Ottobre 2024, Mountain View. Google firma un Power Purchase Agreement con Kairos Power per 500 MW di energia nucleare al 2035. Due settimane dopo, Amazon annuncia un investimento da 500 milioni in X-energy. Microsoft riapre Three Mile Island Unit 1 con Constellation. Meta lancia un RFP per 4 GW di nuclear capacity.
In sei mesi, gli hyperscaler hanno firmato più contratti nucleari di quanti l'industria ne abbia visti in vent'anni. E nessuno di questi è per un reattore tradizionale da 1.500 MW.
Tutti puntano sugli SMR: Small Modular Reactors.
Cos'è esattamente un SMR
Un reattore convenzionale è un'opera ingegneristica unica. Si progetta sul sito, si costruisce in 8-15 anni, costa 10-15 miliardi e produce 1.000-1.600 MW. Vogtle 3 e 4 in Georgia, ultimi reattori completati negli USA (2023-2024), sono costati 35 miliardi per 2.2 GW—circa 16.000 $/kW installato. Olkiluoto 3 in Finlandia ha accumulato 14 anni di ritardo e 11 miliardi di euro per 1.6 GW.
Un SMR è un'altra cosa. Si costruisce in fabbrica, si trasporta al sito su camion o nave, si assembla come moduli Lego. La taglia singola va dai 50 ai 300 MW. Il footprint è di 1-2 acri contro i ~600 di Vogtle. La sicurezza è "passiva": in caso di incidente, il reattore si raffredda per gravità senza pompe, senza operatore, senza energia elettrica esterna.
L'analogia tecnica più onesta: un SMR sta al reattore tradizionale come un MacBook sta a un mainframe IBM. Meno potenza assoluta per unità, ma producibile in serie, deployabile rapidamente, replicabile.
Perché proprio adesso
Tre forze convergono nel 2024-2026.
La prima è la domanda elettrica AI. Un training cluster da 100.000 H100 consuma 150 MW continui. Un campus hyperscaler moderno arriva a 1-2 GW. McKinsey stima che la domanda data center USA passerà da 25 GW (2024) a 80 GW (2030). Il grid pubblico non ce la fa: in Virginia, Dominion Energy ha già rifiutato nuove richieste di allaccio.
La seconda è la regolatorietà. La NRC americana ha certificato il design NuScale VOYGR a gennaio 2023—primo SMR certificato negli USA. Il DOE ha sbloccato 900 milioni in grant ad TerraPower e X-energy. Il Regno Unito ha avviato GDA (Generic Design Assessment) per Rolls-Royce SMR. Il Canada ha selezionato GE Hitachi BWRX-300 per Darlington.
La terza è il costo del gas. Il prezzo a lungo termine del gas naturale è tornato volatile dopo il 2022. Aggiungete carbon cost EU ETS a 80-100 €/ton e l'LCOE del gas combinato supera 70-90 $/MWh. La finestra economica si è aperta.
I player: una mappa
| Vendor | Design | Capacità | Tecnologia | Status | Cliente di riferimento |
|---|---|---|---|---|---|
| NuScale (USA) | VOYGR | 77 MW | PWR | NRC certificato 2023 | RoPower (Romania) |
| Kairos Power (USA) | KP-FHR | 75 MW | Sale fusa fluoruro | Hermes in costruzione TN | Google (500 MW @ 2035) |
| TerraPower (USA) | Natrium | 345 MW | Sodio + storage sale fuso | Kemmerer WY, target 2030 | Berkshire Hathaway Energy |
| X-energy (USA) | Xe-100 | 80 MW | TRISO + elio | NRC pre-application | Amazon (Energy Northwest) |
| GE Hitachi (USA/CA) | BWRX-300 | 300 MW | BWR semplificato | Darlington 2028-2029 | Ontario Power Generation |
| Rolls-Royce (UK) | RR SMR | 470 MW | PWR | GDA UK in corso | Czech, target 2030 |
| Westinghouse (USA) | AP300 | 300 MW | PWR | Design freezato 2023 | TBD, target 2030+ |
| Newcleo (IT/UK) | LFR | 200 MW | Piombo + MOX da scorie | R&D, prototipo 2031 | Round $310M (2023) |
Vale la pena soffermarsi su due elementi italiani della tabella. Newcleo, fondata da Stefano Buono (ex CERN, ex Advanced Accelerator Applications), ha sede legale a Londra ma una forte base romana e torinese. Il design è gen IV piombo-raffreddato, alimentato a MOX riciclato dalle scorie esistenti—un dettaglio politico non banale in un Paese che ha vietato il nucleare per referendum nel 1987 e 2011.
La parte difficile: i numeri reali
I target di costo SMR sono 5.000-7.000 $/kW e LCOE 60-90 $/MWh. Quei numeri sono ipotesi. Nessun SMR commerciale è stato ancora costruito in occidente. Il FOAK risk—first-of-a-kind—è reale e documentato.
Il caso NuScale UAMPS è il più istruttivo. Nel 2020 il progetto in Idaho aveva un target di costo a 5.300 $/kW. A novembre 2023 era a 9.300 $/kW (LCOE 89 $/MWh) e il consorzio di municipalità Utah ha cancellato il progetto. NuScale si è riposizionata su clienti industriali e Romania, ma il segnale al mercato è arrivato: il NOAK (nth-of-a-kind) richiede prima di costruire il FOAK.
Lo stesso problema vale per i gen IV. Kairos sta costruendo Hermes in Tennessee come prototipo non-elettrico (35 MW termici) proprio per validare i costi prima dei deploy commerciali. TerraPower a Kemmerer aspetta HALEU (uranio arricchito al 5-20%) la cui supply chain occidentale è oggi quasi inesistente—la Russia controllava il ~40% della capacità mondiale prima del 2022.
Perché si sposano con i data center
Tecnicamente, un cluster di 4-8 SMR somma 1-2 GW. Esattamente la taglia di un campus hyperscaler. Il footprint combinato resta sotto i 20 acri, gestibile dentro una proprietà industriale. La sicurezza passiva permette siting flessibile—NRC discute regole per emergency planning zone ridotte da 16 km a meno di 1.
Economicamente, la struttura del PPA SMR somiglia a quella di un acquisto solar+battery: l'hyperscaler firma un take-or-pay ventennale, il vendor finanzia con quel contratto, la banca lo accetta perché il merito creditizio del cliente (Google, Amazon) è AA+. È esattamente il modello che ha sbloccato 200 GW di solar utility-scale negli ultimi dieci anni.
Operativamente, il nucleare è baseload. Un data center AI gira 24/7 a fattore di carico >90%. Solar+storage costa meno per MWh di picco ma non copre 8.760 ore l'anno senza overbuilding massiccio. Un SMR sì.
Cosa non funziona ancora
Tre problemi restano aperti.
Supply chain componentistica. I forgiati pesanti per pressure vessel arrivano oggi da Japan Steel Works, Sfar (Cina), Doosan (Corea). La capacità occidentale è limitata. Costruire 50 SMR negli USA al 2035 richiede capacità che oggi non esiste.
Tempi di certificazione. NuScale ha impiegato 8 anni per il design certificate NRC. Gen IV richiederà cicli simili. Le timeline 2028-2030 dichiarate dai vendor presuppongono che la NRC introduca licensing accelerato (Part 53), oggi in consultazione.
Public acceptance. In Italia, Newcleo opererà fuori confine fino al 2032 minimo. In Germania, l'uscita dal nucleare resta politicamente cementata. Anche dove l'accettazione cresce (USA, UK, Polonia, Repubblica Ceca), il siting locale richiede 3-5 anni di iter. La Polonia ha firmato con Westinghouse AP1000 sul large e con GE Hitachi BWRX-300 sui modulari—segnale che persino i mercati "facili" preferiscono mixare technology bet.
Una nota su gen IV vs gen III+. Designs come Kairos KP-FHR e TerraPower Natrium operano a 600-700°C, non a 320°C come un PWR tradizionale. Questo apre potenzialmente la cogenerazione (idrogeno, process heat, district heating). Per i data center, però, il calore di scarto resta un sottoprodotto: ciò che conta sono i MW elettrici. Le promesse di "campus integrato reattore-DC-sale fusa" che alcuni vendor propongono restano teoriche fino a quando non vediamo il primo deployment.
Il timing realistico
Niente SMR commerciale in grid prima del 2028-2029. Probabilmente il primo sarà BWRX-300 a Darlington (Ontario), seguito da Natrium a Kemmerer e da RoPower in Romania. Il vero scale-up—decine di unità all'anno—è una storia per il 2032-2035.
Gli hyperscaler lo sanno. Per questo i PPA firmati nel 2024 puntano a delivery 2030-2035, e nel frattempo Microsoft, Google e Amazon prolungano contratti con reattori esistenti (Three Mile Island, Susquehanna, Diablo Canyon). Gli SMR sono il piano B per non dipendere dal gas dopo il 2030, non la soluzione al training cluster che si accende il mese prossimo.
In altre parole: il nucleare modulare arriverà. Ma il "quando" e il "quanto" dipenderanno dal primo FOAK che esce dal cantiere senza sforare di 3x sul budget. Quel cantiere oggi è a Darlington. Vale la pena tenerlo d'occhio.