; il raffreddamento ad aria riduce la dipendenza idrica ma costa e perde efficienza nei giorni caldi. Fiumi con portata bassa o temperatura elevata possono costringere a ridurre la potenza per rispettare limiti ambientali. Non significa che il nucleare diventi inutilizzabile: significa che sito, tecnologia di raffreddamento e scenari climatici devono essere incorporati nel progetto, non trattati come eccezioni future.

6 Incidenti grandi centrali e piccoli reattori

Il rischio è il prodotto di probabilità e conseguenza. Gli incidenti nucleari gravi sono rari, ma possono imporre evacuazioni, interdizioni e costi sociali su aree vaste. Non è corretto misurare tutto con un solo numero di morti: occorre distinguere decessi immediati, stime epidemiologiche di lungo periodo, vittime dell’evacuazione, territorio interdetto e durata.

Evento	Area e durata	Mortalità attribuibile	Lezione
Three Mile Island 1979	Nessuna vasta contaminazione permanente; rilascio limitato.	Nessun decesso accertato da radiazioni.	Un incidente grave al reattore può essere contenuto da edificio e sistemi di sicurezza.
Chernobyl 1986	Contaminazione significativa su oltre 100.000 km² secondo la soglia usata; zona di esclusione di circa 4.000 km² ancora soggetta a restrizioni.	Circa 30 morti immediate; fino a circa 4.000 decessi oncologici stimati tra i gruppi più esposti secondo la valutazione ONU più citata.	Progetto privo di contenimento, errori operativi e opacità politica amplificarono il disastro.
Fukushima Daiichi 2011	Ordini di evacuazione iniziali su circa 1.800 km²; molte aree riaperte, alcune zone restano interdette.	Nessuna morte acuta del pubblico per radiazioni; non è atteso un aumento oncologico rilevabile. Oltre 2.000 morti indirette sono state riconosciute nella prefettura nel contesto dell’evacuazione e del disastro.	La perdita prolungata di alimentazione e raffreddamento può colpire più unità; evacuare male può uccidere.

I numeri di Chernobyl variano perché “area contaminata” dipende dalla soglia adottata e “morti” può significare vittime immediate, casi osservati o decessi statistici attesi. Presentare una sola cifra senza definizione è propaganda, in un senso o nell’altro.

Grandi reattori e SMR

Aspetto	Grande centrale	SMR
Inventario radioattivo per unità	Maggiore.	Minore per singolo modulo, ma più moduli possono coesistere nello stesso sito.
Sicurezza passiva	Presente nei progetti moderni, con grandi sistemi.	Può essere favorita da minore potenza e geometrie compatte.
Complessità del sito	Poche unità molto grandi.	Molte unità, interfacce, movimentazioni e attività ripetute.
Rischio economico	Grande esposizione concentrata in un solo cantiere.	Esposizione per modulo minore, ma costo totale dipende dalla serie.
Rifiuti per kWh	Dipende dal progetto e ciclo del combustibile.	Non necessariamente inferiori; alcuni progetti possono produrre più rifiuti per unità di energia.
Prova disponibile	Decenni di esperienza, compresi incidenti.	Esperienza commerciale ancora limitata per i nuovi progetti occidentali.

7 Terrorismo guerra e ricatto

Le centrali nucleari sono infrastrutture robuste, presidiate e progettate contro diversi eventi esterni. Non sono però invulnerabili a una guerra prolungata, all’occupazione militare, alla perdita della rete, al sabotaggio interno o all’interruzione delle squadre operative. Zaporizhzhia ha mostrato un rischio nuovo per l’Europa: una grande centrale usata come oggetto di pressione militare, anche senza un’esplosione nucleare.

Minaccia	Possibile effetto	Osservazione
Attacco convenzionale	Danni a rete, sistemi ausiliari, depositi, accessi e personale.	Il reattore non esplode come un’arma atomica, ma necessita di raffreddamento e gestione anche dopo l’arresto.
Sabotaggio o insider	Compromissione di sistemi, materiali o informazioni.	La protezione fisica deve includere selezione del personale, separazione dei compiti e cybersicurezza.
Cyberattacco	Perdita di visibilità o servizi, interferenza con sistemi non isolati.	I sistemi di sicurezza devono essere segregati e avere funzioni analogiche o manuali di riserva.
Ricatto statale	Minaccia su combustibile, servizi di arricchimento o impianti.	Scorte pluriennali e fornitori alternativi riducono la vulnerabilità, ma non la eliminano.
Materiale radioattivo disperso	Contaminazione locale e panico.	Una “bomba sporca” non è un’esplosione nucleare ma  l’effetto sociale può superare quello radiologico.

8 Le scorie e il significato di deposito a secco

Dopo l’estrazione dal reattore, il combustibile esaurito continua a produrre calore ed è intensamente radioattivo. Viene prima collocato in piscine, dove l’acqua raffredda e scherma le radiazioni. Dopo alcuni anni può essere trasferito in contenitori metallici sigillati, circondati da acciaio e calcestruzzo. È il deposito a secco: non significa materiale lasciato all’aperto, ma raffreddamento passivo mediante aria, senza la dipendenza continua da pompe e grandi volumi d’acqua.

Il deposito a secco è considerato sicuro per decenni ed è meno vulnerabile alla perdita rispetto a una piscina. Resta però una soluzione intermedia: richiede sorveglianza, manutenzione dei contenitori, sicurezza fisica e un successivo trasferimento. Non cancella l’obbligo di isolare i rifiuti ad alta attività per tempi che superano la durata di istituzioni e Stati moderni.

Nessuno ha ancora una lunga soluzione definitiva in esercizio

Depositi geologici profondi sono stati studiati per decenni e Finlandia, Svezia e Francia hanno programmi avanzati. Alla data di questo dossier, non esiste ancora una lunga esperienza operativa commerciale mondiale di smaltimento definitivo del combustibile esaurito ad alta attività. Onkalo in Finlandia è il progetto più avanzato; la Svezia ha avviato la realizzazione; Cigéo in Francia è nel percorso autorizzativo. Gli Stati Uniti non hanno aperto Yucca Mountain e conservano il combustibile prevalentemente presso i siti delle centrali.

Paese	Situazione dei rifiuti ad alta attività
Finlandia	Onkalo è il deposito geologico più avanzato e si prepara all’esercizio; sarà il primo banco di prova su scala industriale.
Svezia	Deposito geologico autorizzato e in costruzione, con programma pluridecennale.
Francia	Riprocessamento a La Hague; rifiuti vetrificati e progetto geologico Cigéo in autorizzazione.
Stati Uniti	Combustibile in piscine e contenitori a secco presso molti siti; Yucca Mountain politicamente bloccato.
Spagna	Depositi presso le centrali e soluzioni temporanee; deposito centralizzato a lungo discusso.
Germania	Depositi intermedi e nuova ricerca di un sito geologico dopo l’uscita dal nucleare.
Cina	Stoccaggio e riprocessamento in sviluppo; ricerca di deposito geologico, in particolare nel Gansu.
Italia	Rifiuti e materiali presso siti nucleari e centri di ricerca; parte del combustibile riprocessato all’estero deve rientrare in forme condizionate.

La mappa italiana del problema esistente

L’Italia possiede rifiuti radioattivi anche senza nuove centrali. Sono distribuiti tra Trino, Saluggia, Bosco Marengo, Caorso, Latina, Garigliano, Casaccia e Rotondella, oltre ad altri siti medici, industriali e di ricerca. L’ordine di grandezza complessivo corrente è di alcune decine di migliaia di metri cubi, destinato a crescere durante lo smantellamento. Rinviare il Deposito nazionale non evita il rischio: mantiene molti depositi provvisori, alcuni collocati in siti scelti per produrre energia, non per custodire rifiuti per secoli.

Questa è la contraddizione politica italiana: si discute di nuovi reattori senza essere riusciti a localizzare il deposito necessario per i rifiuti del vecchio programma nucleare, della medicina e dell’industria. Prima di promettere una nuova filiera, lo Stato deve dimostrare di saper chiudere quella precedente.

Una soluzione tecnica è stata individuata nei depositi geologici profondi, ma nessun paese dispone ancora di una lunga esperienza operativa che ne dimostri l’affidabilità per i tempi richiesti. In Italia, inoltre, il problema tecnico è aggravato dall’incapacità politica, meglio dire dalla impossibilità politica, di localizzare il deposito nazionale per i rifiuti già esistenti. Questo per il semplice motivo che, per ragioni più che comprensibili, anche i favorevoli ideologicamente e astrattamente al nucleare diventano contrari se la localizzazione degli impianti o dei depositi scorie vengono collocate nei pressi della propria abitazione.

9. Il risparmio energetico come prima fonte

L’energia meno costosa, più sicura e meno dipendente dall’estero è quella che non occorre produrre. Per questo il risparmio energetico va considerato come una vera fonte: non significa razionamento o rinuncia, ma ottenere gli stessi servizi — calore, luce, mobilità e produzione — impiegando meno energia.

Gli interventi vanno confrontati attraverso il costo incrementale netto diviso per i chilowattora evitati durante l’intera vita utile. Le stime seguenti sono ordini di grandezza: cambiano con lo stato iniziale dell’edificio o dell’impianto, le ore di utilizzo, il clima, i prezzi e il costo del capitale. Data la diversità dei vari interventi in alcuni casi, progetti conclusi, si riesce a determinare la stima del risparmio ottenibile in valori assoluti e in altri casi la percentuale del risparmio. L’elemento unificante è la stima del costo per KWH, che per le incertezze di stima ha forchette ampie.

Intervento	Risparmio ottenibile	Costo indicativo per kWh risparmiato nella vita utile	Valutazione
Regolazione, monitoraggio ed eliminazione degli sprechi	5–15%	0,01–0,05 €	Prima priorità: costi bassi e ritorno rapido
Illuminazione LED	50–80% dei consumi per illuminazione	0,02–0,08 €	Generalmente molto conveniente
Motori, inverter e compressori industriali	10–30%	0,02–0,10 €	Conveniente soprattutto con molte ore di utilizzo
Isolamento di coperture e sottotetti	10–25% dei consumi termici	0,03–0,10 €	Spesso il miglior intervento sull’involucro
Pompe di calore	50–70% dell’energia finale per riscaldamento	0,05–0,15 €	Convenienza legata a edificio, clima e prezzi dell’energia
Cappotto termico	25–50% dei consumi termici	0,06–0,20 €	Efficace soprattutto negli edifici molto inefficienti
Detrazioni ordinarie per l’efficienza	Variabile secondo gli interventi	0,09–0,10 €	Buon rapporto medio tra costo e risparmio
Superbonus	Circa 17–19 TWh annui complessivi	0,16–0,17 €	Costo netto per lo Stato, calcolato su una durata di 25 anni
Riqualificazione profonda integrata	40–70%	0,10–0,35 €	Produce anche comfort, salubrità e aumento del valore
Sostituzione dei soli infissi	5–20%	0,15–0,50 €	Spesso poco conveniente se realizzata isolatamente

La priorità deve andare agli edifici peggiori e realmente occupati: abitazioni delle famiglie a basso reddito, case popolari, scuole e ospedali. Gli incentivi non dovrebbero premiare semplicemente la spesa sostenuta, ma i chilowattora effettivamente risparmiati, verificati prima e dopo l’intervento.

L’elettrificazione efficiente moltiplica il risultato. Una pompa di calore con coefficiente di prestazione stagionale compreso tra 3 e 4 può ridurre del 50–70% l’energia finale necessaria al riscaldamento. Un’auto elettrica richiede in genere il 60–70% di energia finale in meno rispetto a un veicolo con motore a combustione interna.

Nell’industria, motori efficienti, regolazione elettronica, recupero del calore, isolamento delle tubazioni e riduzione delle perdite di aria compressa possono tagliare i consumi del 10–30%. Per le imprese energivore si può prevedere l’obbligo di attuare gli interventi individuati dagli audit quando hanno tempi di ritorno ragionevoli, sostenendoli con credito agevolato e garanzie pubbliche.

La pubblica amministrazione deve partire dal proprio patrimonio. Contratti di rendimento energetico, nei quali il compenso dipende dai risparmi conseguiti, e la pubblicazione annuale dei consumi rendono verificabile il risultato e limitano gli sprechi.

Conta anche quando si consuma. Tariffe coerenti con le ore di abbondanza o scarsità, accumuli termici, ricarica intelligente dei veicoli, pompe di calore programmabili e processi industriali flessibili permettono di spostare la domanda senza ridurre il servizio, diminuendo il ricorso alle centrali di punta e agli accumuli elettrici più costosi.

Un obiettivo nazionale misurabile

Un obiettivo realistico per l’Italia è ridurre entro il 2030 i consumi finali di circa 10 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio rispetto al 2022, portandoli intorno a 102 Mtep. Dieci Mtep corrispondono a circa 116 TWh l’anno.

Obiettivo al 2030	Valore
Riduzione dei consumi finali	10 Mtep annui
Energia corrispondente	circa 116 TWh annui
Riduzione rispetto al 2022	circa 9%
Costo medio ipotizzato del kWh evitato	0,05–0,10 €
Durata media degli interventi	20 anni
Investimenti complessivi da mobilitare	116–232 miliardi di euro
Investimenti medi fino al 2030	20–45 miliardi l’anno

Questi investimenti non devono tradursi integralmente in spesa pubblica. Lo Stato può mobilitare capitale privato con garanzie, credito agevolato e contributi concentrati dove l’investimento non si realizza spontaneamente, in particolare per le famiglie con minore capacità finanziaria.

10. Uno sguardo al futuro: Idrogeno e fusione

Idrogeno e fusione compaiono spesso nel dibattito come fonti energetiche concorrenti di gas, rinnovabili e fissione. La classificazione è imprecisa. L’idrogeno non è una fonte primaria: è un vettore che deve essere prodotto consumando altra energia. La fusione potrebbe invece diventare una fonte primaria, ma non è ancora una tecnologia commerciale. Entrambe meritano ricerca e politica industriale; nessuna delle due può giustificare il rinvio delle decisioni necessarie oggi.

L idrogeno non si trova pronto

Sulla Terra l’idrogeno libero è raro. Quello utilizzato dall’industria viene quasi sempre separato da altre molecole. Il suo valore climatico dipende quindi dal processo impiegato, dall’energia consumata e dalle emissioni prodotte lungo la filiera. Chiamarlo semplicemente “combustibile pulito” nasconde la parte essenziale del problema.

Tipo convenzionale	Processo principale	Emissioni e limiti
Idrogeno grigio	Reforming del metano con vapore. Il gas naturale reagisce producendo idrogeno e CO2.	È oggi la via dominante e generalmente più economica, ma emette CO2 e dipende dal gas; vanno considerate anche le perdite di metano.
Idrogeno blu	Reforming del metano con cattura e stoccaggio di una parte della CO2.	Riduce le emissioni soltanto se la cattura è elevata, lo stoccaggio è permanente e le fughe di metano sono contenute. Non è privo di carbonio.
Idrogeno verde	Elettrolisi dell’acqua alimentata da elettricità rinnovabile.	Può avere emissioni molto basse, ma richiede molta elettricità pulita, elettrolizzatori, acqua trattata, compressione e infrastrutture.
Idrogeno rosa o viola	Elettrolisi alimentata da energia nucleare.	Ha basse emissioni se l’elettricità nucleare è disponibile; economia legata al costo e al fattore di utilizzo dell’elettrolizzatore.
Idrogeno naturale	Accumuli geologici presenti nel sottosuolo.	Prospettiva ancora esplorativa: entità, estraibilità e impatto economico non sono dimostrati su larga scala.

 

Perché se ne parlava per le automobili

Un veicolo a celle a combustibile trasforma l’idrogeno in elettricità e allo scarico emette soprattutto acqua. Offre rifornimenti rapidi e buona autonomia, ragioni che per anni lo hanno fatto apparire come alternativa all’auto elettrica a batteria. Il confronto complessivo è però sfavorevole: l’elettricità deve prima produrre l’idrogeno, che va compresso, trasportato e poi riconvertito in elettricità. A parità di elettricità iniziale, un’automobile a batteria utilizza in genere due o tre volte più energia alle ruote rispetto alla catena elettricità-idrogeno-cella a combustibile.

Le automobili a idrogeno richiedono inoltre una nuova rete di distributori, serbatoi ad alta pressione e veicoli ancora costosi. Nel trasporto leggero le batterie hanno quindi conquistato un vantaggio industriale e infrastrutturale difficilmente reversibile. L’idrogeno può conservare spazi in alcune flotte, nei mezzi che non possono sostare a lungo per la ricarica e in segmenti pesanti, ma non appare la soluzione generale per l’automobile privata. La regola economica è semplice: utilizzare direttamente l’elettricità quando è possibile e riservare l’idrogeno ai processi che non possono essere elettrificati in modo ragionevole. Produrre idrogeno verde per riconvertirlo subito in elettricità comporta perdite elevate; può avere senso come riserva di lunga durata, non come percorso ordinario.

Dove l idrogeno può essere davvero utile

Impiego	Valutazione
Raffinazione ammoniaca e fertilizzanti	Uso già esistente. La priorità è sostituire progressivamente l’idrogeno grigio con produzione a basse emissioni.
Acciaio con riduzione diretta	Uno degli impieghi più promettenti per decarbonizzare processi nei quali la sola elettrificazione è difficile.
Chimica e combustibili sintetici	Necessario come materia prima; può produrre metanolo, ammoniaca e carburanti sintetici, con forti consumi energetici.
Trasporto marittimo e aereo	Più probabili derivati come ammoniaca, metanolo ed e-fuel che idrogeno puro; costi e sicurezza restano decisivi.
Trasporto pesante terrestre	Possibile in segmenti specifici, ma deve confrontarsi con batterie, ricarica ad alta potenza e linee elettrificate.
Accumulo stagionale	Può assorbire eccedenze rinnovabili e restituire energia dopo settimane o mesi, accettando però basse efficienze complessive.
Riscaldamento domestico	Generalmente meno efficiente e più costoso dell’uso diretto dell’elettricità mediante pompe di calore.

Che cosa dovrebbe fare l Italia sull idrogeno

Concentrare gli incentivi su acciaio, chimica, fertilizzanti, raffinerie e alcuni trasporti pesanti, non sulla sostituzione generalizzata del metano domestico.

Collocare gli elettrolizzatori vicino a produzione rinnovabile, acqua disponibile e consumatori industriali, evitando infrastrutture costruite senza domanda certa.

Valutare le emissioni sull’intero ciclo di vita, comprese le fughe di metano dell’idrogeno prodotto dal gas.

Finanziare contratti industriali trasparenti basati sul costo per tonnellata di CO2 evitata, non sul colore dichiarato dell’idrogeno.

Sviluppare porti e corridoi per ammoniaca, metanolo e derivati soltanto dove esistano utilizzatori e regole di sicurezza definite.

La fusione nucleare

La fusione tenta di riprodurre sulla Terra il processo che alimenta le stelle: nuclei leggeri vengono uniti liberando energia. I programmi più avanzati studiano la reazione tra deuterio e trizio. A differenza della fissione, non richiede una reazione a catena autosostenuta e non produce gli stessi elementi transuranici a lunghissima vita. Produce però neutroni molto energetici, attiva i materiali del reattore e richiede la produzione e gestione del trizio. Non è dunque una tecnologia senza radioattività o senza rifiuti.

Gli esperimenti hanno dimostrato importanti progressi scientifici, sia nel confinamento magnetico sia in quello inerziale. Ma ottenere per pochi istanti più energia di fusione di quella immessa nel bersaglio o nel plasma non equivale a produrre elettricità netta dalla centrale. Un impianto commerciale deve alimentare magneti, laser, criogenia e pompe; estrarre calore; sostituire materiali danneggiati dai neutroni; produrre trizio; funzionare continuativamente; e vendere energia a un costo competitivo.

Questione	Stato del problema
Bilancio energetico	I risultati sperimentali riguardano parti del processo; manca ancora una centrale che produca elettricità netta alla rete.
Continuità	Occorre trasformare impulsi o plasmi sperimentali in funzionamento affidabile e ripetibile per migliaia di ore.
Materiali	I neutroni degradano pareti e componenti; durata, manutenzione robotica e disponibilità dell’impianto sono decisive.
Trizio	È raro e radioattivo. Un ciclo commerciale dovrebbe produrlo nel mantello del reattore in quantità sufficienti.
Costo	Non esiste ancora un costo industriale verificabile del MWh da fusione; le stime sono scenari, non offerte commerciali.
Tempi	ITER è un progetto sperimentale e non produrrà elettricità per la rete. Dimostratori e prime centrali, se riusciranno, vengono dopo.

La scelta politica sulla fusione

L’Italia deve partecipare alla ricerca europea sulla fusione perché possiede competenze scientifiche e industriali e perché una svolta avrebbe un valore strategico enorme. Ma la fusione non può entrare nel piano che deve ridurre emissioni, dipendenza dal gas e prezzi elettrici entro il 2030 o il 2040. Anche nello scenario favorevole, il passaggio da esperimento a filiera commerciale richiederà dimostrazione, standardizzazione e capacità produttiva.

La fusione è il noce del proverbio: va piantato sapendo che saranno forse i nipoti a raccoglierne i frutti. L’idrogeno è invece uno strumento già disponibile, ma costoso e inefficiente se utilizzato dove basta l’elettricità. Confondere i due piani consente alla politica di promettere il futuro per evitare di decidere nel presente.

Conclusioni

La scelta immediata più razionale e meno ideologica è accelerare drasticamente fotovoltaico, eolico, reti, accumuli, pompaggi ed efficienza; mantenere il gas come capacità di riserva durante la transizione.

La scelta più razionale è ridurre i consumi tramite l’efficientamento dei consumi energetici.

Risolvere il deposito dei rifiuti radioattivi già prodotti mi pare un problema difficile da risolvere per qualsiasi governo. La rivolta di Scanzano si replicherebbe in ogni comunità vittima di una scelta simile. Conservare competenze nucleari e verificare, attorno al 2033-2035, se i nuovi reattori costruiti in serie abbiano davvero dimostrato costi e tempi competitivi può essere una scommessa ma il vero problema rimarrebbe la gestione delle scorie.

Avviare oggi in Italia un programma di grandi centrali significherebbe assumere subito costi politici, autorizzativi e finanziari senza ottenere elettricità prima degli anni Quaranta.

Puntare tutto sulle rinnovabili senza reti, accumuli e riserva programmabile sarebbe però altrettanto irresponsabile. Il problema non è eleggere una tecnologia vincitrice. È progettare l’insieme.

Il nucleare esistente, per chi lo ha, è spesso una risorsa economica e climatica da non chiudere prematuramente. Il nucleare nuovo è un’altra cosa: richiede capitali enormi, tempi lunghi, istituzioni stabili, una filiera industriale e un costo del denaro contenuto. Gli SMR promettono di ridurre alcuni problemi, ma non dispongono ancora di una prova commerciale sufficiente per sostenere che produrranno energia economica.

Ma, ripeto, il problema delle scorie rimane per tutti e pare di difficile soluzione.

In questo contesto il fico è l’accelerazione delle energie rinnovabili, l’olivo il risparmio energetico, e il noce è la fusion, ma c’è anche un noce tossico che sono le scorie. Gas e petrolio sono l’insalata che piantiamo nell’orto.

Alcune proposte per l’Italia

• Piano nazionale di efficientemento energetico
• Autorizzare rapidamente gli impianti rinnovabili nelle aree già trasformate, industriali, agricole degradate e sui tetti, evitando l’occupazione indiscriminata del paesaggio.
• Programmare insieme generazione, rete, accumuli e domanda flessibile: un megawatt installato che non può essere connesso o utilizzato è capitale sprecato.
• Raddoppiare lo sforzo su batterie, pompaggi idroelettrici, interconnessioni e gestione digitale della domanda.
• Ridurre progressivamente il ruolo del gas nella produzione annuale, conservandone una quota come assicurazione di potenza nei periodi critici.
• Eliminare il carbone, salvo una riserva di emergenza straordinaria limitata e temporanea.
• Investire sui progetti di ricerca sulla fusione.
• Non acquistare oggi reattori sulla base di prezzi promozionali o prototipi; chiedere dati di cantieri conclusi, produzione effettiva e costi finanziari completi.
• Valutare nel 2033-2035 l’eventuale ruolo di reattori standardizzati o SMR, confrontandoli con il costo dell’intero sistema alternativo.
• Usare petrolio e gas nazionali come risorse transitorie, destinando le rendite alla trasformazione energetica dei territori produttori.

Fonti essenziali e criteri di lettura

Le fonti sono indicate come base verificabile per l’edizione di lavoro. I valori economici sono forchette, non quotazioni; i mix elettrici devono essere aggiornati tutti allo stesso anno prima della pubblicazione definitiva.

Ente	Documento o banca dati	Collegamento
IEA e OECD NEA	Projected Costs of Generating Electricity 2020	https://www.iea.org/reports/projected-costs-of-generating-electricity-2020
Lazard	Levelized Cost of Energy Plus 2025	https://www.lazard.com/research-insights/2025-levelized-cost-of-energyplus/
Ember	Global Electricity Review e Data Explorer	https://ember-energy.org/latest-insights/global-electricity-review-2025/
IEA	Nuclear Power and Secure Energy Transitions	https://www.iea.org/reports/nuclear-power-and-secure-energy-transitions
IEA	Global Hydrogen Review	https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025
ITER Organization	Programma internazionale sulla fusione	https://www.iter.org/
EUROfusion	Ricerca europea e programma DEMO	https://euro-fusion.org/
IAEA PRIS	Power Reactor Information System	https://pris.iaea.org/pris/
IAEA	Small Modular Reactors	https://www.iaea.org/topics/small-modular-reactors
World Nuclear Association	World Uranium Mining Production	https://world-nuclear.org/information-library/nuclear-fuel-cycle/mining-of-uranium/world-uranium-mining-production
UNSCEAR	Valutazioni sugli effetti di Chernobyl e Fukushima	https://www.unscear.org/unscear/en/areas-of-work/chernobyl.html
UNSCEAR	Fukushima 2020 2021 Report	https://www.unscear.org/unscear/en/fukushima.html
WHO	Health effects of the Chernobyl accident	https://www.who.int/publications/i/item/9241594179
IAEA	Radioactive waste and spent fuel management	https://www.iaea.org/topics/radioactive-waste-management
Posiva	Onkalo spent fuel repository	https://www.posiva.fi/en/index/finaldisposal.html
Sogin	Deposito Nazionale e Parco Tecnologico	https://www.depositonazionale.it/
MASE UNMIG	Databook 2026 risorse e riserve di idrocarburi	https://unmig.mase.gov.it/wp-content/uploads/2026/06/databook-2026.pdf
Terna	Dati statistici sul sistema elettrico italiano	https://www.terna.it/it/sistema-elettrico/statistiche
RTE	Bilan électrique France	https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique
ENTSO E	Transparency Platform	https://transparency.entsoe.eu/

Avvertenza metodologica

LCOE e prezzo di mercato non sono sinonimi. Le fonti variabili richiedono una valutazione dei costi di integrazione che cresce con la loro quota e dipende dalla flessibilità già presente. Il nucleare richiede una valutazione esplicita del costo del capitale, del rischio di cantiere e delle garanzie pubbliche. I fossili richiedono prezzo del combustibile, costo della CO2, inquinamento e rischio geopolitico. Qualunque confronto che ometta sistematicamente i costi sfavorevoli alla propria tecnologia preferita non è analisi: è pubblicità.