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Il ritorno del nucleare in Italia, secondo Giuseppe Onufrio «si basa su un falso ideologico» e rischia di distogliere attenzione e risorse dalle tecnologie già disponibili per la transizione energetica. L’ex direttore di Greenpeace Italia contesta soprattutto la sostenibilità economica del nuovo nucleare e degli Small Modular Reactor (SMR). E indica in rinnovabili, accumuli e reti le tecnologie su cui concentrare gli investimenti. «Il nuovo nucleare non farà ridurre le bollette», sostiene nell’intervista a Fuoco Amico, come dimostrano costi e tempi dei più recenti progetti europei e americani.
Il nodo dei costi del nuovo nucleare
Onufrio parte dal disegno di legge con cui il governo punta a riaprire la strada al nucleare in Italia, in attesa dei successivi decreti attuativi. La sua critica riguarda innanzitutto l’argomento economico: secondo l’ex direttore di Greenpeace, non ci sono elementi per sostenere che il nuovo nucleare possa tradursi in elettricità meno costosa.
A suo giudizio, i progetti più recenti realizzati in Francia e negli Stati Uniti mostrano invece difficoltà importanti sul fronte di costi e tempi di costruzione. Cita in particolare l’EPR di Flamanville, il reattore francese entrato in funzione dopo oltre 17 anni di lavori e con un costo stimato dalla Corte dei Conti francese molto superiore a quello inizialmente previsto.
Nucleare 2/ Debacle in Francia: 12 anni di ritardi, 10 miliardi di extra costi
«Il nucleare che esiste, cioè quello dei francesi e degli americani di nuova generazione, è un fallimento economico», afferma Onufrio citando le conclusioni del rapporto LCOE+ 2026 di Lazard.
SMR, una tecnologia che ancora non esiste
Un altro punto centrale dell’intervista riguarda i piccoli reattori modulari, gli SMR, indicati nel Piano nazionale integrato per l’energia e il clima come una possibile componente del futuro mix energetico italiano.
Onufrio sottolinea però che non esiste ancora una filiera occidentale consolidata di SMR commercialmente competitivi (leggi). A suo giudizio, ridurre le dimensioni dei reattori non significa automaticamente ridurne il costo: al contrario, vengono meno alcune economie di scala che hanno guidato l’evoluzione dell’industria nucleare.
Onufrio richiama anche l’esperienza italiana del progetto IRIS, sviluppato negli anni Novanta e poi abbandonato, sostenendo che i problemi economici alla base di quella scelta non siano stati risolti dalle tecnologie più recenti.
Onufrio, con il direttore scientifico di Kyoto Club Gianni Silvestrini, ha pubblicato in primavera per Edizioni Ambiente il saggio “L’illusione del nucleare e la rivoluzione delle rinnovabili” (foto qui a fianco)
Rifiuti e deposito nazionale: questione ancora aperta
Per Onufrio, il ritorno al nucleare pone inoltre una questione preliminare: la gestione dei rifiuti radioattivi. L’Italia non dispone ancora del deposito nazionale per i rifiuti a bassa e media attività e non ha completato lo smantellamento delle vecchie centrali.
Da qui la sua obiezione sulla prospettiva di costruire nuovi reattori prima di aver risolto le questioni lasciate in eredità dal nucleare del passato.
Il problema, osserva, non riguarda soltanto la costruzione delle nuove centrali, ma l’intero ciclo di vita della tecnologia, compresa la gestione dei materiali e degli impianti una volta terminato il loro esercizio.
Rinnovabili e accumuli al posto del carico di base
La parte dell’intervista più vicina ai temi di Vaielettrico riguarda il rapporto tra nucleare e rinnovabili. Secondo Onufrio, la tradizionale idea del nucleare come fonte di “carico di base” perde rilevanza in un sistema elettrico caratterizzato da quote crescenti di solare ed eolico e da una diffusione sempre maggiore degli accumuli.
Batterie, accumuli termici, idrogeno e altre forme di stoccaggio possono contribuire a gestire la variabilità delle fonti rinnovabili. Onufrio cita, per esempio, le batterie al sodio, che potrebbero trovare applicazioni interessanti nello storage stazionario, dove il peso e l’ingombro hanno un’importanza diversa rispetto alle automobili.
Secondo la sua impostazione, il punto non è trovare una singola tecnologia capace di sostituire tutte le altre, ma costruire un sistema energetico flessibile, nel quale produzione rinnovabile, accumuli e reti lavorino insieme.
Il rischio di rallentare la transizione energetica
Nell’ultima parte dell’intervista Onufrio sposta l’attenzione sulla quantità di rinnovabili che, a suo dire, sarebbero già disponibili ma frenate da iter autorizzativi e vincoli burocratici.
La sua tesi è che il confronto sul nucleare rischi di diventare una distrazione rispetto agli investimenti immediatamente realizzabili in eolico, fotovoltaico, accumuli e reti elettriche.
«Abbiamo delle alternative a basso costo, a basso rischio, che danno molti posti di lavoro e che non lasciano scorie per i prossimi 100.000 anni», sostiene.
Una posizione che collega direttamente il dibattito sull’atomo a quello sulla mobilità elettrica: secondo Onufrio, anche nel settore automotive l’Italia dovrebbe accelerare su batterie, auto elettriche e tecnologie della nuova energia invece di rallentare la transizione.
Se questo da noi non avviene, conclude, è per le resistenze dei “signori del fossile“. Che sponsorizzando improbabili alternative sostenibili prolungano la nostra dipendenza dal gas naturale per la generazione elettrica, e dal petrolio per la mobilità.
La domanda di fondo che emerge dall’intervista è quindi soprattutto industriale: quali tecnologie possono essere sviluppate oggi, con tempi e costi compatibili con gli obiettivi energetici italiani? Per Onufrio, la risposta passa prima di tutto da rinnovabili, accumuli e reti, mentre il nucleare rappresenterebbe una scelta lunga, costosa e ancora priva di una filiera industriale consolidata.
- LEGGI anche: “Fare chiarezza sul nucleare: uno studio da consigliare” e guarda il VIDEO
= = = = prezzi singole energie
In Germania le aste pubbliche analoghe alle nostre aste FER ( da loro con cadenza ravvicinata trimestrale o semestrale ) stanno fissando queste tariffe:
– 47 € al MWh x grande fotovoltaico a terra
– 52 € al MWh x grande ftv a terra + accumulo a batteria BESS
– 50 € al MWh x eolico su terra
– 70 € al MWh x eolico in mare su fondazioni fisse, ma dato del 2025, nel 2026 aste in pausa sino al 2027 x cambio del meccanismo d’asta
sono prezzi veri, perchè gli investimenti per costruire gli impianti non sono incentivati, ma sono degli investitori privati
ci sono poi anche rinnovabili più care, oppure non necessariamente care ma con prezzi non ancora ben prevedibili, es:
– – elettricità da nuova geotermia
..se ho capito ipotizzata tra 50 e 120 € al MWh
– – eolico in mare galleggiante
molto nuovo, le prime aste erano costose, sui 200 € al MWh, sta scendendo rapidamente, in particolare in Francia i parchi eolici galleggianti nel mediterraneo fissano tariffe tra 86 € (moneta del 2024) e sono attesi 100 € (moneta del 2026) per le aste in corso adesso
– – elettricità da biometano
dipende dalla fonte del biometano, se ho capito le tariffe vanno da 50 a 200 € al MWh, con tendenza a scendere perchè gli impianti aumentano di numero creando una filiera industriale
= = = = prezzi mix con stabilizzazione – mix 100% rinnovabili
oggi il metano fa da jolly rapidamente modulabile (ma costoso e con alte emissioni) per adattare la produzione istantanea di elettricità ai consumi instantanei; quando le quote di metano verranno ridotte e poi eliminate, per realizzare un mix 100% rinnovabili, la sua funzione di stabilizzazione viene sostituita dagli accumuli di energia, i cui costi sono già stimabili
– – – circa 37% dell’energia prodotta dovrà essere conservata in “accumuli giornalieri”, batterie, pompaggi idroelettrici, accumuli termici, e poi rilasciata e utilizzata quando necessario, tipicamente nelle 8-48 ore successive
– – – circa 3% dell’energia prodotta dovrà esssere conservata per settimane o mesi dagli “accumuli stagionali” e poi rilasciata nei pochi giorni dell’anno in cui il mix e gli accumuli giornalieri non bastassero, tipicamente circa 15 giorni dell’anno climaticamente molto sforturnati in inverno
NB: 1-3% è stima nelle simulazioni per caso Italia, è molto poco, sarà più che sufficente la produzione e accumulo stagionale di biometano per coprire quersta funzione, mentre nei paesi Nordici questa quota potrebbe arrivare sino 5-10%, nel caso dovranno integrare anche con produzione di idrogeno e derivati verdi
… calcolando i costi di stoccaggio energia attuali e futuri, applicati al 37% e al 3% di energia del mix da stoccare, aggiungere a un mix di rinnovabili una stabilizzazione totale h24 365 gg anno è un sovracosto per il mix di circa +30 € al MWh oggi, e circa +10 € al MWh domani
.. cioè se un mix di rinnovabili avesse un costo energia medio pesato per le sue componenti di circa 40 € al MWh (Spagna) o 60 € al MWh (Italia), portarlo a coprire in modo stabilizzato il 100% dei consumi, senza più il metano a fare da jolly, usando invece gli accumuli, aggiunge un sovracosto oggi + 30, domani +10… è ancora molto conveniente, è la novità recente (diciamo dal 2024) data dai costi in discesa degli accumuli energia
= = = = il nuculare oltre che obsoleto ha costi fuori mercato
– – ipotetici reattori nuculari di grande taglia, reattori da 1 GW, in Europa e in US si stima avrebbero un costo energia circa 200 € al MWh se fatti funzionare quasi tutto l’anno a piena potenza
.. con la furbata (inganno e annesso mazzettificio) di politici conniventi con i consorzi nuculari, che ne farebbero gravare metà, 100 € al MWh in sovvenzioni pubbliche mascherate, facendo alzare tasse e debito pubblico, e metà, altri 100 € al MWh, in bolletta, questo per mascherare il fatto che la loro energia costi così cara
– – ipotetici reattori “piccoli”, sono stimati anche sopra 300 €/MWh
– – ancora peggio se un reattore venisse modulato nella potenza durante l’anno, facendo scendere il suo fattore di utilizzo dal 70-80% massimo, a un più basso 50% (fuznionamento ad alta potenza solo in inverno) o ancora meno (funzionamento solo un paio di mesi), il suo costo energia cresce con legge iperbolica, 500 € al MWh, 2000 € al MWh, etc
perchè ha soprattutto alti costi fissi, tra debito per la costruzione e costi fissi di gestione, diciamo 1,5 miliardi di costi fissi annui da pagare per ogni grosso reattore, oltre a 400 milioni di spese variabili; le spese fisse vanno pagate uguali in totale a fine di ogni anno, sia che venga prodotta tanta o poca energia, per entità e durata (30 anni) è un gran brutto tipo di debito
..e mancano all’appello ulteriori costi poi scaricati ai nipoti: gestione scorie, i costi “assicurativi”, i costi di smantellamento, e il deprezzamento o le bonifiche dei siti, che anche se poco, risultano inquinati in tracce dalle installazioni, con aumento significativo (+20) delle statistiche di mortalità da tumori nel raggio di 15 km secondo lo studio molo esteso pubblicato su nature a inizio 2026
= = = non è adatto a fare da “integrazione alle rinnovabili”
1 – – non è conveniente avere qualcosa sempre acceso che costa 200 € al MWh, quando:
.. nel 97 % del tempo il mix di rinnovabili e accumuli giornalieri garantisce costanza ed esubero di energia a costi di 50-70 € al MWh,
.. nel 3% rimanente del tempo possiamo usare come integrazione ad esempio del biometano, questo si realmente modulabile al bisogno senza che ne esplodano i costi;
.. fare elettricità bruciando biometano in impianti turbogas (che già abbiamo) e che con sovracosto modesto verrebbero mantenuti disponibili all’accensione con ampio preavviso in alcuni periodi dell’anno, ha spese fisse accettabili; il costo unitario di quel 3% di energia è molto superiore al fotovoltaico, ma come integrazione al mix costa almeno 10 volte meno del nuculare
2 – – non avrebbe abbastanza potenza
gli accumuli stagionali nelle simulazioni devono avere almeno 30 GW di potenza di picco istantanea e rapidamente modulabile, altrimenti non si arriva a coprire la necessità instantanea di energia nazionale nei giorni di produzione minima del mix rinnovabili, e avremmo un black-out
30 GW non sono un problema per i 53 GW di centrali turbogas che già abbiamo in Italia, quindi stocaggio biometano + impianti turbogas è ok
sarebbe invece un enorme problema anche quantitativo al Piano Fratin, 300 miliardi di soldi in buona parte pubblici per poi avere forse 10 GW nominali, 7-8 GW effettivi di potenza disponibile, tra 50 anni;
come integrazione alle rinnovabili non farebbero neppure il solletico, dovrenno uguamente avere il sistema di back-up a turbogas con il biometano