La fissione delle centrali a uranio, con una sezione dedicata ai reattori modulari di piccola taglia (SMR), che sono una variante della stessa tecnologia e non hanno ancora impianti in esercizio commerciale. Dati, prospettive e analisi economica della Banca d'Italia. La fusione nucleare è una tecnologia diversa e ha una scheda dedicata.
Due tecnologie diverse
Fissione tradizionale (centrali a uranio esistenti)
| 💰 Costo — Fissione | 175–255 $/MWh | per nuovi impianti, in dollari e su modello statunitense (Lazard 2026, edizione 19.0): non è il costo di un impianto italiano. La media dell'intervallo è 215 $/MWh. L'intervallo è costruito su due soli reattori🟡 Lazard dichiara che l'intervallo si basa sulle stime di costo pubblicamente disponibili per le unità 3 e 4 di Vogtle, negli Stati Uniti, «il dato osservabile più recente per un progetto nucleare statunitense completato»: l'estremo alto corrisponde all'unità 3, quello basso all'unità 4, con una curva di apprendimento stimata al 30% fra le due. Non è quindi una media di impianti, ed è riferito al progetto occidentale più costoso fra quelli completati di recente.. Flamanville 3 (Francia) è costato ~13 miliardi invece dei 3,3 previsti. Vogtle 3&4 (USA) ha superato i 35 miliardi. Gli interessi sul capitale immobilizzato durante la costruzione possono pesare dal 17% al 49% del costo totale (Banca d'Italia, 2025). Perché questo valore non si può trasferire all'Italia🟡 Il costo di produzione dipende dall'inverso del fattore di utilizzo: a parità di investimento, un impianto che in un anno produce meno energia ha un costo più alto per ogni kilowattora. Una media mondiale o un modello statunitense comprendono siti con irraggiamento, ventosità o condizioni di esercizio diversi da quelli italiani, e quindi non descrivono il costo di un impianto in Italia. [DA VERIFICARE: manca un costo di produzione italiano da fonte istituzionale]. |
| ♻️ Costo — Impianti esistenti | 26–36 $/MWh | è il costo marginale di generazione di un reattore già ammortizzato, cioè quanto costa continuare a farlo funzionare invece di costruirne uno nuovo. La stessa fonte indica 32–51 $/MWh per un ciclo combinato a gas esistente e 34–69 per una centrale a carbone esistente. Il confronto che ne esce è interno alla stessa tabella: costruire un reattore nuovo costa in media 215 $/MWh, tenerne acceso uno esistente 31. Perché la differenza è così ampia🟡 Il costo di un impianto nuovo comprende l'investimento iniziale e gli interessi maturati durante la costruzione, che nel nucleare pesano moltissimo per via dei tempi di cantiere. Un impianto già ammortizzato quei costi li ha già assorbiti: restano combustibile, manutenzione ed esercizio. È il motivo per cui prolungare la vita degli impianti esistenti e costruirne di nuovi sono due decisioni economiche diverse, che non si valutano con lo stesso numero. Fonte: Lazard, edizione 19.0 →. |
| ⚡ Fattore di utilizzo | 80–93% | delle 8.760 ore di un anno: il fattore di utilizzo🟡 Il fattore di utilizzo confronta l'energia prodotta in un anno con quella che l'impianto produrrebbe funzionando sempre alla sua potenza massima, per tutte le 8.760 ore dell'anno. Le ore indicate sono quindi ore equivalenti a piena potenza, non ore di funzionamento effettivo. corrisponde a un valore fra 7.000 e 8.150 ore equivalenti a piena potenza. La produzione non dipende dal sole né dal vento, ed è utile per coprire i picchi di domanda invernale. |
| 🌿 Emissioni CO₂ | 5,1 gCO₂eq/kWh | sull'intero ciclo di vita🟡 Il ciclo di vita comprende tutto ciò che l'impianto comporta dall'inizio alla fine: estrazione dei materiali, costruzione, trasporto, installazione, funzionamento e smantellamento, spalmati sull'elettricità prodotta in tutti i suoi anni di esercizio. È una misura diversa dal fattore di emissione da combustione, che conta soltanto ciò che esce dal camino mentre l'impianto funziona. per il reattore ad acqua pressurizzata, misurati in grammi di anidride carbonica equivalente🟡 «Equivalente» significa che i diversi gas serra — anidride carbonica, metano, protossido di azoto — sono convertiti in un'unica misura, calcolando quanta anidride carbonica produrrebbe lo stesso effetto sul clima. Fonte → per kilowattora (UN-ECE 2021). Non c'è combustione di combustibili fossili, quindi il numero non è confrontabile con i fattori di emissione da combustione delle centrali termiche. Il punto aperto non è l'anidride carbonica ma i rifiuti radioattivi e i costi di smantellamento (decommissioning). |
| ⚛️ SMR — Stato | nessuno in esercizio in Occidente | I reattori modulari di piccola taglia (Small Modular Reactor) promettono costruzione in fabbrica, tempi più brevi e costi ridotti. Ma nessun SMR commerciale è ancora in funzione in Occidente. Il caso NuScale (USA) è stato abbandonato dopo che i costi sono passati da 3,6 a 9,3 miliardi. |
Per chi vuole approfondire
SMR — Reattori modulari di piccola taglia
Gli SMR (Small Modular Reactor — reattori modulari di piccola taglia) sono reattori nucleari con potenza inferiore a 300 MW elettrici, progettati per essere costruiti in fabbrica e assemblati in sito. La promessa: costruzione più rapida, costi più prevedibili, maggiore flessibilità di localizzazione rispetto alle centrali tradizionali.
La realtà al 2026: nessun SMR commerciale è in funzione in Occidente. Il caso più noto di fallimento è NuScale (USA): il progetto è stato abbandonato nel 2023 dopo che i costi stimati sono passati da 3,6 a 9,3 miliardi di dollari. L'SMR di Shidao Bay in Cina ha subito ritardi di oltre 16 anni e aumenti di costo superiori al 200%.
In Europa il progetto SMR più avanzato è quello di Rolls-Royce nel Regno Unito🟡 Stato del progetto verificato su fonti giornalistiche (Financial Times, Reuters) al luglio 2026 — non ancora approvazione regolatoria definitiva. Fonte: Rolls-Royce SMR →, con una decisione di investimento finale attesa per il 2026–2027 e un primo impianto non prima del 2035.
L'acqua di raffreddamento
In qualunque centrale a vapore circa due terzi del calore prodotto non diventa elettricità e va dissipato: è un limite fisico del ciclo termodinamico, non un difetto di progetto. Nel nucleare quel calore si smaltisce con l'acqua, ed è il motivo per cui la disponibilità idrica condiziona dove un impianto può sorgere e quanto può produrre nei mesi caldi.
Per leggere i numeri servono due parole distinte, che l'IAEA tiene separate: prelievo e consumo🟡 Il prelievo è l'acqua tolta da un fiume, un lago o dal mare. Il consumo è la parte che non torna alla fonte, perché evapora o perché viene degradata. Un impianto a ciclo aperto preleva moltissimo e consuma poco, restituendo quasi tutta l'acqua più calda di qualche grado; una torre evaporativa preleva molto meno ma consuma quasi tutto ciò che preleva. Confondere i due termini è il modo più rapido per far dire a questi numeri il contrario di quello che dicono. Fonte: IAEA, NP-T-2.6 →.
| 🚰 Prelievo, ciclo aperto | 95–230 m³/MWh | acqua prelevata e restituita alla fonte. Un impianto da 1.000 MW elettrici a ciclo aperto fa passare nel condensatore fra 26 e 64 metri cubi al secondo. Un impianto a combustibile fossile di pari potenza ne preleva 76–190 m³/MWh, un ciclo combinato a gas 29–76 (IAEA). |
| 💧 Consumo, torri evaporative | 3–4 m³/MWh | acqua che evapora e non torna alla fonte. Le torri riducono il prelievo di circa il 95% rispetto al ciclo aperto, ma consumano il 3–5% dell'acqua che ricircolano. Per il fossile il consumo è 2 m³/MWh, per il ciclo combinato 1 (IAEA). |
| ⚙️ Rendimento e calore da smaltire | 33–36% | è il rendimento termico degli impianti nucleari in esercizio. L'IAEA scrive che il fabbisogno di acqua di raffreddamento del nucleare supera in media del 20–25% quello di una centrale fossile di pari potenza, proprio perché il rendimento è più basso: meno energia diventa elettricità, più calore va dissipato. |
Come sono raffreddati gli impianti nel mondo. Secondo il censimento IAEA, il 45% usa il mare a ciclo aperto, il 15% un lago, il 14% un fiume, e il 26% torri di raffreddamento a circuito chiuso. Tre impianti su quattro, quindi, dipendono direttamente da un corpo d'acqua.
Che cosa succede quando l'acqua manca o è troppo calda. Le limitazioni estive non hanno una causa sola: si sommano la portata ridotta del fiume, la sua temperatura più alta — che rende l'acqua meno efficace nel condensatore — e i limiti normativi allo scarico termico, posti per proteggere la vita acquatica. L'IAEA cita due episodi: nell'estate 2003 in Francia 17 reattori su 58 lavorarono a potenza ridotta o furono fermati per siccità e mancanza d'acqua; nella siccità del 2007 nel sud-est degli Stati Uniti diversi impianti dovettero ridurre la produzione fino al 50% per i bassi livelli dei fiumi.
Si può raffreddare ad aria? Sì, e alcuni impianti termoelettrici lo fanno, ma il conto si sposta sulla produzione: l'IAEA indica una perdita di generazione intorno al 2% su base annua rispetto al raffreddamento a umido, che nelle ore più calde può arrivare al 25%, perché l'aria non scende mai sotto la propria temperatura. In più una torre a secco occupa circa 2,2 volte l'area di una torre a umido ed è più alta di quasi il doppio. È il motivo per cui la scelta del sistema di raffreddamento non è un dettaglio impiantistico ma una decisione che pesa su costi, resa e localizzazione.
In Italia non esistono centrali nucleari in esercizio, quindi non esiste un dato italiano su questa voce: i valori qui riportati sono medie internazionali pubblicate dall'IAEA. Vale però la conseguenza generale, che riguarda qualunque ipotesi di nuovo impianto: un reattore raffreddato ad acqua richiede un sito con acqua fredda e abbondante, cioè la costa o un grande corso d'acqua, e nei mesi in cui la domanda elettrica è più alta è anche il momento in cui l'acqua è più scarsa e più calda.
Reattori avanzati (AMR) e raffreddamento a piombo
Accanto agli SMR, che restano reattori ad acqua di taglia ridotta, si parla di reattori avanzati (AMR)🟡 Advanced Modular Reactor. A differenza degli SMR non hanno una potenza standard e usano refrigeranti diversi dall'acqua: piombo, sodio, sali fusi o gas. Sono le tecnologie che il Generation IV International Forum classifica come quarta generazione.: macchine che sostituiscono l'acqua con un metallo liquido, un sale fuso o un gas. Il disegno di legge italiano sul nucleare sostenibile le nomina esplicitamente, e in Italia la tecnologia di cui si parla di più è quella raffreddata a piombo liquido.
Il quadro lo pubblica il Generation IV International Forum, che coordina la ricerca su queste tecnologie presso l'Agenzia per l'energia nucleare dell'OCSE, e la prima riga è netta: non esiste oggi al mondo alcun reattore raffreddato a piombo in esercizio. L'unico in costruzione è il BREST-OD-300 russo, da 300 MW elettrici, avviato nel 2021 come dimostratore. Tutti gli altri sono progetti: ALFRED e ELFR in ambito europeo, MYRRHA in Belgio, SEALER in Svezia, e i due impianti di newcleo, società fondata da un imprenditore italiano e con sede in Francia. Le date che accompagnano ciascun progetto — dal 2030 al 2050 — sono quelle dichiarate dai proponenti e raccolte dal Forum, non previsioni.
Perché il piombo. Bolle a 1.743 °C, quindi l'impianto lavora a pressione atmosferica e non esiste il rischio che il refrigerante evapori lasciando scoperto il nocciolo. Non reagisce con acqua e aria, a differenza del sodio. Scherma i raggi gamma e trattiene alcuni prodotti di fissione, fra cui iodio e cesio, fino a 600 °C: in caso di rilascio dal combustibile, ne uscirebbe meno materiale radioattivo. La circolazione naturale del piombo consente inoltre di smaltire il calore residuo anche senza alimentazione elettrica.
Perché è difficile. Gli ostacoli li elenca lo stesso Forum, e sono di ingegneria dei materiali più che di fisica. Il piombo fonde a 327 °C: sotto quella soglia solidifica, quindi il circuito va tenuto caldo per tutta la vita dell'impianto. È opaco, e questo rende complicate le ispezioni in servizio e la movimentazione del combustibile, operazioni che in un reattore ad acqua si fanno guardando. Alle alte temperature corrode gli acciai strutturali, ed è il principale filone di ricerca aperto: si lavora sul controllo dell'ossigeno e su rivestimenti protettivi. Infine è molto denso, il che impone di progettare la struttura tenendo conto delle sollecitazioni sismiche — considerazione non secondaria in Italia.
In Italia non esiste alcun impianto di questo tipo in esercizio né in costruzione. Il Centro ENEA del Brasimone, sull'Appennino bolognese, lavora sulle tecnologie del piombo e nel 2024 ha ospitato la riunione del comitato del Forum dedicato a questi reattori.
L'analisi economico-finanziaria della Banca d'Italia
La Banca d'Italia ha pubblicato nel 2025 un'analisi indipendente sul possibile ritorno al nucleare in Italia: "L'atomo fuggente: analisi di un possibile ritorno al nucleare in Italia" (Questioni di Economia e Finanza n. 947, 2025).
La conclusione principale: oggi il nucleare non offre vantaggi evidenti in termini di costi, tempi o impatto sul sistema elettrico rispetto alle rinnovabili integrate con accumuli e reti intelligenti.
Un elemento particolarmente rilevante: gli interessi finanziari sul capitale immobilizzato durante la costruzione possono pesare in modo determinante sul costo finale. Per una centrale completata in 5 anni con tasso di interesse al 5%, gli interessi pesano per il 17% dei costi diretti. Se i tempi diventano 7 anni e il tasso sale al 10%, il peso degli interessi arriva al 49%.
Sulla bolletta: secondo la Banca d'Italia, il ritorno al nucleare non abbasserebbe sensibilmente i prezzi finali dell'elettricità per il consumatore italiano, ma potrebbe ridurne la volatilità per chi sottoscrive contratti a lungo termine.
Esiste anche una memoria della Banca d'Italia trasmessa alla Camera sul DDL delega AC 2669 (febbraio 2026), che approfondisce le implicazioni normative del possibile ritorno al nucleare.
Fonti: Banca d'Italia, QEF n. 947, 2025 → · Memoria alla Camera, febbraio 2026 →
Si dice / I dati dicono
| Si dice... | I dati dicono... |
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| "Il nucleare abbassa le bollette degli italiani" | La Banca d'Italia (QEF n. 947, 2025) distingue tra prezzo medio e volatilità: il ritorno al nucleare probabilmente non ridurrebbe in modo significativo il prezzo medio dell'elettricità per le famiglie italiane, ma potrebbe ridurne la volatilità per chi sottoscrive contratti PPA (Power Purchase Agreement, accordo di acquisto a lungo termine) con i produttori. I due effetti vanno tenuti distinti. |
| "Il nucleare è la soluzione più sicura — gli incidenti sono rarissimi" | Le centrali nucleari moderne hanno standard di sicurezza molto elevati e il nucleare ha causato meno morti per TWh prodotto di quasi tutte le fonti fossili. Tuttavia gli incidenti di Chernobyl (1986) e Fukushima (2011) hanno avuto impatti ambientali e sociali che vanno oltre le morti dirette. Il problema non è tanto la frequenza degli incidenti quanto la gravità potenziale e la difficoltà di gestione delle conseguenze. |
| "Gli SMR risolveranno il problema del costo e dei tempi" | È una promessa ancora da dimostrare. Il caso NuScale — il progetto SMR più avanzato in Occidente — è stato abbandonato nel 2023 dopo che i costi stimati sono triplicati. I sostenitori degli SMR sostengono che le economie di scala della produzione in fabbrica si manifesteranno solo dopo i primi impianti. I critici osservano che questa logica è stata applicata anche alle centrali tradizionali senza che i costi scendessero come previsto. |
| "Il nucleare è necessario per raggiungere la neutralità climatica" | È una delle questioni più dibattute tra gli esperti. L'IPCC include il nucleare tra le opzioni di decarbonizzazione. L'IEA nel suo scenario Net Zero 2050 prevede una crescita del nucleare a livello globale. Tuttavia la Banca d'Italia osserva che per l'Italia specifica — con il suo irraggiamento solare e le sue coste — le rinnovabili integrate con accumuli offrono oggi un rapporto costo-beneficio migliore del nucleare di nuova costruzione. |
Prospettive future
I blocchi precedenti riportano quello che le fonti misurano. Restano però alcune questioni su cui i numeri non danno una risposta unica, e che ciascuno risolve in base a ciò a cui dà peso. Qui sono poste come domande, con accanto i dati che servono a ragionarci.
Quanto pesa il tempo di costruzione su una decisione di investimento?
I progetti occidentali recenti danno una misura: Flamanville 3 in Francia, cantiere aperto nel 2007 e primo carico commerciale nel 2024; Vogtle 3 e 4 negli Stati Uniti, entrati in servizio con circa sette anni di ritardo e costi molto superiori alle stime iniziali; Hinkley Point C nel Regno Unito, ancora in costruzione. A questi tempi si aggiunge, in Italia, un quadro autorizzativo e localizzativo che non esiste ancora.
Il dato che rende la domanda non banale è il peso degli interessi sul capitale immobilizzato durante la costruzione, che secondo le analisi citate in questa scheda può valere fra il 17% e il 49% del costo totale dell'opera. Più lungo è il cantiere, più quella quota cresce — indipendentemente da quanto costi la tecnologia in sé.
Che cosa cambia nel frattempo?
Un impianto che entra in funzione fra quindici o vent'anni viene confrontato non con il sistema elettrico di oggi, ma con quello di allora. Nessuna fonte istituzionale prevede quale sarà: il sito non pubblica previsioni. È però un dato che i costi di alcune tecnologie si sono mossi molto negli ultimi anni, in entrambe le direzioni — le stesse tabelle di questa scheda mostrano rincari recenti su più fonti. Chi decide oggi deve dare un peso a questa incertezza, e il peso non è ricavabile dai numeri.
Che cosa dice l'analisi economico-finanziaria pubblica
La Banca d'Italia ha esaminato il possibile ritorno al nucleare in Italia con criteri economico-finanziari, concludendo che allo stato attuale non emergono vantaggi evidenti rispetto ad altre soluzioni già disponibili, e indicando nei costi finanziari uno degli elementi determinanti. È la posizione di un'istituzione, riportata nei suoi termini: chi volesse contestarla ha il documento a disposizione. (Banca d'Italia, Questioni di Economia e Finanza n. 947 →)
Questa sezione non esprime un giudizio del sito sulla tecnologia. Raccoglie le domande che restano aperte dopo aver letto i dati, con i riferimenti per affrontarle. Le conclusioni spettano al lettore.