Italia, il primo reattore nel 2045

La centrale di Caorso, chiusa dopo il referendum del 1987

Il 23 settembre il Senato ha approvato in via definitiva la legge delega sull'energia nucleare sostenibile: 81 voti favorevoli, 51 contrari, 7 astenuti. Meloni l'ha definita una scelta coraggiosa e di buon senso, quarant'anni dopo il referendum che chiuse le centrali. Pichetto Fratin ha indicato le prime centrali nel 2033-2034.

Il testo è fatto di cinque articoli. Non autorizza impianti, non sceglie siti, non indica tecnologie. Delega il governo a scrivere i decreti attuativi entro dodici mesi dall'entrata in vigore, con correttivi possibili entro ventiquattro. Al 27 settembre la legge non è ancora promulgata né pubblicata in Gazzetta Ufficiale. Nessun cantiere può partire prima di quei decreti, e nessun sito è stato individuato.

La domanda che il dibattito pubblico ha saltato è una sola: quando arriverebbe il primo MWh, e a cosa servirebbe.

Il quadro

Quello che segue mette in fila cinque cose: che cosa la legge prevede, i tempi dichiarati dalla politica, i tempi misurati sui cantieri occidentali, quanto coprirebbe un parco italiano, e cosa sta succedendo nel sistema elettrico mentre il reattore non c'è. In mezzo, il conto che non compare nei comunicati: lo smantellamento delle quattro centrali storiche e il deposito delle scorie che nessun territorio ha chiesto.

Che cosa prevede la legge

La delega disciplina il Programma nazionale per l'energia nucleare sostenibile, i reattori modulari di piccola taglia e quelli avanzati, i microreattori sotto i 30 megawatt elettrici, la fusione, la gestione del combustibile esaurito e dei rifiuti radioattivi, la disattivazione degli impianti esistenti, il riprocessamento. Introduce un procedimento autorizzativo unico in capo al ministero dell'Ambiente e della sicurezza energetica, con la valutazione di impatto ambientale che resta autonoma, e prevede compensazioni a carico dei proponenti e garanzie finanziarie sull'intero ciclo.

Il punto più delicato riguarda il controllo. La legge prevede un'Autorità per la sicurezza nucleare indipendente, ma la subordina al riordino degli organismi esistenti e la colloca in una clausola condizionale: "ove istituita". Oggi la funzione è svolta dall'Isin, l'Ispettorato nazionale per la sicurezza nucleare, creato nel 2014 e diventato operativo dopo cinque anni. L'Autorità nuova dovrebbe nascere con 200-300 addetti e diventare operativa, nelle previsioni, a metà 2027.

Sul piano delle risorse, la legge stanzia 60 milioni di euro in tre anni, dal 2027 al 2029, più 1,5 milioni nel 2026 e 6 milioni nel 2027 per la comunicazione. Per confronto, la memoria di Arera di febbraio 2026 stima in circa 11 miliardi il solo costo dello smantellamento delle quattro centrali storiche italiane.

I tempi dichiarati

Terna, nel documento sulle prospettive al 2050, colloca reattori modulari e reattori avanzati tra le tecnologie non ancora mature e definisce esplorativo lo scenario nucleare del Pniec. Né Terna né il gestore di rete francese scrivono che il nucleare serva a garantire la stabilità del sistema: entrambi parlano di flessibilità, e la rete francese quantifica in circa 30 gigawatt il termico aggiuntivo necessario negli scenari in cui la rinascita nucleare non avviene.

I tempi reali

La distanza tra dichiarazione e cantiere si misura sui progetti occidentali degli ultimi vent'anni.

Il dato che pesa più del ritardo in cantiere è il tempo dalla decisione all'esercizio, perché include autorizzazioni, progetto e contestazioni: Olkiluoto 25 anni, Flamanville 21, Hinkley Point tra 22 e 24, Vogtle tra 17 e 18.

Mochovce 3, in Slovacchia, è il caso estremo: cantiere aperto nel 1987, sospeso nel 1993, ripreso nel 2009, in rete nel gennaio 2023.

Se l'Italia decidesse nel 2027 e andasse come la Finlandia, il primo MWh cadrebbe tra il 2044 e il 2050. In Cina, dove dal 2020 al 2024 si sono aperti tutti i quaranta cantieri nucleari del mondo insieme a quelli russi, la media è di 6,8 anni. In India è di 163 mesi.

Il caso dei reattori modulari

Chi sostiene che l'Italia possa saltare la generazione grande punta sui reattori modulari. Lo stato dell'arte è questo.

Il primo progetto occidentale è stato cancellato. L'Uamps, il consorzio di utility che doveva comprare il primo impianto NuScale negli Stati Uniti, ha annullato l'ordine l'8 novembre 2023 dopo che il prezzo obiettivo dell'energia era passato da 58 a 89 dollari al megawattora e il costo stimato era arrivato a 9,3 miliardi per 462 megawatt.

Il cantiere più avanzato è il BWRX-300 di Darlington, in Canada: licenza ottenuta nell'aprile 2025, primo calcestruzzo il 26 giugno 2026, connessione alla rete attesa nel 2030, un anno dopo la data annunciata in precedenza. Quattro unità per 20,9 miliardi di dollari canadesi. Il Regno Unito ha scelto il sito per tre unità Rolls-Royce da 470 megawatt a Wylfa, ma la decisione finale di investimento non arriverà prima del 2029 e la rete è attesa a metà degli anni Trenta.

Al mondo non esiste un reattore modulare commerciale in funzione.

Quanto coprirebbe

L'elettricità consumata in Italia nel 2025 è stata di 311,3 terawattora. La domanda al 2040, secondo gli scenari di Terna e Snam, è compresa tra 404 e 439.

Due reattori coprirebbero circa un terzo dell'elettricità che l'Italia importa, o poco più di un terzo della produzione fotovoltaica del 2025. L'obiettivo dichiarato del governo, il 3,5% al 2040, corrisponde a 10 terawattora, cioè tra 1,5 e 2 gigawatt: due reattori grandi, oppure cinque reattori modulari.

Il costo di quel 3,5%, secondo le stime circolate a giugno, supera i 10 miliardi di euro e arriva a 15-18 negli scenari più complessi.

Il conto per megawattora

La banca d'affari Lazard, nell'ultima edizione del suo confronto sui costi livellati dell'energia, calcola per il 2025 negli Stati Uniti e senza sussidi: solare utility tra 38 e 78 dollari al megawattora, solare più accumulo tra 50 e 131, eolico onshore tra 37 e 86, nucleare nuovo tra 141 e 220.

Il nucleare sta a 3,7 volte il fotovoltaico utility. Il costo del capitale è la variabile che decide il risultato, perché un reattore si costruisce in dieci anni prima di incassare il primo euro: Lazard assume debito all'8 per cento e quota azionaria al 12.

Dall'altra parte la curva non si è fermata. L'Agenzia internazionale per l'energia rileva che il costo delle batterie è calato del 90 per cento tra il 2010 e il 2025, e l'istituto Fraunhofer calcola che i moduli fotovoltaici perdano il 26,6 per cento di costo a ogni raddoppio della produzione cumulata. Il ritmo di apprendimento non è una promessa: è una serie storica di quarantacinque anni.

Che cosa succede nel frattempo

Il sistema che dovrà accogliere il reattore si sta costruendo adesso, e in fretta.

Nel 2025 sono stati installati nel mondo 108 gigawatt di batterie, il 40 per cento in più dell'anno prima, di cui 87 su scala industriale. In Italia ci sono 17.920 megawattora di accumuli distribuiti su 884.404 impianti, con una pipeline di 10 gigawatt in costruzione o in autorizzazione; il piano nazionale ne prevede 122 gigawattora al 2030. Ember calcola che spostare la produzione solare e eolica nelle ore serali costi 64 euro al megawattora, contro i 111 del gas.

Nello stesso 2025 l'Italia ha installato 7.191 megawatt di nuova potenza rinnovabile, il 3,9 per cento in meno dell'anno prima, e la quota di fonti rinnovabili sui consumi è scesa dal 42 al 41,1 per cento, con il termoelettrico in crescita del 4,6. Per centrare l'obiettivo del piano al 2030, 131 gigawatt di capacità, servirebbero circa 11.500 megawatt all'anno: quasi il doppio del ritmo attuale.

I prezzi raccontano la stessa urgenza. Il prezzo unico nazionale dell'elettricità è passato da una media di 115,94 euro al megawattora nel 2025 a circa 210 nella media provvisoria di settembre 2026. Per le imprese italiane il costo medio nel primo semestre 2025 è stato di 278 euro al megawattora, contro 216 di media europea, 242 in Germania, 183 in Francia e 171 in Spagna. Un'impresa con consumi medi paga 133 mila euro l'anno di oneri di rete, contro 78 mila in Francia.

Questi sono i numeri che un reattore consegnato nel 2045 non tocca.

Il conto che non compare

L'Italia ha già pagato una parte del conto nucleare, e la sta ancora pagando.

La relazione di Arera al Parlamento di febbraio 2026 stima in circa 11 miliardi il costo dello smantellamento delle quattro centrali storiche, con il piano di Sogin che ha aggiunto 2,8 miliardi e dieci anni rispetto alla versione del 2020. Circa 5 miliardi sono già stati incassati dalle bollette, il resto grava sul bilancio pubblico. L'avanzamento del decommissioning è passato dal 32 per cento nel 2023 al 47,7 a fine 2025. Il deposito nazionale dei rifiuti radioattivi costa altri 1,5 miliardi: il totale sfiora i 13.

Il deposito è anche la parte ferma. La carta nazionale delle aree potenzialmente idonee, pubblicata il 13 dicembre 2023, individua 51 aree in sei regioni. Alla scadenza delle autocandidature, marzo 2024, non se ne è presentata nessuna. La valutazione ambientale strategica è in corso e al 18 settembre 2026 risulta ancora in attesa del piano e del rapporto ambientale. Secondo Arera l'esercizio del deposito slitta al 2041; Pichetto ha indicato il 2039.

Nei depositi temporanei italiani ci sono 33.766 metri cubi di rifiuti radioattivi a fine 2024, contro una capacità del futuro deposito di 98 mila. Il 99 per cento delle scorie ad alta attività delle quattro centrali si trova all'estero, oltre 1.800 tonnellate, in base a un accordo con la Francia rinnovato fino al 2040.

L'Italia importa già nucleare

Nel 2025 il 15,1 per cento del fabbisogno elettrico italiano è arrivato dall'estero, circa 47 terawattora. L'85 per cento dei flussi viene da Svizzera e Francia, dove l'elettricità è prodotta al 95 per cento da fonti a basse emissioni, in larga parte nucleari. La Francia nel 2025 ha esportato 92,3 terawattora, un record, con 373 terawattora di produzione nucleare e 19,6 grammi di anidride carbonica per chilowattora.

Il dato esatto di quanta elettricità di origine nucleare entri fisicamente in Italia non è pubblicato da Terna: è una stima ricavata dai mix dei paesi esportatori. Quello che è certo è che una quota rilevante del nucleare italiano esiste già, arriva per linea e si paga al prezzo di mercato.

La controprova tedesca

La Germania ha chiuso le ultime tre centrali il 15 aprile 2023. Nel 2025 le fonti rinnovabili hanno coperto il 62 per cento della produzione elettrica pubblica e il 55,3 del consumo totale, l'eolico è la prima fonte con 131,9 terawattora, il fotovoltaico è cresciuto del 21 per cento, la lignite è scesa al minimo dall'inizio degli anni Sessanta. Le emissioni sono calate dell'1,5 per cento, a 640 milioni di tonnellate.

Il disastro annunciato non si è verificato. Il prezzo all'ingrosso è aumentato del 13 per cento per il gas e la meteorologia, mentre quello per le famiglie è sceso dello 0,6 per cento. La Germania è diventata importatrice netta di elettricità dal 2023.

Resta il rovescio: i prezzi industriali tedeschi sono i più alti d'Europa e le rinnovabili al 62 per cento non li hanno portati sotto la media. Uscire dal nucleare non ha risolto il problema dei prezzi. Nemmeno entrarci lo risolverebbe, se il reattore arriva quando il sistema ha già deciso.

Chi è a favore, chi è contro

Il fronte favorevole è istituzionale: Meloni, Pichetto Fratin, Urso, Salvini, la Lega, Confindustria, i presidenti di Liguria e Piemonte. L'argomento è duplice: energia a basse emissioni sempre disponibile e ricostruzione di una filiera industriale. La Liguria si è detta disponibile ad accogliere reattori modulari, la Basilicata ha dichiarato di non volersi autoescludere, pur avendo detto no al deposito delle scorie.

Il fronte contrario conta diciotto posizioni tra opposizioni, enti locali e associazioni. Bonelli ha parlato di una legge che non indica dove si costruirà; il Pd contesta l'assenza di una filiera e di un piano sui rifiuti; il Movimento 5 Stelle sostiene che i tempi e i costi non si sostengono; il Consiglio regionale della Sardegna ha deliberato contro l'installazione di impianti, e la Puglia con Decaro ha rivendicato il no. Greenpeace, Legambiente, il Wwf e il Kyoto Club contestano la scelta di una tecnologia matura tra dieci o vent'anni.

Sull'opinione pubblica i dati sono ambivalenti. Un sondaggio Swg per Sogin di ottobre 2025 dava il 50 per cento di favorevoli e il 14 di contrari convinti, in crescita dal 24 per cento di contrari del 2024. Un'indagine del Politecnico di Milano rileva che il consenso sale al 60 per cento nei territori delle ex centrali, mentre solo il 30 per cento degli intervistati accetterebbe un impianto entro cento chilometri da casa.

Il nodo del referendum

Nel 1987 gli italiani abrogarono con tre quesiti la localizzazione decisa dal Cipe, i contributi agli enti locali e la possibilità per Enel di partecipare a centrali all'estero: le percentuali andarono dall'80,57 al 71,86 per cento con un'affluenza del 65,1. Nel 2011 il quesito sull'articolo 5 del decreto legge 34, che riapriva la strada al nucleare, passò con il 94,05 per cento dei voti e un'affluenza del 54,79.

Un referendum abrogativo non può introdurre nuovi divieti, e la Corte costituzionale impedisce il ripristino sostanziale di norme cancellate dal voto, salvo un mutamento del quadro politico e fattuale. Un nuovo quesito è possibile. Colpirebbe con maggiore probabilità i decreti legislativi, che hanno forma di atto normativo, più che la legge delega. Al 27 settembre nessun comitato abrogativo risulta costituito.

Le soluzioni possibili

Tre strade sono sul tavolo, e non si escludono tra loro.

La prima è la ricostruzione di una filiera industriale senza costruire reattori in Italia. Ansaldo Nucleare è già fornitore su cantieri esteri, Edison con Edf punta a dieci reattori modulari al 2035, è nata una proposta di società con Enel al 51 per cento, Ansaldo al 39 e Leonardo al 10, e una stima di Edison e del centro studi Teha indica 117 mila occupati e oltre 50 miliardi di valore aggiunto. È la parte dell'argomento nucleare che regge sui numeri, e non richiede un MWh italiano.

La seconda è l'allungamento della vita degli impianti europei, per chi li ha. La capacità nucleare dell'Unione dovrebbe passare dagli attuali 98 ai 109 gigawatt al 2050 con 241 miliardi di fabbisogno, tra estensioni e nuovi grandi reattori. L'Italia non ha impianti da estendere: ha centrali da smantellare.

La terza è comprare tempo con accumuli e rete, cioè fare quello che il sistema sta già facendo. Dieci gigawatt di batterie in pipeline, 122 gigawattora previsti al 2030, un costo di spostamento dell'energia dal giorno alla sera già inferiore a quello del gas. Richiede però la stessa cosa che manca al nucleare: tempi certi e autorizzazioni.

Posizione ADA

La domanda posta al dibattito è sbagliata, e per questo la risposta sembra sempre di parte. Non si tratta di stabilire se il nucleare sia una fonte sicura e a basse emissioni: lo è, e i numeri francesi lo dimostrano ogni giorno. Si tratta di stabilire se l'Italia abbia il tempo di farne una fonte.

La risposta è nei cantieri, non nelle intenzioni. Olkiluoto, Flamanville, Vogtle, Hinkley Point: quattro progetti occidentali, quattro volte oltre i tempi annunciati, con costi tra il doppio e il sestuplo del preventivo. Il primo reattore modulare occidentale è stato cancellato dal suo acquirente nel 2023. Il più avanzato è al primo calcestruzzo e punterà al 2030. Chi oggi vende all'Italia un reattore nel 2033 chiede di credere che il paese farà in sette anni quello che la Francia non ha fatto in diciassette, con una filiera da ricostruire e un'autorità di sicurezza che la legge stessa definisce eventuale.

C'è poi la questione della scala, che è quella più scomoda per chi sostiene la legge. Il governo punta al 3,5 per cento dell'elettricità al 2040: due reattori grandi, o cinque modulari. L'Italia importa oggi il 15 per cento della propria elettricità, in gran parte prodotta da nucleare francese e svizzero. Il risultato di un decennio di lavoro, centinaia di milioni in decreti e 10-18 miliardi di impianti sarebbe coprire meno di un terzo di quello che già compriamo per linea, con costo per megawattora tra tre e quattro volte quello del solare.

Questo non rende sbagliata la ricerca. L'energia da fusione, che il piano italiano cita, è una scommessa di lungo periodo che vale la pena finanziare. La filiera industriale è un bene reale, e l'Italia ha competenze che il mondo compra. Ma sono due cose diverse dal raccontare una legge di delega come il ritorno di una potenza industriale. La legge non costruisce niente: delega qualcuno a scrivere le regole per costruire, e lo fa mentre nessuna regione ha offerto un sito, nessun investitore ha firmato, e il deposito delle scorie aspetta ancora una candidatura.

Il punto vero, quello che la Germania ha dimostrato per reazione e la Francia per costruzione, è che il sistema elettrico europeo sta decidendo i suoi prezzi nei prossimi dieci anni, con rinnovabili, batterie e reti. Un reattore che entra in funzione nel 2045 entra in un mercato che nel frattempo ha cambiato forma. Non è un argomento contro l'atomo: è un argomento contro l'idea che una decisione presa oggi possa contare su un sistema che nel 2045 sarà quello che avremo costruito nel frattempo, e che oggi non stiamo costruendo abbastanza in fretta.

(Trieste — 27 settembre 2026 — ~3.400 parole)

🟢 Firma: ADA L. Agnesi

Articoli correlati:

• Energia da fusione: il punto nel 2026 tra scienza, investimenti e geopolitica — Cosa è pronto e cosa resta sperimentale nella tecnologia che la stessa legge delega cita
• Europa, il sorpasso del solare — ma l'Italia l'energia la paga ancora cara — Il divario dei prezzi elettrici italiani, misurato sui dati

Fatti

Dati verificati

Fonti