01Il Contesto: Vent’anni di Fotovoltaico in Italia

Dal 2006 ad oggi, il settore fotovoltaico italiano ha subito una trasformazione che pochi altri comparti industriali hanno conosciuto in tempi così brevi. Il costo dei moduli è crollato di oltre il 99% rispetto ai livelli del 2000, con la vera accelerazione concentrata nel decennio 2012–2022. L’Italia è passata da impianti che necessitavano di incentivi generosi per essere economicamente sostenibili, a installazioni che competono ad armi pari con qualsiasi altra fonte di generazione elettrica, senza sussidi.

Sul piano tecnico le discontinuità sono state multiple e progressive: l’efficienza media dei moduli commerciali è più che raddoppiata, gli inverter si sono trasformati da semplici convertitori in dispositivi intelligenti di gestione della rete, e i sistemi di monitoraggio hanno spostato la manutenzione da reattiva a predittiva. Il passaggio ai tracker su impianti utility scale rappresenta l’ultima frontiera di questo ciclo di innovazione: sistemi fino a pochi anni fa considerati complessi e costosi, oggi diventano standard perché il guadagno energetico (15–25% in più rispetto al fisso) giustifica ampiamente il maggiore impegno manutentivo.

Questo contesto di evoluzione accelerata rende ancora più stridente il ritorno del nucleare nel dibattito energetico italiano, tecnologia il cui profilo temporale, economico e industriale è radicalmente diverso.

02Il Nucleare Italiano: Argomenti e Contraddizioni

2.1 Il Problema del Fronte Temporale

L’argomento più solido contro il rilancio del nucleare in Italia oggi è di natura temporale. Un reattore di nuova generazione — SMR o large-scale — richiede mediamente tra 15 e 20 anni dalla decisione politica alla messa in servizio commerciale, includendo iter autorizzativi, costruzione e collaudo.

Partendo dal 2026, questo significa non prima del 2041–2046 nella migliore delle ipotesi. La storia recente degli impianti nucleari in costruzione in Europa occidentale mostra slittamenti sistematici:

  • Flamanville 3 (Francia): preventivo 3 miliardi di euro, costo finale stimato oltre 23 miliardi, ritardo di 16 anni
  • Hinkley Point C (Regno Unito): costo attuale stimato 46 miliardi di sterline, più che triplicato rispetto al preventivo iniziale
  • Olkiluoto 3 (Finlandia): 14 anni di ritardo, costo quadruplicato

Questi non sono casi eccezionali: sono la norma della costruzione nucleare in Occidente negli ultimi vent’anni, in paesi dove la filiera industriale si era progressivamente atrofizzata. L’Italia partirebbe da zero, con quella filiera da ricostruire integralmente. Al 2050 — data obiettivo della neutralità climatica europea — il contributo del nucleare italiano sarebbe marginale o nullo.

2.2 Il Confronto di Costo: LCOE

Il Levelized Cost of Energy (LCOE) rappresenta il costo normalizzato per MWh prodotto lungo tutta la vita utile di un impianto, includendo costruzione, esercizio, combustibile e dismissione. I dati attuali mostrano un divario strutturale tra rinnovabili e nucleare:

Fonte LCOE (€/MWh) Note
Solare utility scale 30–50 In calo costante; competitivo senza incentivi
Eolico onshore 40–60 Stabile; risorse italiane sottosfruttate
Eolico offshore 80–120 In discesa rapida; potenziale Adriatico/Ionio
Gas (CCGT) 70–100 Volatile; dipendente dal prezzo gas
Nucleare nuovo (EPR/SMR) 100–180 Stime conservative; storicamente sforano
Nucleare + back-end reale 150–250+ Include decommissioning e stoccaggio scorie

Fonti: IRENA Renewable Power Generation Costs 2023; Lazard LCOE Analysis v17 (2024); OCSE/NEA The Costs of Decarbonisation (2023); Corte dei Conti europea, Relazione speciale 18/2021. Stime riferite al mercato europeo occidentale.

Il punto critico sullo smaltimento delle scorie è sistematicamente sottovalutato nel dibattito pubblico. I costi di back-end — decommissioning e stoccaggio geologico permanente — sono incerti, pluridecennali, e in larga misura ancora a carico pubblico nei paesi che li hanno affrontati. La Francia stima il costo complessivo del ciclo nucleare in cifre che continuano a crescere ad ogni revisione ufficiale della Cour des Comptes.

2.3 La Non Programmabilità delle Rinnovabili: Un Problema Superabile

La critica tradizionale all’intermittenza di sole e vento è reale ma non strutturalmente insormontabile. Le soluzioni disponibili o in rapida maturazione coprono diversi orizzonti temporali:

  • Batterie LFP (litio ferro fosfato) su larga scala: costi crollati dell’80% nell’ultimo decennio; oggi competitive per stoccaggio da 4–8 ore, con curve di apprendimento ancora attive
  • Pompaggio idroelettrico (PHES): tecnologia matura e decarbonizzata; l’Italia ha già infrastrutture significative sulle Alpi, ampliabili con investimenti relativamente contenuti
  • Power-to-X (idrogeno, ammoniaca): per stoccaggio stagionale; ancora costoso ma strategicamente importante per i settori hard-to-abate
  • Interconnessioni europee: la diversificazione geografica della produzione riduce la variabilità aggregata in modo significativo
  • Demand response e virtualizzazione: la gestione intelligente dei carichi aggiunge flessibilità senza nuova capacità installata

La combinazione solare + eolico + pompaggio + batterie + interconnessioni sta diventando tecnicamente ed economicamente più robusta di quanto il dibattito nucleare italiano ammetta. I costi di sistema di un portafoglio rinnovabile con storage sono già competitivi con il nucleare su un fronte temporale a 10–15 anni.

2.4 Perché il Nucleare Torna nel Dibattito

Se le ragioni tecniche ed economiche sono deboli, le ragioni politico-industriali sono più solide e meritano analisi diretta:

  • Identità industriale: Ansaldo Nucleare e Leonardo cercano di riposizionarsi su filiere ad alto valore aggiunto, sfruttando il momentum europeo e i programmi SMR in corso in Francia, Polonia e Repubblica Ceca
  • Narrativa della base load: il nucleare è stabile e controllabile, il che piace politicamente anche se l’argomento tecnico si sta erodendo con la maturazione dello storage
  • Dipendenza dal gas: alcune componenti industriali preferiscono il nucleare all’idea di affidarsi interamente a rinnovabili e accumuli
  • Posizionamento europeo: Francia e altri paesi spingono per mantenere il nucleare nella tassonomia verde UE; l’Italia rischia esclusione da filiere industriali se non partecipa al dibattito
  • Ragioni identitarie: una parte della destra politica italiana ha bisogno di una narrativa energetica alternativa alle rinnovabili per ragioni più simboliche che tecniche

2.5 La Vulnerabilità Climatica: il Paradosso del Caldo

C’è una contraddizione strutturale nel proporre il nucleare come risposta alla crisi climatica che il dibattito italiano ignora sistematicamente. Il 23 giugno 2026 EDF ha fermato il reattore n.1 della centrale di Golfech, nel sud-ovest della Francia: la Garonna aveva raggiunto temperature troppo elevate per consentire il normale funzionamento dell’impianto nel rispetto dei limiti ambientali. Con il secondo reattore già fermo per manutenzione, l’intero sito è uscito dalla rete — 1,3 gigawatt azzerati in una notte.

Il vincolo è fisico e non negoziabile: se l’acqua a monte è già calda, la centrale ha meno margine per restituirla al fiume rispettando i limiti ambientali. Non è il reattore a surriscaldarsi — è il fiume a diventare troppo caldo per assorbire altro calore senza conseguenze ecologiche. Ridurre l’ossigeno disciolto significa mettere a rischio fauna e flora acquatica: per questo EDF è obbligata per legge a fermarsi, non per ragioni di sicurezza dell’impianto.

Non si tratta di episodi isolati. L’autorità francese per la sicurezza nucleare aveva già registrato il problema durante l’estate del 2022, segnalando che episodi di questo tipo potrebbero diventare più frequenti. Nel giugno 2026 sono potenzialmente a rischio soglia termica anche Blayais, Bugey, Saint-Alban, Cruas, Tricastin, Chooz e Nogent.

Il paradosso della base load. Il nucleare viene presentato come soluzione stabile contro l’intermittenza delle rinnovabili. Ma il combinato è immediato: più caldo, più condizionatori accesi, più domanda elettrica — esattamente nei giorni in cui alcuni reattori devono limitare la produzione per temperatura dell’acqua. La “base load” stabile si ferma quando serve di più. Le rinnovabili, al contrario, producono di più nelle giornate soleggiate e calde, cioè negli stessi momenti in cui la domanda di raffrescamento è al picco.

Per l’Italia, con fiumi alpini e padani già oggi soggetti a siccità estive crescenti, questo non è un rischio teorico: è una vulnerabilità certificata che si aggraverebbe con ogni decennio di cambiamento climatico.

2.6 Il Decommissioning: il Conto che non Torna

A metà del 2025 i reattori nucleari chiusi definitivamente nel mondo sono 218, a cui si aggiungono 33 in fermo a lungo termine, molti dei quali in Giappone. Di questi 218, ne sono stati fisicamente smantellati 23 — ma solo nove hanno restituito il sito alle condizioni originarie, il cosiddetto Green Field. Nove su 218. I siti Green Field verificati si trovano quasi esclusivamente in USA e Germania, e riguardano prevalentemente piccoli prototipi o impianti sperimentali, non grandi reattori PWR/BWR commerciali.

Il motivo non è solo tecnico. Un decommissioning completo richiede tra 20 e 60 anni. Il costo medio per un reattore di grande taglia è stimato tra 0,5 e 1,5 miliardi di dollari — ma i costi reali si dimostrano sistematicamente 2-3 volte le stime iniziali. E manca quasi ovunque un deposito definitivo per le scorie ad alta attività.

Chi paga davvero il decommissioning? Sulla carta paga sempre l’operatore, attraverso fondi segregati accantonati kWh per kWh durante l’esercizio. Nella realtà, i fondi sono spesso insufficienti, i costi esplodono, e quando un reattore chiude prima del previsto — o un’azienda fallisce, o come in Italia chiude tutto lo Stato — il conto finale passa al contribuente. È uno dei motivi per cui quei 9 siti Green Field sono così pochi: non è solo un problema tecnico, è un problema finanziario strutturale. Quei 9: se americani, pagati dai consumatori in bolletta tramite i trust degli operatori. Se europei, quasi certamente soldi pubblici.

Il problema delle scorie ad alta attività

Il decommissioning dipende da un prerequisito che nel mondo quasi non esiste: un deposito geologico definitivo per il combustibile esaurito. Ad oggi ne esiste uno solo operativo, in Finlandia: Onkalo, scavato a 430 metri nel bedrock granitico, costo circa 1 miliardo di euro, progettato per durare 100.000 anni. Posiva ha già incapsulato 5 contenitori di combustibile in prova, trasferiti con successo nello stoccaggio sotterraneo. L’apertura con combustibile reale è prevista per fine 2026/inizio 2027, subordinata all’approvazione dell’autorità di sicurezza STUK. Tutto il resto del mondo stocca temporaneamente le scorie radioattive ad alta attività — in piscine di raffreddamento e depositi in superficie — in attesa di soluzioni definitive che in molti paesi non sono ancora state né progettate né finanziate.

Il caso italiano: un conto aperto da quarant’anni

L’Italia ha chiuso le sue centrali dopo il referendum del 1987. Da allora paga. Il preventivo iniziale del decommissioning era stimato intorno a 4 miliardi di euro. La stima attuale validata dall’IAEA è di 7,2 miliardi di euro, con una spesa annua di 300-400 milioni, pagata dagli utenti elettrici in bolletta. Alcuni testi di rendicontazione citano già una spesa cumulata superiore a 11,4 miliardi di euro — quasi tre volte il preventivo originale — e il lavoro non è lontanamente completato. L’Italia non ha ancora un deposito nazionale per le scorie: il sito è in fase di selezione da decenni, bloccato da opposizioni locali e inerzie istituzionali.

Questo è il costo reale del nucleare italiano: non la costruzione di centrali che non hanno mai funzionato a pieno regime, ma quarant’anni di gestione di scorie, bonifiche parziali e fondi insufficienti. Un precedente che dovrebbe pesare in modo determinante su qualsiasi valutazione di un eventuale rilancio.

03Il Rischio di Spesa Pubblica a Perdere

3.1 Il Meccanismo

Il rischio specifico italiano non è che il nucleare venga costruito e funzioni male. Il rischio concreto è più sottile e più costoso: che vengano spese ingenti risorse pubbliche in una fase esplorativa — ricerca, autorizzazioni, sito, pre-ingegneria — per poi bloccarsi tutto per cambio di governo, esplosione dei costi, o un nuovo pronunciamento popolare.

Attenzione al precedente storico. Questa fase preliminare richiede 5–8 anni e potenzialmente miliardi di euro. Quei soldi, una volta spesi, sono irrecuperabili. È esattamente il pattern già vissuto dopo il referendum del 1987, quando centrali parzialmente costruite vennero abbandonate con costi di decommissioning che gravano ancora oggi sul bilancio pubblico.

3.2 Il Costo-Opportunità

Le stesse risorse sottratte alle rinnovabili e allo storage nel periodo 2026–2035 si traducono in mancata capacità produttiva reale, disponibile in 2–3 anni invece di 20:

  • Impianti agrivoltaici non realizzati nelle aree rurali del Mezzogiorno e del Centro Italia
  • Reti di distribuzione non potenziate, con cabine primarie che restano saturate
  • Sistemi di accumulo non installati, che limitano la gestione dell’intermittenza
  • Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) non finanziate nei comuni più piccoli

Ogni anno di ritardo sulle rinnovabili è un anno di emissioni evitabili non evitate, di bollette non abbassate, di indipendenza energetica non conquistata. Il nucleare, nel migliore degli scenari, arriverebbe quando questo lavoro sarebbe già in gran parte completato — o non completato per mancanza di risorse.

3.3 La Storia Come Avvertimento

L’Italia ha una storia documentata di grandi infrastrutture pubbliche gestite con costi e tempi molto superiori alle previsioni. Affrontare la costruzione di centrali nucleari in questo contesto istituzionale e industriale, partendo da una filiera smantellata, amplifica ulteriormente i rischi di overrun già documentati nei paesi più attrezzati.

04Le Lobby del Sistema Energetico Italiano

Il dibattito energetico italiano viene in larga misura definito dall’intersezione di interessi industriali e finanziari organizzati. Identificarli con precisione è necessario per leggere le scelte di policy al di là delle dichiarazioni pubbliche.

4.1 Le Grandi Utilities e i Fossili

ENI

Il caso più complesso. Formalmente sostiene la transizione energetica, investe in rinnovabili e biocombustibili, comunica attivamente sulla decarbonizzazione. Il core business rimane tuttavia negli idrocarburi, con asset la cui valorizzazione dipende da una transizione graduale. La sua influenza sul governo è strutturale: attraverso nomine nei CdA di enti correlati, contratti pubblici, presenza nelle partite di politica estera energetica (Algeria, Libia, Mozambico, Cipro). ENI non si oppone frontalmente alle rinnovabili, ma ha interesse a che la transizione avvenga sui propri tempi.

Enel / Enel Green Power

Posizione ambivalente. Enel Green Power è già uno dei maggiori operatori rinnovabili al mondo. Tuttavia, come grande utility integrata verticalmente, Enel preferisce un mercato con alta intensità di capitale e barriere all’ingresso elevate. La generazione distribuita diffusa — fotovoltaico residenziale, CER, prosumer con accumulo — erode il valore del modello centralizzato su cui è costruita la sua posizione di mercato. Il sostegno alle rinnovabili è reale, ma selettivo: grande scala sì, diffusione capillare con minore entusiasmo.

Edison e A2A

Seguono logiche simili a Enel su scala minore, con portafogli misti e preferenza per la stabilità regolatoria rispetto all’accelerazione della transizione distribuita.

4.2 La Lobby del Gas: Snam

Gestisce la rete di trasporto del gas naturale con infrastrutture per decine di miliardi di euro. In uno scenario di decarbonizzazione rapida, questi asset perderebbero valore — diventerebbero stranded assets. La narrativa dell’idrogeno come vettore energetico trasportabile negli stessi gasdotti esistenti è in parte una strategia di sopravvivenza industriale legittima, in parte un modo per prolungare la vita utile di infrastrutture che altrimenti andrebbero svalutate. Snam esercita un’influenza enorme sulle scelte infrastrutturali nazionali e nei tavoli europei sull’energia.

4.3 L’Industria Energivora

Confindustria nel suo complesso esprime posizioni variegate, ma alcune componenti sono particolarmente attive: siderurgia, chimica, ceramica, vetro, carta. Questi settori pagano bollette energetiche elevate e storicamente hanno preferito energia abbondante a prezzo controllato. La loro pressione si traduce in resistenza alle carbon tax, ai meccanismi ETS, e in generale a qualsiasi politica che aumenti il prezzo dell’energia nel breve periodo anche se vantaggiosa nel lungo.

4.4 La Lobby Nucleare Specifica

Ansaldo Nucleare e Leonardo

Ansaldo Nucleare (sussidiaria di Ansaldo Energia, controllata da Cdp Equity) è il principale operatore italiano della filiera nucleare. Ha competenze nella manutenzione di impianti esistenti in Europa e sta cercando di riposizionarsi sulla progettazione di SMR. La sua pressione sul governo passa attraverso Confindustria, le audizioni parlamentari e i rapporti con il Ministero delle Imprese e del Made in Italy. Leonardo, principale gruppo della difesa italiano, ha divisioni su tecnologie duali incluso nucleare civile e militare.

Università, ENEA e centri di ricerca

Non sono lobby in senso stretto, ma formano la classe dirigente tecnica e alimentano una narrativa favorevole al nucleare che entra nei documenti di policy. Il Politecnico di Milano, ENEA, alcune cattedre di ingegneria nucleare mantengono viva una tradizione accademica che produce pubblicazioni, audizioni e consulenze. Il loro orientamento è spesso sincero, ma oggettivamente serve anche gli interessi industriali che finanziano la ricerca.

4.5 Le Lobby Finanziarie

I grandi fondi infrastrutturali internazionali — BlackRock, Macquarie, F2i, Ardian — hanno portafogli enormi in infrastrutture energetiche italiane. Non hanno una posizione ideologica su rinnovabili vs. nucleare, ma reagiscono molto negativamente alle discontinuità normative e alle retroattività sugli incentivi. La loro pressione sui governi è silenziosa ma efficace, esercitata attraverso i canali diplomatici e le relazioni con il Ministero dell’Economia.

4.6 Il Caso E-Distribuzione: Il Nodo della Rete

E-distribuzione merita analisi separata perché il suo comportamento influenza direttamente la velocità della transizione energetica, a prescindere da chi produce o da chi decide la politica.

E-distribuzione (Enel) gestisce circa l’85% della rete di distribuzione nazionale con concessioni scadute o in proroga. Il problema non è principalmente la questione concessioni: le proroghe si rinnovano sistematicamente e il meccanismo tariffario ARERA remunera gli investimenti nella rete attraverso la RAB (Regulatory Asset Base). L’argomento “non investo per incertezza sulla concessione” è in larga misura una giustificazione strumentale.

La ragione strutturale è un’altra. Il modello di business della distribuzione tradizionale è costruito su una rete radiale centralizzata. La generazione distribuita cambia strutturalmente questo modello: una rete moderna che gestisce flussi bidirezionali con intelligenza distribuita riduce il potere di controllo del distributore. Il valore strategico del monopolio diminuisce se la rete diventa una piattaforma aperta.

  • Saturazione dichiarata delle cabine primarie: blocca nuovi allacci produttivi senza dover giustificare tecnicamente ogni singolo rifiuto
  • Tempi di connessione: in Italia mediamente 3–5 anni per un impianto utility scale; in Germania o Spagna si parla di mesi
  • Hosting capacity sottostimata: i dati vengono aggiornati con ritardi enormi; chi ha accesso informale prima della pubblicazione ha un vantaggio competitivo strutturale
  • Piani di sviluppo negoziati al ribasso: ARERA ha strumenti sanzionatori limitati e storicamente ha preferito la negoziazione al conflitto aperto con il distributore dominante

05Il Quadro d’Insieme: Chi Manca

La cosa più significativa che emerge dall’analisi del sistema di interessi nel dibattito energetico italiano è l’assenza strutturale di una lobby coerente e potente nell’interesse del consumatore finale, del contribuente e del territorio.

Le associazioni dei consumatori sono deboli e frammentate. Le Comunità Energetiche Rinnovabili sono ancora agli inizi della loro organizzazione politica. I piccoli e medi operatori del settore O&M non hanno rappresentanza organizzata efficace a livello nazionale. I comuni rurali che potrebbero beneficiare maggiormente della transizione distribuita non hanno voce nei tavoli dove si decidono le regole.

Il risultato è che il dibattito energetico italiano viene definito dall’intersezione di grandi interessi industriali e finanziari, con l’opinione pubblica che reagisce emotivamente alle narrazioni senza una lettura strutturata di chi guadagna cosa in ogni scenario di policy.

Questa asimmetria di rappresentanza è forse il vero problema strutturale: non la mancanza di tecnologie, di risorse o di competenze, ma la mancanza di un contropotere organizzato capace di portare nel dibattito gli interessi diffusi con la stessa efficacia con cui i grandi operatori portano i propri.

06Conclusioni

L’analisi porta a conclusioni convergenti su quattro piani distinti:

Piano tecnico-economico

Le rinnovabili con accumulo sono oggi la soluzione più rapida, più economica e più adatta al contesto italiano. Il nucleare non è irrazionale in astratto, ma è inadatto per ragioni di tempi, costi, filiera industriale e storia istituzionale.

Piano del rischio pubblico

Il pericolo concreto non è che il nucleare funzioni male: è che vengano spesi miliardi in fasi esplorative per poi bloccarsi, con un costo-opportunità enorme in termini di capacità rinnovabile non installata.

Piano politico-industriale

Il dibattito sul nucleare è alimentato da interessi industriali specifici e identificabili, che usano la questione energetica come leva per obiettivi più ampi: filiere industriali, finanziamenti pubblici, consolidamento di posizioni di mercato.

Piano della governance

La debolezza del regolatore nei confronti del distributore dominante e l’assenza di rappresentanza degli interessi diffusi creano un sistema in cui le scelte di policy riflettono sistematicamente gli interessi dei soggetti organizzati.

La transizione energetica italiana ha tutti gli strumenti tecnici ed economici per procedere rapidamente. Quello che manca è la volontà politica di rompere gli equilibri consolidati — e questa mancanza non è accidentale.