Nel dibattito europeo il nucleare è tornato a essere presentato come una possibile via d’uscita dalla dipendenza energetica, ossia nei termini di una forma di emancipazione da forniture esterne percepite come instabili o politicamente esposte. Tuttavia, se si osserva la struttura concreta della filiera nucleare contemporanea, emerge con una certa chiarezza come non si tratti tanto di un’uscita vera e propria dalla dipendenza, quanto piuttosto di una sua riconfigurazione, estesa nella durata, più strutturata e meno volatile, ma non per questo meno vincolante. All’interno di questo quadro, gli SMR (Small Modular Reactor) sono diventati il principale vettore tecnologico e narrativo di questa trasformazione, nonostante già queste prime fasi ne abbiano rivelato un costo sensibilmente maggiore rispetto ai prospetti iniziali.

Si tratta di reattori di piccola taglia, generalmente compresi tra i 10 e i 300 megawatt elettrici, progettati per essere costruiti almeno in parte in fabbrica, trasportati sul sito e installati con un grado di modularità che, nelle intenzioni, dovrebbe ridurre tempi, costi e complessità rispetto alle centrali nucleari tradizionali. La loro collocazione potenziale, a ridosso di poli industriali, distretti manifatturieri o grandi consumatori di energia, li rende particolarmente adatti a rispondere alla domanda di elettricità continua e stabile, non soggetta alle oscillazioni tipiche delle fonti rinnovabili intermittenti, offrendo da un lato una maggiore flessibilità industriale, dall’altro una forma di sicurezza energetica che prescinde dalle condizioni meteorologiche.

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Questa promessa, tuttavia, poggia su un presupposto implicito discutibile: che la riduzione della scala impiantistica si traduca automaticamente in un aumento della governabilità strategica del sistema. È proprio questo passaggio che, osservato da vicino, risulta meno solido di quanto appaia, poiché la variabile decisiva non è data tanto dalla dimensione del reattore, quanto invece dalla consistenza della catena che lo supporta.

Ad oggi si contano oltre settanta/ottanta design e progetti SMR in varie fasi di sviluppo a livello globale, sostenuti da investimenti pubblici e privati crescenti. Tuttavia, a fronte di questa proliferazione progettuale, i casi di effettiva operatività commerciale restano estremamente limitati, con due soli design effettivamente entrati in esercizio, sebbene ancora in fase iniziale o dimostrativa.

Il primo, basato sul reattore KLT-40S, è in funzione mediante due dispositivi dal 2020 a Pevek, nell’Artico russo, su una piattaforma galleggiante, l’Akademik Lomonosov; il secondo, l’HTR-PM cinese, è entrato in operazione commerciale nel 2023 a Shidao Bay ed è spesso indicato come precursore dei reattori di quarta generazione. Più che segnalare un semplice primato tecnologico, questi due casi indicano quali attori abbiano scelto di integrare questa tecnologia all’interno di una strategia di proiezione esterna. Proprio in questo senso, il ruolo di Rosatom, gigante del nucleare emaggiore produttore di elettricità in Russia, è emblematico.

Rosatom non opera come un semplice fornitore di tecnologia energetica. Agisce come un attore integrato che combina costruzione degli impianti, fornitura del combustibile, formazione del personale, manutenzione e, in alcuni casi, partecipazione diretta alla proprietà e alla gestione delle centrali. Il modello build-own-operate, applicato ad esempio al progetto di Akkuyu in Turchia, formalizza questa integrazione: l’infrastruttura energetica diventa il vettore di una relazione di lungo periodo che supera la dimensione puramente commerciale. In questo schema, il reattore non è solo un asset produttivo, ma anche il nodo di una rete.

L’Europa, dal canto suo, si trova oggi in una fase ancora esplorativa. Da un lato, ha riconosciuto la rilevanza strategica del nucleare e ha iniziato a ricostruire un ecosistema industriale che, in molti paesi, era stato progressivamente dismesso. La creazione, nel 2024, dell’Alleanza Industriale Europea sugli SMR, oggi composta da oltre 250 (addirittura 350 secondo alcune stime) soggetti tra imprese e istituti di ricerca (tra cui Eni ed Enel), rappresenta un segnale in questa direzione. Dall’altro, però, questa ricostruzione avviene in un contesto in cui le componenti critiche della filiera restano in larga misura esterne.

Il Regno Unito, pur fuori dall’Unione Europea, offre in questo senso un caso di studio significativo: ha selezionato un design industriale (Rolls-Royce SMR), ha avviato un programma di finanziamento pubblico e ha identificato siti e tempi di realizzazione, con una prospettiva operativa dalla metà degli anni Trenta.

Il nodo del combustibile, tuttavia, resta aperto. Più precisamente, per una parte rilevante dei reattori avanzati, il combustibile appropriato è HALEU: uranio ad arricchimento intermedio, tra il 5 e il 20% di U-235. Non tutti gli SMR lo richiedono; i design più vicini alla tecnologia attuale, come quello britannico, utilizzano ancora LEU standard, ma gran parte dei reattori che promettono un salto di efficienza e sicurezza si fonda su questo tipo di alimentazione.

Il problema è che la stessa produzione di HALEU, su scala commerciale, è stata a lungo concentrata in un numero estremamente ristretto di attori, con una posizione dominante detenuta da Tenex, parte del gruppo Rosatom. Negli ultimi anni Stati Uniti e Regno Unito hanno avviato programmi per sviluppare capacità alternative, tra cui il finanziamento a Urenco (UK) per la costruzione di un impianto a Capenhurst con orizzonte indicativo intorno al 2030–2031, non ancora operativo.

Nel 2023 circa il 38% dei servizi di arricchimento utilizzati nell’UE proveniva dalla Russia. Nel 2024 questa quota è scesa verso una fascia intorno al 20–25%, grazie a un processo di diversificazione accelerato dalla crisi geopolitica. Si tratta di un cambiamento significativo, ma non ancora di una rottura. Le importazioni, infatti, proseguono, poiché il sistema non è ancora in grado di funzionare altrimenti allo stato attuale e le sanzioni sul nucleare russo non sono state applicate in modo immediato proprio per evitare effetti destabilizzanti su reattori già operativi e progettati secondo le logiche di quella filiera.

In questo scenario, attori come Orano (Francia) assumono un ruolo centrale nella fornitura di servizi di arricchimento e combustibile. La Francia dispone di una filiera industriale consolidata, rappresentando, per l’Europa, il riferimento più immediato. Ma anche in questo caso l’autonomia resta relativa: la filiera francese non è completamente isolata da reti di approvvigionamento che includono Kazakistan e Uzbekistan, all’interno delle quali la presenza russa rimane dirimente. E, soprattutto, la logica di priorità resta nazionale: il fabbisogno interno precede quello dei partner.

Il combustibile, pur centrale, ad ogni modo non esaurisce la questione. Arricchimento, fabbricazione delle barre, manutenzione, competenze regolatorie, gestione del rifiuto: ogni segmento introduce un ulteriore livello di complessità e, potenzialmente, di dipendenza. Su alcuni di questi fronti, in particolare quello del deposito e della gestione dei rifiuti, l’Italia parte da una posizione estremamente arretrata. E su questo terreno non esistono soluzioni “di mercato” immediate: nessun paese accetta di gestire rifiuti nucleari altrui senza condizioni stringenti e di lungo periodo.

Nel 2025 il governo italiano ha avviato un percorso normativo e programmatico per il ritorno al nucleare attraverso una legge delega e l’indicazione di un quadro pianificatorio, inserendo la tecnologia nel PNIEC (Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima). Il PNIEC aggiornato prevede un contributo ancora marginale nel breve termine e più rilevante nel lungo periodo, con orizzonti che si collocano intorno alla fine della prima metà del secolo. Si tratta quindi, allo stato attuale, sì di un orientamento strategico, ma non ancora di una politica industriale compiuta.

Costruire una filiera richiede anni: formazione, investimenti, capacità regolatorie, infrastrutture. Ogni ritardo accumulato oggi si traduce in una minore capacità negoziale domani, quando il mercato sarà più maturo e le condizioni saranno state in gran parte definite da chi si è mosso prima. In questo senso, la finestra strategica non è quella in cui i reattori entreranno in funzione, ma quella attuale.

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Nel 1987 e nel 2011 l’Italia ha rifiutato il nucleare attraverso due passaggi referendari distinti. Oggi vi rientra per via amministrativa, senza un confronto diretto di pari intensità. Non è necessariamente una contraddizione: il contesto energetico è cambiato profondamente dal 2011 a oggi. Sarebbe però necessario portare il tema al centro del dibattito pubblico, per non tradire il mandato democratico che quei referendum avevano espresso.

Il nucleare, collocato su una timeline di quindici o vent’anni, tende così a funzionare come una soluzione differita: un orizzonte che consente di rinviare decisioni più immediate sul sistema energetico attuale. Nel frattempo, l’industria continua a operare in un contesto di prezzi volatili, esposto alle dinamiche dei mercati internazionali del gas e dell’elettricità, e nessun SMR sarà disponibile in tempi compatibili con queste esigenze.

Verosimilmente, quando i primi impianti entreranno in funzione, lo scenario vedrà, in ordine: una tecnologia sviluppata altrove, reperimento del combustibile fuori dai propri confini di alleanza e segmenti cruciali del ciclo gestiti altrove.

In sostanza, anche qualora l’energia venisse prodotta sul territorio nazionale, le condizioni della sua produzione saranno state definite altrove: se l’Italia non parteciperà direttamente alla costruzione del know-how e alla governance delle filiere, il processo di graduale autonomizzazione, invece che in sovranità energetica, si tradurrà in mera rinegoziazione dei fornitori.