Alla fine del 2023, nel mondo vi erano 410 reattori nucleari operativi in 30 paesi. Il nucleare era la seconda fonte globale di elettricità a basse emissioni di gas serra dopo l’idroelettrico (la prima in Europa) e contribuiva al 9 per cento del totale di elettricità prodotta e al 4,2 per cento di quella installata (in riduzione rispettivamente del 18 e 62 per cento rispetto ai valori degli anni novanta; US Energy Information Administration - EIA, 2025).
Per confronto, il complesso delle fonti energetiche rinnovabili contribuiva per il 30,9 per cento dell’elettricità prodotta a fronte del 42,2 per cento della potenza installata, percentuali che si riducevano a, rispettivamente, 16,3 e 28,8 per cento considerando solo le rinnovabili moderne (escludendo cioè l’idroelettrico). La forte riduzione degli investimenti in queste tecnologie negli ultimi decenni (in particolare in Europa e America) è il risultato di diversi fattori politici ed economico-finanziari. Dal punto di vista politico, gli incidenti di Three Mile Island (1979), Chernobyl (1986) e Fukushima (2011) hanno comportato un cambiamento nelle valutazioni sulla sicurezza da parte dell’opinione pubblica, che ha portato in alcuni casi all’abbandono di questa tecnologia (in Italia a seguito del referendum del 1987 e 2011 e in Germania tra il 2011 e il 2023), in Europa solo tre centrali sono state costruite in questi anni, Olkiluoto, Flamanville e Hinkley Point sono tutti progetti di EDF e basati sul design proprietario di GEN III+,European pressurized reactor (EPR), da 1,6 GWe di potenza. Tutti questi progetti hanno sofferto di grandi ritardi e aumenti dei costi. In particolare, la costruzione della terza unità di Olkiluoto, il primo reattore costruito in Europa dopo 15 anni di inattività, è cominciata il 12 maggio 2005 e si è conclusa con la connessione alla rete il 12 marzo 2022, con un ritardo di quasi 13 anni rispetto alla consegna prevista (dicembre 2009) e un aumento dei costi da 3 a 11 miliardi circa. Similmente, la terza unità di Flamanville (il primo cantiere nucleare in Francia dopo 25 anni), anch’essa un progetto EDF con design EPR, ha visto l’avvio dei lavori il 3 dicembre 2007 e l’effettiva conclusione, con la connessione alla rete, il 21 dicembre 2024, con un ritardo di 12 anni e costi quasi quadruplicati (da 3,3 a 12 mld) A livello globale la IEA prevede un ulteriore aumento degli investimenti negli anni futuri. Secondo lo scenario di base presentato nel World Energy Outlook 2024 questi dovrebbero aumentare da 65 a 70 miliardi di dollari all’anno tra il 2023 e il 2030. L’80 per cento andrebbe a finanziare reattori di grandi dimensioni, il 10 per cento le nuove tecnologie modulari (gli Small Modular Reactors – SMR)
Il PNIEC 2024
Il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni previsti dal Green Deal Europeo richiede, tra le altre cose, una ricomposizione del mix energetico verso fonti a bassa intensità carbonica, oltre a una maggiore elettrificazione dei consumi energetici e all’incremento dell’efficienza energetica. Gli obiettivi comunitari prevedono che nel 2030 il 32 per cento del consumo finale complessivo di energia sia coperto da fonti rinnovabili. A tal fine, il Piano nazionale integrato energia e clima (PNIEC, 2024) prevede per l’Italia per il 2030 una copertura del 39,4 per cento da fonti rinnovabili, in crescita di 14 punti percentuali rispetto al 2025. Il maggior contributo alla crescita di queste fonti dovrebbe derivare dal settore termico e da quello elettrico che prevede un incremento della potenza installata da fonti rinnovabili al 2030 di quasi 70 GW, a fronte di una maggiore penetrazione delle fonti rinnovabili (la cui produzione è per loro natura intermittente e non programmabile) richiede significativi investimenti nelle reti e nelle infrastrutture. Nel caso dell’Italia, il gestore della rete di trasmissione nazionale, Terna, ha stimato almeno 21 miliardi di investimenti necessari nella rete ad alta e altissima tensione fino al 2032, oltre all’installazione di sistemi di accumulo.
A complemento di questi investimenti il PNIEC 2024 individua le modalità di reintroduzione dell’utilizzo del nucleare, che si basano sui risultati delle elaborazioni della Piattaforma Nazionale per un Nucleare Sostenibile (PNNS) nata nel settembre 2023 per volontà del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE), con lo scopo di valutare la fattibilità di un ritorno del nucleare in Italia. Prevede l’utilizzo di fonti di generazione
elettrica low-carbon programmabili quali l’idroelettrico e il nucleare. Il ricorso all’energia nucleare non era previsto nella precedente versione del PNIEC. Nel suo rapporto finale, la PNNS (2025) suggerisce un processo graduale che vede l’impiego delle nuove tecnologie modulari di piccole dimensioni ad ora in progettazione, introdotte secondo le tempistiche attualmente previste dai produttori (gli SMR a partire dal 2030, gli AMR di quarta generazione verso il 2040. Prevede inoltre l’installazione di microreattori (MMR) nelle aree industriali, al fine di sfruttare la cogenerazione di elettricità e calore di processo ad elevate temperature nei settori hard-to-abate. L’investimento pubblico previsto per le sole attività di “predisposizione del tessuto nazionale”, è pari a circa 2 miliardi di euro (ai quali dovrebbero affiancarsi risorse private non inferiori). Infine, è previsto l’uso della fusione nucleare a ridosso del 2050. Sulla base delle stime fornite dalla PNNS, per l’installazione di 8 GW con le nuove tecnologie modulari di ridotte dimensioni, sarebbero necessari almeno 40 miliardi di euro per i costi diretti di costruzione, oltre i costi finanziari per circa 8 GW (di cui 1,3 GW in modalità cogenerativa e 0,4 GW da fusione nucleare nel 2050). I nuovi impianti sarebbero tra 22 e 42, e la loro produzione coprirebbe l’11 per cento (64,2 TWh) del fabbisogno elettrico stimato al 2050.
Sulla base delle linee guida delimitate nel disegno di legge, presentato dal governo, la sperimentazione, la costruzione e l’esercizio dei nuovi impianti dovrebbero essere soggetti a provvedimenti di competenza del MASE. Inoltre, per cercare di facilitarne la realizzazione, gli impianti e le opere annesse dovrebbero essere considerati di “pubblica utilità, indifferibili e urgenti” e il titolo abilitativo dovrebbe poter comprendere “la dichiarazione di inamovibilità e l’apposizione del vincolo preordinato all’esproprio. Occorre segnalare che sulla scelta del nucleare non vi è unanimità all’interno della maggioranza di Governo, con posizioni differenziate anche all’interno dei partiti sul ricorso alle diverse opzioni e tecnologie. La scelta è di concentrarsi sugli SMR. (Small Modular Reactors) Queste nuove tecnologie presentano una grande eterogeneità di caratteristiche quindi non tutte offrono i vantaggi, non sono ancora effettivamente disponibili per un uso commerciale ed è difficile stabilire se e con quali tempistiche e costi saranno applicate con successo. Solo tre SMR dei 56 impianti sono attualmente operativi. Il primo si trova in Cina, a Shidao Bay, nella punta orientale della regione dello Shandong. Si tratta di un high temperature gas cooled reactor. Originariamente doveva essere composto da due unità da 100 MWe e costruito in 3 anni con un costo totale di 2.000 USD/kWe (Schneider e Froggatt, 2024). Tuttavia, la costruzione dell’impianto, cominciata nel 2012, è durata 9 anni e sono serviti altri due anni di prove (dal 2021 al 2023) prima dell’avvio dell’attività commerciale. Inoltre, la potenza complessiva dei reattori è stata ridotta a 150 MWe e nel 2017 il costo nominale di realizzazione si era già triplicato, non tenendo conto della riduzione di potenza; (Schneider e Froggatt, 2024). Sul reattore sono stati condotti due test per la verifica dei sistemi di sicurezza passiva e, in particolare, una disconnessione dalla rete per monitorare l’andamento delle temperature del nocciolo (Zhanget al. 2024). I risultati hanno evidenziato una capacità degli impianti di raffreddarsi naturalmente, rassicurando così rispetto a uno scenario di fusione del nocciolo (nuclear meltdown). Al momento la Cina non ha replicato la costruzione di questo modello, né avviato la produzione in serie. Il secondo e il terzo degli SMR operativi si trovano in Russia; si tratta di reattori “flottanti” montati sulla nave Akademik Lomonosov, unica nel suo genere, e basati su una tecnologia pressurized water reactor (PWR) da 32 MWe di potenza. La costruzione è iniziata nel 2007 e avrebbe dovuto richiedere 3 anni di lavori di costruzione, sono invece finiti nel 2018 ed è stato necessario un altro anno per la connessione alla rete. Dall’inizio della costruzione i costi sono triplicati (Schneider La Rosatom in Russia non ha replicato la costruzione di questo modello e al momento sta sviluppando altri progetti. Attualmente, la nave Akademik Lomonosov è attraccata nella regione remota della Chukotka e fornisce elettricità in un’area altrimenti Isolata. Nel 2025 quattro reattori di nuova tecnologia risultano in fase di costruzione: uno in Russia, uno in Argentina, uno in Cina e uno negli USA (KAIROS)27. Il modello di reattore in costruzione in Argentina, denominato CAREM, ha una potenza di 25 MW. La costruzione è cominciata nel 2014 ed inizialmente i primi test dovevano essere avviati nel 2016. La data di fine costruzione è stata rinviata più volte, anche a causa di diverse sospensioni dei lavori, e nel 2024 era prevista per il 2028 (Schneider e
Froggatt, 2024). La costruzione del modello di reattore statunitense, invece, è iniziata a luglio 2024 e la sua conclusione è prevista per il 2027 (IEA, 2025). A questi si potrebbe presto aggiungere un quinto reattore, di tecnologia statunitense, la cui costruzione è stata recentemente autorizzata in Canada. Per i modelli di SMR, AMR o MMR sviluppati da imprese leader del settore e la cui costruzione non è stata ancora avviata, le imprese sviluppatrici prevedono di costruire i primi prototipi entro un intervallo di tempo dal 2029 al 2039.
Il Governo italiano ha delineato la propria posizione in favore di un eventuale ritorno al nucleare sulla base di tre potenziali contributi:
1.alla riduzione dei costi dell’elettricità per gli utenti;
2.alla diminuzione della dipendenza energetica dall’estero;
3.al raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra.
Faiella e Lavecchia (2012) in occasione della discussione del 2008-2011 sul rilancio del nucleare nel nostro Paese, segnalavano luci e ombre rispetto a questi aspetti. In particolare, dall’analisi presentata nel loro lavoro, emergeva come l’impatto in termini di riduzione dei costi finali per gli utenti fosse molto incerto. Sul fronte della dipendenza energetica, gli autori evidenziavano che sebbene sarebbero potute emergere nuove forme di dipendenza connesse con un diverso tipo di tecnologia e combustibile, l’eventuale sostituzione di fonti fossili (o di investimenti in fonti rinnovabili) con il nucleare avrebbe avuto il vantaggio di diversificare il mix energetico (e di fornitori). Infine, il contributo principale del ricorso al nucleare appariva agli autori (e appare) quello fornito al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione, soprattutto in quanto complementare agli investimenti in fonti rinnovabili. A fini ambientali, rimane tuttavia imprescindibile la necessità di considerare anche le questioni connesse alla gestione del combustibile esaurito.
I costi di generazione
Il levelized cost of electricity (LCOE) è una misura standardizzata del costo life-cycle della produzione di elettricità. È bene tener presente che tale misura è caratterizzata, nel caso del nucleare, da un alto grado di incertezza poiché numerosi fattori concorrono a determinarla e il numero di osservazioni su cui basare le stime, specie in tempi recenti è relativamente ridotto (De Paoli, 2025). Secondo le stime formulate da Lazard (2024) per gli Stati Uniti, riferite al 2024, il LCOE per le centrali nucleari tradizionali, sotto ipotesi conservative, si colloca vicino a quello degli impianti fotovoltaici utility-scale (impianti per la produzione commerciale) con sistemi di accumulo, ma al di sopra di quello degli impianti eolici on-shore con batteria e degli impianti fotovoltaici utility-scale senza sistemi di accumulo. Analogamente alle rinnovabili i costi del nucleare valutati lungo l’intero ciclo di vita dalla costruzione all’esercizio, alla dismissione, gestione delle scorie, sono prevalentemente costi fissi, legati alla realizzazione e al finanziamento dell’impianto. I costi di esercizio, come quelli di manutenzione e del combustibile, sono contenuti. Nei grandi impianti nucleari tradizionali i costi fissi rappresentano tra l’80 e l’85 per cento del costo finale, contro il 90-95 per cento per il solare (utilityscale) con stoccaggio ed eolico on-shore con stoccaggio (Lazard, 2024). I costi di gestione invece rappresentano meno del 10 per cento dei costi finali contro il 14-28 per cento per il carbone e il gas naturale. Anche in termini assoluti, i costi operativi (opex; combustibile, manutenzione, personale) sono relativamente bassi, contrariamente alle tecnologie di produzione basate su combustibili fossili e in analogia alle rinnovabili, che hanno però lo svantaggio di essere fonti intermittenti e necessitano quindi di essere affiancati da impianti di accumulo. La prevalenza dei costi fissi rende gli investimenti nelle attuali tecnologie a fissione nucleare estremamente sensibili al costo del capitale necessario alla costruzione dell’impianto che, a sua volta, dipende sia da fattori tecnologici e operativi, ad esempio se l’impianto è un prototipo, sia da fattori di tipo finanziario (il merito di credito del costruttore; la garanzia di un adeguato cash-flow a centrale operativa), sia da fattori istituzionali (l’incertezza normativa e politica rendono più rischioso il progetto e quindi più alto il
costo del capitale per remunerare il premio al rischio sopportato dagli investitori). Gli impianti nucleari richiedono un lungo processo di progettazione e acquisizione delle autorizzazioni, i lavori di costruzione sono complessi e spesso incorrono in ritardi. Inoltre, sono sottoposti a continui adeguamenti ai più moderni standard di sicurezza e verifiche da parte di molteplici autorità di supervisione e regolazione che impattano sui costi finali. Questo comporta un fabbisogno finanziario che, confrontato con l’investimento, è assai rilevante. A titolo di esempio, i costi degli interessi di una centrale realizzata in cinque anni e con tasso di interesse del 5 per cento sono pari al 17 per cento dei costi diretti di costruzione (che non tengono conto dei costi finanziari dell’impianto). Se una centrale con gli stessi costi diretti viene realizzata in sette anni e con un tasso di interesse del 10 per cento tale percentuale sale al 49 per cento (De Paoli,2025).
Dai costi di generazione al prezzo in bolletta.
Nei paesi europei il prezzo di equilibrio sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica è determinato sulla base del meccanismo del system marginal price (Smp) o pay-as-cleared, in cui tutte le offerte di vendita accettate sul mercato all’ingrosso per coprire la domanda vengono remunerate al prezzo più alto da loro indicato (Ranci e Pototschnig, 2022). Questo meccanismo prevede la costruzione di una curva di offerta oraria (ogni 15 minuti in Italia dal 2025), ordinando le offerte ricevute dai vari impianti in ordine crescente in base ai loro costi marginali. Il prezzo di equilibrio si ottiene dall’incrocio tra la (stima) della domanda prevista per quell’ora e tale curva di offerta, riflettendo così i costi marginali dell’ultimo impianto che deve entrare in servizio nella zona per soddisfare la domanda (in Italia, tipicamente alimentato da gas naturale, seguito da idroelettrico e dalle importazioni; RSE, 2024). Questo prezzo viene poi applicato a tutte le offerte accettate nella specifica fascia oraria, consentendo all’impianto marginale di coprire i suoi costi di esercizio e, a tutti gli altri, di ottenere ricavi superiori ai rispettivi costi marginali (c.d. “rendita inframarginale”), permettendo il recupero dei costi di investimento. Gli impianti da fonti rinnovabili partecipano alle sessioni di mercato con offerte a costi marginali prossimi allo zero seguiti poi dagli altri impianti, fra i quali quelli termoelettrici (che, in Europa, aggiungono ai costi operativi anche il prezzo per i permessi di emissione del mercato EU-ETS). La tecnologia “marginale” è, per la maggior parte delle ore del giorno, il gas naturale. Il nucleare, caratterizzato da elevati costi fissi e bassi costi variabili, si trova in una situazione intermedia tra rinnovabili e combustibili fossili. Conseguentemente, anche a fronte di un significativo apporto del nucleare nel mix energetico nazionale, appare molto improbabile che, a regole vigenti, esso possa diventare l’impianto marginale per gran parte delle ore e, quindi, contribuire ad un abbattimento del costo finale. Questo almeno finché il nucleare e le rinnovabili non basteranno a coprire tutta la domanda nelle diverse ore del giorno. Attualmente, solo in Svezia, dove vi è un mix energetico unico (40 per cento idroelettrico, 29 per cento nucleare e, per il resto, altre rinnovabili), il nucleare rappresenta la tecnologia marginale in alcune ore. A titolo di esempio Jarvis et al. (2022) hanno stimato che l’impatto della progressiva rinuncia al nucleare da parte della Germania negli anni tra il 2012 e il 2019 ha incrementato il prezzo sul mercato all’ingrosso tedesco di soli 0,6 euro/MWh. D’altra parte, i prezzi elevati dell’elettricità che hanno caratterizzato il triennio 2021-23 (a causa delle tensioni sui mercati del gas naturale) hanno avviato un dibattito sulla possibilità di “disaccoppiamento” del mercato dell’elettricità da quello del gas naturale, per ridurre le variazioni di prezzo nel breve periodo. Occorre osservare come il prezzo dell’elettricità sul mercato all’ingrosso rappresenti solo una parte del prezzo finale pagato da famiglie e imprese. Secondo i dati Eurostat, nella media degli ultimi 3 anni, esso ha contribuito al più al 75 per cento del prezzo finale in bolletta pagato dalle famiglie (l’80 per cento nel caso delle imprese). Nel caso delle famiglie, secondo i dati ARERA, una quota che ha oscillato tra il 10 ed il 18 per cento del prezzo finale è stata utilizzata per finanziare i sussidi alle fonti rinnovabili (La presenza di componenti regolate o para-fiscali segnala come il prezzo finale dell’elettricità non sia soltanto funzione delle tecnologie di produzione, ma risponda anche ad altri obiettivi definiti dal legislatore). Pertanto, l’incidenza significativa di queste componenti sul totale limita l’effetto che una riduzione del prezzo all’ingrosso potrebbe avere sulle bollette finali degli utenti. Se il Governo decidesse che sono necessari contributi ai produttori per facilitare il ritorno
del nucleare nel mix energetico nazionale, e decidesse di non farli gravare sul bilancio pubblico, tali contributi potrebbero essere inseriti tra gli oneri pagati dai consumatori in bolletta.
L’ipotesi di una scelta di questo genere è supportata dalle dichiarazioni del Ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica Picchetto Fratin (“Pichetto, valuteremo interventi in bolletta per il nucleare”, ANSA, 3 febbraio 2025.) In sintesi, la creazione di impianti nucleari, dato l’attuale disegno del mercato elettrico, potrebbe non avere significativi impatti sul livello dei prezzi. Mentre invece sicuramente espone l’Italia alla forte dipendenza dal combustibile uranio.
La produzione di uranio naturale è molto concentrata; vi contribuiscono 17 paesi, 6 dei quali (Kazakistan, Canada, Namibia, Australia, Uzbekistan e Russia) nel 2022 coprivano da soli il 90 per cento del totale. Il 43 per cento dell’uranio viene estratto in Kazakistan. Diversi recenti cambiamenti geopolitici hanno avuto un significativo impatto sul mercato, rispetto ai livelli di produzione attesi.
Anche le riserve identificate di uranio sono concentrate in pochi paesi. Bisogna dire inoltre che l’uranio grezzo, di per se non può essere utilizzato direttamente nei reattori, fatta eccezione per alcune tecnologie. Per l’uso nelle tecnologie prevalenti (acqua bollente o pressurizzata) sono necessarie alcune lavorazioni e in particolare: la conversione, l’arricchimento e la creazione delle barre di combustibile. La conversione dell’uranio viene fatta al momento in soli 5 impianti, situati in Canada, Cina, USA, Francia e Russia per una capacità totale di 62.000 tonnellate, superiore di quasi il 50 per cento della domanda effettiva. L’arricchimento invece viene effettuato prevalentemente da 4 società: la China National Nuclear Corporation (15 per cento), la russa Rosatom (40 per cento), l’Urenco (consorzio inglese-tedesco-olandese; 33 per cento), l’Orano (Francia; 12 per cento). Alcune (tra cui Orano e Urenco) programmano di ampliare la propria capacità (IEA, 2025). Infine, la costruzione delle barre è strettamente connessa al tipo di reattore, elemento che crea una dipendenza molto stretta tra impianto e specifico fornitore. In conclusione per l’Italia il ritorno al nucleare significherebbe sicuramente una forte dipendenza dall’estero con le conseguenti ricadute negative per la sua sicurezza energetica.
Un secondo punto dirimente per qualsiasi discussione sul ritorno al nucleare in Italia rimane quello dei metodi di finanziamento e, conseguentemente, del costo del capitale. Finanziare impianti nucleari è tra i progetti più costosi per un paese. La dimensione degli investimenti richiede uno sforzo finanziario difficilmente sostenibile esclusivamente da attori di mercato privati. Peraltro, la costruzione di impianti in un contesto di scarsità di expertise e know-how rischia di causare ritardi che verrebbero scontati dagli investitori, richiedendo un maggior rendimento per compensare il premio per il rischio (che inciderebbe sul costo del finanziamento). Infine, il rischio regolatorio che potrebbe verificarsi in mancanza di un iter autorizzativo chiaro e preciso e un commitment politico credibile, aumenta l’incertezza e quindi il costo del capitale. Ricorrere al credito bancario per finanziamenti di questo tipo è estremamente complicato. In primo luogo, l’impegno finanziario, oltre ad essere consistente e spesso soggetto a significativi aumenti imprevisti, va oltre i normali orizzonti temporali del credito bancario alle imprese. Gli impianti nucleari standard richiedono attualmente tra i 10 e i 20 anni dall’inizio dei lavori prima di cominciare a ottenere un primo incasso, ben oltre i tempi usuali di valutazione di un finanziamento di questo tipo. Anche il ricorso alle banche multilaterali di sviluppo, come strategia di de-risking, in particolare per paesi in via di sviluppo, è difficilmente realizzabile, se non affiancato da finanziamenti privati (magari con la presa in carico di una quota di rischio maggiore da parte del partner pubblico) poiché il valore dell’investimento in un singolo impianto supera i prestiti annuali per finalità energetiche dell’insieme delle prime otto banche multilaterali. In alternativa, le risorse potrebbero essere reperite sul mercato finanziario con emissioni di strumenti di debito ad hoc, quali green bonds o altri strumenti di debito sostenibili. Ad inizio 2025 risultano emessi green bond per complessivi USD 5 miliardi finalizzati all’estensione della vita operativa delle centrali nucleari esistenti oppure per il rifinanziamento di centrali quasi operative (IEA, 2025). In Canada questi sono stati emessi anche da alcune compagnie elettriche,
mentre il Governo federale ha inserito le fonti energetiche nucleari all’interno del Green Bond Program dal novembre 2023. Anche in Francia, Finlandia e Stati Uniti i green bonds emessi dalle società che si occupavano degli impianti in anni recenti sono stati utilizzati per finanziare l’estensione di vita degli stessi o nuovi progetti. Nell’Unione Europea, l’introduzione del nucleare nella tassonomia delle attività sostenibili potrebbe facilitare il sostegno del mercato dei capitali continentale a tali progetti. In ogni caso sarà necessario un coinvolgimento diretto dello Stato (con finanziamenti, sussidi, incentivi o regolamenti) o indiretto, attraverso società controllate.
Infine c’è da dire che, con il già malandato bilancio dello Stato, con un debito pubblico tra i più alti in Europa, mettersi a finanziare anche investimenti che richiedono poste di miliardi per anni, non è una buona
prospettiva per i cittadini italiani. E se poi la vogliamo dire tutta, una simile scelta economica, ricadrebbe inevitabilmente nella restrizione ulteriore delle politiche di bilancio con tagli estesi verso il sistema del Welfare e delle tutele, che già stanno soffrendo abbastanza a causa delle scelte di geopolitica nel quadro del riarmo europeo adottate dall’attuale maggioranza di governo.
La domanda che dobbiamo porgerci è: l’opposizione dell’opinione pubblica italiana a questa fonte energetica è la stessa del 2011?
Nel corso della storia recente ben due volte il programma energetico nucleare italiano è stato interrotto da referendum.
Secondo un sondaggio dell’Eurobarometer condotto durante il mese di novembre del 2022, il 55 per cento degli italiani riteneva che, a fronte della guerra in Ucraina i paesi europei dovessero accelerare gli investimenti in energia nucleare. In un sondaggio più recente dell’Eurobarometer, condotto tra aprile e maggio 2024, il 32 per cento degli italiani riteneva che per raggiungere la neutralità carbonica nel 2050 bisognasse usare prioritariamente il nucleare. In un sondaggio uscito ad aprile 2024 e condotto dalla società SWG, se venisse indetto un referendum consultivo per la reintroduzione del nucleare in Italia il 51 per cento degli intervistati voterebbe a favore (di cui il 24 per cento “sicuramente”) e il 26 per cento voterebbe contro. Secondo un sondaggio condotto da Ipsos per conto di Legambiente nel novembre 2024, il 43 per cento degli intervistati era contro il nucleare mentre il 38 per cento riteneva che andrebbe valutato se ci fosse una tecnologia più sicura di quella attuale. Dal sondaggio Ipsos si possono trarre anche alcune indicazioni sulle motivazioni che determinano la posizione pubblica italiana. La sicurezza sembra essere motivo di preoccupazione per una quota limitata della popolazione. Il 70-75 per cento (a seconda della tecnologia presa in considerazione) dei rispondenti che avevano un’opinione sul tema della sicurezza reputava le centrali sicure. Il 52 per cento dei rispondenti riteneva che i criteri di sicurezza nella gestione delle scorie fossero sufficientemente elevati. Inoltre, circa il 50 per cento dei rispondenti contrari alla costruzione di centrali era disposto a cambiare idea a fronte di benefici per la collettività o in termini di prezzi dell’elettricità o rassicurazioni sui benefici ambientali (rispetto alle altre fonti energetiche) in termini di consumo del suolo e delle risorse naturali.
Il PNIEC (2024) prevede l’installazione di una capacità totale di nucleare pari a circa 8 GW tra il 2030 e il 2050 che dovrebbe coprire circa l’11 per cento del fabbisogno di energia elettrica al 2050 (capacità eventualmente elevabile a 16 GW di potenza). Per raggiungere tali obiettivi il Governo ha presentato un Ddl che ripropone l’introduzione dell’utilizzo dell’energia nucleare in Italia, un provvedimento che delinea la strategia per riavviare la costruzione delle centrali Atomiche nel nostro Paese. Il Ddl è ora in parlamento dove dovrà iniziare il suo iter.
Pur consapevoli che sarà un battaglia politica molto dura e complicata l’associazione “SI alla Rinnovabili e No al nucleare” dovrà come già avvenuto nel passato essere il lievito di una discussione ampia e puntuale per fare in modo che le forze politiche, in primis di centro sinistra , le forze sociali, sindacali e tutto il variegato mondo dall’associazionismo del volontariato laico e cattolico, siano in prima fila per far comprendere agli italiani che il ritorno al nucleare, in sfregio alla volontà della maggioranza degli elettori, che per ben due volte, si è espressa nettamente contro nei due referendum del 1987 e del 2011, non è la panacea di tutti i mali della nostra era contemporanea.
Nella consapevolezza, come sempre abbiamo sostenuto, che l’utilizzo dell’energia nucleare non porta beneficio né economico né per l’abbassamento del costo dell’energia in bolletta per le famiglie e le imprese. In conclusione possiamo affermare con provata certezza che il nucleare non giova!
ANTONIO FILIPPI
Associazione “Si alle rinnovabili No al nucleare”
17 novembre 2025