Nucleare, costi e tempi: i conti che il dibattito italiano non fa

Attualità

17/07/2026

da Valigia Blu

Lorenzo Squarza

Questo articolo nasce da tutta una serie di informazioni che ho raccolto durante gli anni vissuti in Francia, pagando bollette elettriche che crescevano durante le crisi esattamente come quelle italiane, a volte anche di più. La domanda era apparentemente semplice, cosa cambia in Francia, un paese quasi completamente decarbonizzato soprattutto grazie al nucleare? E la risposta è molto meno scontata di quanto il dibattito pubblico italiano lasci intendere.

Perché questo è quello che è successo: la Francia produce il 73% della sua elettricità dal nucleare eppure i prezzi dell’energia salgono, le bollette pesano e l’inflazione energetica ha colpito i francesi quasi quanto gli italiani. Come è possibile? E cosa succederebbe davvero se l’Italia seguisse quella strada?

Quella che segue è un’analisi basata su dati ufficiali e fonti di organismi internazionali che cerca di rispondere a queste domande senza pregiudizi ideologici in nessuna direzione.

Come detto la Francia produce da tempo il 73% della sua elettricità dal nucleare, il resto è quasi interamente idroelettrico, solare ed eolico. In pratica il paese brucia quantità trascurabili di gas e fossili per fare luce, attorno al 2%¹. L’Italia invece produce ancora oltre il 45% della sua elettricità dal gas naturale² e lo paga ogni volta che il prezzo del metano sale sui mercati internazionali.

Eppure, guardando i prezzi all’ingrosso dell’elettricità degli ultimi dieci anni la differenza tra i due paesi è sorprendentemente più piccola di quanto si possa immaginare. La media del PUN italiano tra il 2015 e il 2024 si aggira intorno ai 96 €/MWh³. Quella francese circa 77 €/MWh⁴. Una differenza non molto alta a fronte di un mix energetico completamente diverso. E nel 2022, il peggior anno della crisi energetica, la Francia ha pagato 276 €/MWh all’ingrosso contro i 303 italiani⁵: quasi lo stesso, nonostante il nucleare. E l’inflazione dei prezzi in generale è arrivata. Come in Italia, forse anche leggermente peggio.

Come è successo?

Il motivo risiede nel meccanismo che regola il mercato elettrico europeo, e ha un nome tecnico preciso: prezzo marginale.

Il prezzo dell’elettricità ogni ora viene fissato dall’ultimo produttore necessario a soddisfare la domanda. Quell’ultimo produttore, in quasi tutta Europa, è quasi sempre una centrale a gas. Quindi il prezzo spot riflette il costo del gas, non il costo del nucleare. La centrale nucleare francese produce a ~60 €/MWh⁶ ma vende allo stesso prezzo di mercato di una centrale a gas italiana.

La bolletta finale francese è più bassa (0,194 €/kWh contro circa 0,30 €/kWh italiani per la sola parte variabile⁷) non per magia ma perché per anni lo Stato ha imposto una precisa - e letale - direttiva politica chiamata ARENH (Accesso Regolato all’Energia Nucleare Storica)⁸. Tramite questo meccanismo, il governo ha obbligato EDF a vendere fino a un terzo della sua produzione nucleare ai propri concorrenti (i fornitori del mercato libero) a un prezzo fisso stracciato di 42 €/MWh, anche quando l’energia ne costava molte volte tanto. La politica si vantava di proteggere i consumatori, ma lo faceva costringendo la propria azienda di Stato a cannibalizzarsi, vendendo sottocosto ai privati che poi ci speculavano e facevano i miliardi.

E ne hanno fatti tanti, critiche in questo senso non mancano [vedi sempre nota 8], anche in Francia dove il nucleare è un dogma. 

Se EDF fosse stata gestita come una società puramente di mercato i francesi avrebbero pagato in bolletta quanto noi.

Il disastro finanziario

Questo ci porta alla storia finanziaria dietro EDF che risponde alla vera domanda: il nucleare è davvero così conveniente per una nazione, per i suoi conti?

Vediamo cosa succede in Francia.

La capitalizzazione di mercato di EDF è crollata da 150 miliardi di euro nel 2007 a meno di 40 miliardi nel 2022⁹. In quindici anni una delle più grandi aziende energetiche europee ha perso oltre l’80% del suo valore. Non per un crollo improvviso ma per una lenta emorragia con l’obbligo di vendere sottocosto, più i ritardi enormi nella costruzione dei nuovi reattori, più i costi di manutenzione esplosi.

Il caso simbolo è il reattore EPR di Flamanville, quello di nuova generazione che doveva dimostrare al mondo la superiorità del nucleare francese. Il progetto era stato approvato a un costo di 3,3 miliardi di euro. Il costo finale, valutato dalla Corte dei Conti francese, è di 23,7 miliardi inclusi i costi finanziari con 17 anni di costruzione invece dei 4 previsti [10]. Sette volte il preventivo. Diciassette anni di cantiere. E il costo stimato dell’elettricità prodotta da questo reattore è tra 122 e 174 €/MWh¹⁰, cioè il doppio o il triplo del prezzo di mercato attuale.

Nel 2022 è arrivato il momento della resa dei conti. EDF ha registrato una perdita netta record di 18 miliardi di euro e l’indebitamento netto è salito a 64,5 miliardi¹¹. Lo Stato francese non aveva scelta: ha dovuto lanciare un’acquisizione per la quota del 16% di EDF che ancora non possedeva, accumulando circa 10 miliardi di euro per assumere il pieno controllo della società e delistarla dalla borsa¹². Nazionalizzazione pura, fosse stata fatta in Italia avremmo avuto tre quarti del parlamento a fare campagna elettorale per guadagnare il tre percento di voti.

Oggi il debito netto si aggira ancora intorno ai 50 miliardi¹³ e sullo sfondo ci sono oltre 50 miliardi di euro necessari entro il 2030 solo per prolungare la vita delle centrali esistenti, più altri 50-60 miliardi per i sei nuovi reattori EPR2 annunciati da Macron¹⁴.

Il conto finale è questo: siamo nell’ordine dei 150 miliardi di esposizione pubblica totale per 67 milioni di francesi. Circa 2.200 euro per ogni abitante, neonati compresi, solo per tenere acceso e rinnovare il parco nucleare nei prossimi vent’anni. Un debito enorme in un paese che supera già il 112% di debito/PIL [15].

(Va detto che la situazione operativa di EDF è migliorata significativamente dal 2022: la produzione nucleare è tornata ai livelli pre-crisi dopo la risoluzione dei problemi di corrosione e manutenzione che hanno fatto chiudere per mesi molti reattori e il gruppo ha chiuso il 2024 con un utile netto di 11,4 miliardi di euro. Il debito netto rimane però sostanzialmente invariato a circa 54 miliardi, e le sfide strutturali — 50 miliardi per il prolungamento del parco esistente, 50-60 per i nuovi EPR2 — restano intatte).

Vale la pena spiegare perché il 2022 sia stato così devastante - e la ragione non è solo il gas russo. Nel dicembre 2021 EDF scoprì per la prima volta microfissure nelle tubazioni in acciaio inossidabile del circuito di sicurezza del reattore 1 di Civaux. Il fenomeno, definito dall’Istituto francese di ricerca sulla sicurezza nucleare come “pernicioso, rilevabile solo dopo un periodo di incubazione che può durare decenni”, si estese rapidamente a buona parte del parco. Al culmine della crisi, nell’estate 2022, 32 dei 56 reattori francesi erano contemporaneamente fermi per manutenzione o per il problema della corrosione. I reattori EDF accumularono 8.515 giorni totali di fermo nel 2022, il 46,5% in più rispetto al 2021, in quella che il World Nuclear Industry Status Report definì “un’annata disastrosa”. La produzione nucleare, normalmente superiore ai 400 TWh annui, crollò a 280-300 TWh.

Il problema ha una radice strutturale: il parco nucleare francese è stato costruito quasi interamente tra gli anni Settanta e Novanta. Decenni di esercizio significano revisioni decennali obbligatorie, sostituzione di componenti, invecchiamento del materiale. EDF aveva già un calendario di manutenzione straordinariamente denso prima ancora che emergesse la corrosione, con numerosi reattori in scadenza dei controlli ventennali e trentennali simultaneamente. La corrosione è arrivata sopra a tutto questo. Ed è significativo notare che nel giugno 2025 nuove indicazioni di corrosione sono state rilevate proprio al reattore 2 di Civaux, nelle stesse zone già riparate nel 2022, con la causa del fenomeno ancora considerata “parzialmente inspiegata” dagli esperti.

Questo è il lato del nucleare che non si racconta quando si parla di indipendenza energetica: un parco invecchiato richiede manutenzione continua e costosa, e basta un problema tecnico sistemico per trasformare la fonte di indipendenza in un fattore di vulnerabilità acuta, proprio nel momento in cui il sistema ne ha più bisogno.

La crisi del 2022 ha rivelato anche qualcosa che il dibattito pubblico non racconta quasi mai: il modello nucleare francese funziona perché la Francia è al centro della rete elettrica europea, circondata da paesi con cui può scambiare energia in entrambe le direzioni. Per la prima volta dalla messa in servizio del parco nucleare, nel 2022 la Francia è diventata importatrice netta di elettricità, con un saldo negativo di circa 16,7 TWh e un costo in importazioni di 7,3 miliardi di euro. Gli scambi furono quasi interamente orientati nel senso delle importazioni dalla Germania e dal Belgio. La Germania all’epoca produceva elettricità prevalentemente con carbone e gas: la Francia - il paese simbolo del nucleare - comprava elettricità sporca per non lasciare al buio i propri cittadini.

Ma la dipendenza dai vicini non riguarda solo le crisi. Riguarda il funzionamento ordinario di un sistema nucleare. Il nucleare ha un difetto strutturale: non si spegne facilmente. Un reattore funziona a regime quasi costante, giorno e notte, feriale o festivo, indipendentemente da quanta elettricità si stia consumando. EDF ha dovuto trovare soluzioni alla sovrapproduzione nucleare notturna: istituire tariffe notturne più basse per spostare i consumi, vendere il surplus notturno ai paesi vicini a prezzi molto convenienti per loro e stoccare l’energia in eccesso nelle stazioni di pompaggio idroelettrico per restituirla durante il giorno.

I paesi confinanti fungono di fatto da batteria di accumulo virtuale per il nucleare francese: assorbono il surplus quando la Francia produce troppo, cedono energia quando ne produce troppo poco. La stessa presidente della CRE ha ammesso esplicitamente che senza le interconnessioni con Spagna, Belgio, Germania, Regno Unito e Italia, durante l’inverno 2022-2023 la Francia avrebbe dovuto ricorrere ai blackout programmati

Nel 2023, tornata a piena produzione, la Francia ha esportato circa 21 TWh verso l’Italia, 16 verso la Svizzera e 13 verso il Regno Unito, diventando nuovamente il primo esportatore di elettricità d’Europa. L’Italia è strutturalmente uno dei principali clienti del surplus nucleare francese - importa l’energia che la Francia non riesce a consumare nelle ore di bassa domanda.

Questo meccanismo funziona perché la Francia confina con sei paesi e ha un sistema di interconnessioni tra i più sviluppati d’Europa. L’Italia è invece una penisola elettrica: confina con Francia, Svizzera, Austria e Slovenia, ma le Alpi limitano fisicamente la capacità di trasporto e verso sud non c’è nessun vicino con cui scambiare volumi significativi. Se l’Italia costruisse un parco nucleare, dovrebbe gestire da sola i surplus notturni e festivi senza poter scaricarli facilmente su una rete di vicini disponibili ad assorbirli. Già oggi la Francia fatica a collocare i propri eccessi, con episodi di prezzi negativi in aumento nel 2025, perché anche i paesi vicini producono sempre più rinnovabili e non hanno sempre bisogno di importare. Per l’Italia, in fondo alla rete, il problema sarebbe strutturalmente peggiore. E, in ogni caso, probabilmente l’Italia non avrà mai  questo “bonus” di cui gode la Francia per posizione e momentum.

Infine, vanno fatte alcune considerazioni sulla tecnologia su cui si basa gran parte della narrazione nucleare italiana: i Small Modular Reactor, gli SMR. Al momento nel mondo occidentale non ne esiste nemmeno uno in funzione. Gli unici due SMR operativi commercialmente si trovano in Russia e in Cina. Nel luglio 2025 l’Agenzia per l’Energia Nucleare dell’OCSE ha censito 127 design di SMR nel mondo, di cui 74 con informazioni pubblicamente disponibili: la maggior parte è carta¹⁵.

Il progetto più avanzato in un paese del G7 è quello canadese di Darlington, dove Ontario Power Generation ha avviato i lavori civili per quattro reattori BWRX-300 di GE Vernova Hitachi. Il costo totale stimato a maggio 2025 è di 20,9 miliardi di dollari canadesi, circa 13,3 miliardi di euro, per 1.200 MW di capacità. Il solo primo reattore costerà 7,7 miliardi di dollari canadesi (6,1 miliardi per l’unità e 1,6 miliardi per le infrastrutture comuni del sito)¹⁶. Il costo stimato dell’elettricità prodotta, calcolato dall’operatore indipendente del sistema elettrico dell’Ontario, è di circa 92 €/MWh¹⁷ — già il doppio del solare utility-scale (35-72 €/MWh secondo Lazard 2025) e più del doppio dell’eolico terrestre (34-40 €/MWh)¹⁸. Questa è la cifra ottimistica: presuppone l’erogazione completa dei crediti fiscali federali, usa prezzi in dollari canadesi del 2024, ed è una proiezione su un cantiere appena iniziato, non un costo consuntivo. Per confronto, il costo del parco nucleare francese esistente — già costruito e quasi interamente ammortizzato in cinquant’anni — è stimato dalla CRE in 60 €/MWh [vedi nota 6]. Il nuovo SMR canadese, nella sua stima più favorevole e con i sussidi, costerebbe già il 50% in più del vecchio nucleare francese a regime.

La parte più rivelatrice è il confronto con le promesse originali. GE Hitachi aveva progettato questo stesso reattore dichiarando un obiettivo di 700 milioni di dollari per unità¹⁹, abbastanza basso da competere con il gas naturale. Il primo reattore di Darlington costa già circa sei volte quella cifra, e il cantiere è appena iniziato. L’IEA ha calcolato che per una diffusione su larga scala gli SMR dovrebbero raggiungere 4,5 milioni di dollari per megawatt entro il 2040²⁰: Darlington è oggi a circa tre volte quel target. La consegna era prevista per il 2028 ed è già slittata al 2030.

Nessun altro progetto occidentale ha ancora preso una decisione finale di investimento. TerraPower negli Stati Uniti ha avviato i soli lavori civili non nucleari in Wyoming, mentre il permesso nucleare è ancora in attesa. Nel Regno Unito, Rolls-Royce SMR ha ottenuto la prima approvazione regolatoria di principio a marzo 2026 con target metà anni 2030²¹. Tralascio il fallimento completo della operazione Nuscale in USA bloccato per i costi triplicati.

L’Italia dunque non sogna di costruire qualcosa che altri hanno già dimostrato di saper fare: sogna di costruire qualcosa che nel mondo occidentale non è mai stato costruito, basandosi su promesse di costo che il primo cantiere reale ha già smentito prima ancora di completare le fondazioni.

E in Italia come funzionerebbe?

In Italia il mercato dell’energia non è governato da un monolite come EDF. Non esiste una struttura che possa accentrare un programma nucleare nazionale, né la competenza tecnica per gestirlo da zero, né i siti autorizzati. Per raggiungere 8 Gigawatt di capacità con 15-20 SMR (Small Modular Reactor - la tecnologia che sulla carta dovrebbe ridurre tempi e costi grazie alla modularità, ma che ad oggi non dispone ancora di una filiera commerciale occidentale matura né di esempi costruiti su larga scala competitivi nei costi), il conto potrebbe arrivare a 80-100 miliardi di euro solo per la costruzione²².

E se questa scommessa sugli SMR dovesse fallire — perché, al momento, gran parte delle promesse economiche restano ancora teoriche e i pochi progetti reali avviati hanno mostrato costi molto superiori alle aspettative — l’unica alternativa sarebbe ripiegare sui grandi reattori tradizionali. A quel punto, basandosi sui costi reali degli ultimi cantieri europei, la cifra per l’Italia schizzerebbe oltre i 120 miliardi di euro. Il tutto per coprire appena l’11% del nostro fabbisogno elettrico lordo.

Chi pagherebbe? Lo strumento di cui si discute è il Contract for Difference, che stabilisce un prezzo base garantito dall’intervento pubblico. Traduzione: si privatizzano gli utili e si socializzano le perdite. Se il mercato non paga abbastanza o i costi di cantiere esplodono, lo Stato copre la differenza. Con un debito pubblico al 134% del PIL²³, assorbire decine di miliardi per un programma nucleare significherebbe caricare sulle spalle dei cittadini l’acquisto di derivati finanziari ad altissimo rischio, in un azzardo che in Francia ha già quasi distrutto un colosso nazionale.

Vale la pena ricordare che l’Italia aveva già fatto questa scommessa in piccolo: nel 2009 il memorandum Berlusconi-Sarkozy prevedeva la costruzione di 4 reattori EPR nel nostro paese, che sarebbero dovuti diventare operativi tra il 2020 e il 2023. Enel aveva persino acquisito una partecipazione del 12,5% in Flamanville, proprio quel reattore che poi è costato 23 miliardi invece di tre²⁴. Il referendum del 2011 ha interrotto tutto. In retrospettiva, guardando i numeri e i bilanci francesi, è difficile non vederla come una gigantesca fortuna scampata per le nostre casse pubbliche.

Aggiungo un’ultima cosa che smonta un altro mito: la Commissione di Regolazione dell’Energia francese (CRE) ha stimato che il costo completo del parco nucleare esistente (quello vecchio e già ammortizzato) è di 60,3 €/MWh. Nel 2024 il prezzo spot francese era 58 €/MWh. Il nucleare esistente è a malapena a pareggio con il mercato nei periodi normali. La rendita esiste solo quando il gas è eccezionalmente caro ma per il resto del tempo non produce abbastanza per ripagare l’abisso dei 150 miliardi di investimenti futuri.

Il miraggio dell’indipendenza…

C’è poi il tassello dell’indipendenza energetica. La narrazione pubblica ci vende il nucleare come lo scudo definitivo contro i ricatti del gas e l’instabilità geopolitica. Ma basta guardare qualche dato per capire come stanno le cose. L’Unione Europea importa il 97% del suo fabbisogno di uranio. E da dove arriva? Nel 2023, il 25% è arrivato dal Niger (fresco di colpo di stato e scivolato in orbita russa), il 26% dal Kazakistan e oltre il 20% direttamente dalla Russia²⁵.

E non è solo una questione di miniere: la russa Rosatom deteneva quote significative nei principali depositi kazaki, ma le ha cedute nel corso del 2024 — non all’Occidente, bensì a società cinesi di Stato come China General Nuclear Power Corporation. Il Kazakhstan sta tentando di riappropriarsi del controllo con una proposta di legge che imporrebbe a Kazatomprom una quota del 90% al rinnovo di ogni contratto minerario. Ma il nodo strategico vero rimane altrove: la Russia da sola controlla circa il 44% della capacità globale di arricchimento dell’uranio²⁶, il processo tecnico senza il quale il minerale è solo un sasso inerte. Stiamo letteralmente proponendo di curare la dipendenza dal metano di potenze estere e governi autocratici consegnando le chiavi dei nostri reattori alle stesse identiche potenze — con la differenza che, nel frattempo, la Cina ha preso il posto della Russia nelle miniere.

E per quanto tempo potremmo farlo? Le stime attuali sulle riserve terrestri note ed economicamente estraibili ci danno circa 90 anni di autonomia agli attuali ritmi di consumo. Se davvero il mondo triplicasse la capacità nucleare, come promettono i politici alle conferenze sul clima, le esauriremmo molto prima, parliamo di 30 o 40 anni²⁷.

A questo punto del dibattito c’è sempre chi cala l’asso nella manica dell’estrazione dell’uranio dall’acqua di mare.

È vero, gli oceani ne contengono 4,5 miliardi di tonnellate. Quello che omettono di dire è la concentrazione: 3 parti per miliardo²⁸. Significa che per ricavare un singolo chilo di uranio bisogna filtrare e processare oltre 300 milioni di litri di acqua marina, installando immensi campi di polimeri assorbenti esposti al biofouling (il rapido degrado biologico), con un impatto devastante e ancora non quantificabile sugli ecosistemi costieri. Ad oggi nessuno lo fa su scala commerciale perché costa fino a dieci volte l’estrazione mineraria convenzionale²⁹. Un’altra magia tecnologica che esiste solo sulla carta per giustificare una spesa pubblica infinita.

Inoltre, come se non bastasse, il prezzo dell’uranio è uno dei più volatili. Il prezzo spot è storicamente instabile e negli ultimi anni ha mostrato una volatilità spaventosa, passando dai circa 25 dollari per libbra del 2020 al picco record di oltre 100 dollari all’inizio del 2024, con un aumento del 300% guidato da speculazioni finanziarie e timori di carenze strutturali³⁰.

La grande ipocrisia delle emissioni

Veniamo alla CO₂, perché anche qui i numeri smascherano una retorica pubblica tanto subdola quanto parziale.

L'Italia emette circa 6,9 tonnellate di CO₂ pro capite all'anno; la Francia si attesta sulle 6 tonnellate [24]. La differenza esiste, certo, ma non è l'abisso che ci si aspetterebbe da un paese che vanta il 73% di nucleare e che, sommando le fonti rinnovabili, dichiara il 95% di energia "pulita" nella propria rete elettrica. Il motivo di questo paradosso è puramente matematico ed è quasi scientificamente espunto dal dibattito politico: secondo la media dei dati a disposizione, la produzione globale di elettricità e calore incide per il 34% delle emissioni complessive di gas serra (qui alcune fonti differiscono di qualche punto percentuale). Significa che se anche azzerassimo del tutto le emissioni di ogni singola presa elettrica del pianeta, il 66% del problema rimarrebbe esattamente lì dov'è, intatto. In quella cospicua percentuale si concentrano i trasporti (pesanti e non), la produzione di cemento e acciaio, l'industria chimica e l'agricoltura.

Se da un lato la generazione di elettricità e calore rappresenta la singola fonte più emissiva a livello globale (pesando per una quota compresa tra il 31% e il 34% delle emissioni complessive di gas serra, e fino al 40% della sola CO₂ da combustione fossile secondo i dati IEA/WNA)³¹, focalizzare gli sforzi economici e tecnologici esclusivamente sulla produzione primaria di elettricità rischia di creare un angolo cieco rispetto alla complessità del problema energetico. Anche nell'ipotesi di decarbonizzare interamente la rete elettrica, rimarrebbe infatti escluso circa il ben oltre il 60% delle emissioni globali totali.

In Italia, come evidenziato dal premio Nobel Giorgio Parisi sulla base dei dati ufficiali del Bilancio Energetico Nazionale, l'energia elettrica copre solo il 22% dei consumi finali. Il restante 78% del fabbisogno complessivo (composto da trasporti stradali, riscaldamento termico civile e processi industriali diretti) è alimentato direttamente da combustibili fossili. Poiché una centrale nucleare produce esclusivamente corrente elettrica, pretendere di risolvere la decarbonizzazione agendo solo sulla fonte di generazione a monte, senza aver prima completato la complessa ed estremamente costosa elettrificazione dei consumi a valle, rappresenta un'incongruenza logica ed economica, ha spiegato Parisi.

Il limite strutturale di questa impostazione è dimostrato empiricamente dal caso della Francia. Pur disponendo di un mix elettrico quasi interamente decarbonizzato, il paese scontra forti difficoltà nel ridurre le proprie emissioni complessive proprio a causa della mancata elettrificazione dei trasporti e del riscaldamento e uno dei comparti agricoli più inquinanti del continente. A ciò si aggiungono le vulnerabilità fisiche di questa tecnologia di fronte al cambiamento climatico: le ricorrenti ondate di calore estive costringono regolarmente a fermare o ridurre la potenza dei reattori per non superare i limiti termici di sicurezza dei fiumi utilizzati per il raffreddamento come visto in questi ultimi giorni e come è già successo in più occasioni. Nonostante si tratti di una perdita di potenza, calcolabile a non più del 3-5% nel periodo estivo si tratta comunque di un vincolo operativo rigido che, in scenari di progressiva siccità (caratteristici del territorio italiano), solleva forti dubbi sulla stabilità di un sistema energetico centralizzato e idroesigente.

Mentre l'attenzione pubblica rimane polarizzata sul settore elettrico, comparti strutturali e non elettrificabili nel breve termine continuano a registrare trend emissivi stabili o in crescita. È il caso del settore agricolo e alimentare, che incide per circa il 15% delle emissioni globali (e circa il 12% nell'Unione Europea, secondo i dati dell'Agenzia Europea dell'Ambiente). Una transizione ecologica efficace non può quindi limitarsi a una monocultura tecnologica sulla produzione elettrica, ma impone un intervento sistemico su tutti i fattori emissivi reali.

Intendiamoci: se si guardano i dati storici, le emissioni complessive di Parigi sono effettivamente diminuite negli ultimi vent'anni, passando da oltre 550 a circa 373 milioni di tonnellate di CO₂ equivalente. Ma questo calo vistoso non è il miracolo recente di un mix elettrico che in realtà è rimasto identico, ancorato da decenni alla spina dorsale della rete nucleare francese. È dipeso invece da rinnovamenti strutturali e conversioni termiche avvenuti a valle della rete: il progressivo abbandono del gasolio nel riscaldamento domestico, l'efficientamento di alcuni impianti industriali e, in misura non trascurabile, la pura e semplice delocalizzazione della manifattura pesante al di fuori dei confini nazionali.

Di tutto ciò che compone questo blocco estraneo alla rete elettrica, l'allevamento intensivo rappresenta il caso in assoluto più clamoroso, macroscopico e sistematicamente ignorato. Secondo i dati ufficiali della FAO, la filiera zootecnica globale è responsabile del 14,5% di tutte le emissioni antropiche di gas serra, traducibili in circa 7,1-8,1 miliardi di tonnellate di CO₂ equivalente all'anno^32 33. Mentre a livello globale le emissioni da allevamento continuano a impennarsi a causa della crescita demografica e della prima di carne dei mercati emergenti³⁴, in Europa e in Francia assistiamo a un immobilismo politico e strutturale cronico. I dati ufficiali dell'Agenzia Europea dell'Ambiente (EEA) scattano una fotografia impietosa di questo divario: dal 2005 a oggi, mentre le emissioni del settore energetico e industriale dell'Unione Europea sono crollate di oltre il 30%, quelle del settore agricolo sono rimaste sostanzialmente inchiodate al suolo, registrando una contrazione microscopica inferiore al 5%³⁵. Il timido calo assoluto osservato in Francia e in Italia nell'ultimo ventennio (attorno al 10%) è un puro effetto collaterale della riduzione fisiologica del numero di capi e di aziende, non il risultato di una reale riconversione ecologica del comparto³⁶.

I numeri reali di questo impatto del resto parlano da soli. L'allevamento animale produce il 57% delle emissioni globali legate all'intera filiera del cibo³⁷. La produzione di alimenti vegetali ne genera il 29%, e la maggior parte di questi ultimi è comunque costituita da mangimi coltivati per il bestiame. Il settore zootecnico da solo emette il 65% del protossido d'azoto globale e circa il 40-44% di tutto il metano prodotto dall'essere umano³⁸ – un gas con un potenziale climalterante ben 25 volte più potente della CO₂ nel breve periodo³⁹. In Italia, quasi 20 milioni di tonnellate di CO₂ equivalente all'anno provengono esclusivamente dagli allevamenti⁴⁰. In Francia la situazione è persino peggiore: il comparto agricolo transalpino è il più grande dell'Unione Europea per superficie e capi bovini, e genera circa 94 milioni di tonnellate di CO₂ equivalente annui, pari a circa il 20% delle emissioni totali dello Stato⁴¹.

Questo immobilismo genera un paradosso matematico perverso: man mano che l'edilizia e i processi industriali riducono la propria quota di emissioni, i settori legati alla zootecnia rimangono immobili e il loro peso percentuale sul bilancio finale cresce. La carne e l'agricoltura intensiva si stanno trasformando nel vicolo cieco insormontabile della decarbonizzazione europea. Eppure, quando si discute pubblicamente di transizione, su tutto questo cala un silenzio tombale. Si preferisce litigare ferocemente sui costi del nucleare di nuova generazione, sui decibel dell'eolico o sulle colonnine di ricarica per le auto elettriche. Stiamo chiamando "transizione energetica" una costosissima risposta ingegneristica che affronta una parte del problema. È un silenzio politicamente ed economicamente comodissimo. Troppi interessi industriali in gioco, un elettorato troppo radicato nelle proprie identità culturali e una verità decisamente troppo scomoda da pronunciare. Se la tecnologia sulla rete serve solo a nascondere l'immobilità dei nostri stili di vita materiali, stiamo davvero cambiando tutto per non cambiare assolutamente nulla?

L’unico vero problema: il bisogno di crescere, sempre e comunque

Il punto è che l’intera discussione pubblica sul nucleare, sulle rinnovabili e sul prezzo in bolletta ruota attorno a un dogma intoccabile: dobbiamo produrre sempre più energia (lascio da parte il discorso sui datacenter e sull’AI), in modo miracolosamente pulito ed economico. Nessuno, nei palazzi della politica o nei consigli di amministrazione, mette in discussione la domanda. Eppure, ridurre i consumi è l’unica leva aritmetica in grado di abbassare contemporaneamente le bollette, le emissioni, la dipendenza geopolitica e il rischio di dover costruire centrali dai costi fuori controllo.

La Francia ha scelto l’atomo anni fa, facendo bene o male è materia di discussione, probabilmente alla fine ha anche fatto bene ma l’ha gestito come abbiamo visto con la forza bruta di uno Stato alle spalle enorme, ed oggi nasconde sotto il tappeto 150 miliardi di esposizione futura, tenendo in piedi un’azienda sotto enorme stress finanziario e nazionalizzata pur di mascherare i costi reali dell’energia.

L’Italia, che conosciamo bene, brucia gas, paga di più e sogna di replicare un modello complesso in un periodo storico differente senza averne né i soldi né le competenze. E nel frattempo entrambi i paesi continuano a sussidiare industrie nocive (oltre agli allevamenti potremmo citare anche la detassazione del kerosene per il comparto aereo) che emette più gas serra di quanto qualsiasi reattore potrà mai compensare.

Quindi, l'Italia?

In definitiva, l’Italia fa bene a provarci?

Forse, se avessimo cinquant’anni di tempo e trecento miliardi di euro che avanzano in cassa. Ma siccome non è così, la risposta della politica a ogni futuro fallimento o ritardo sarà sempre la solita scusa italiana: “Eh, non funziona perché non l’abbiamo fatto prima.” Peccato che la prova di un paese che l’ha fatto prima l’abbiamo proprio lì, appena oltre i nostri confini, e sta nazionalizzando i debiti pur di non impegnarsi nelle vere cause del problema globale.

Nucleare “sostenibile”: il piano del governo e i limiti delle nuove tecnologie

C’è un ultimo elemento che vale la pena nominare, perché riguarda il modo in cui questa conversazione viene condotta in Italia. Il dibattito pubblico sul nucleare si è cristallizzato in due trincee che si ignorano a vicenda. Da una parte chi evoca Chernobyl e Fukushima come argomenti conclusivi, come se la tecnologia del 2025 fosse identica a quella del 1986 o come se il rischio zero esistesse in qualsiasi sistema energetico. Dall’altra chi risponde con il mito della bolletta a zero, dell’indipendenza totale, della soluzione pulita e definitiva - ignorando i bilanci di EDF, i costi di Flamanville, i tempi biblici dei cantieri e la dipendenza dall’uranio russo e kazako.

Quando il “sì” al nucleare diventa un “no” alla scienza

Entrambe le posizioni hanno un problema comune: trattano una questione tecnica, finanziaria e geopolitica di enorme complessità come se fosse una questione identitaria. Pro o contro, con noi o contro di noi. Il risultato è che il dibattito reale, quello sui costi reali, sui tempi reali, sulle alternative reali, sul posto dell’Italia in una rete elettrica europea già funzionante, non avviene quasi mai.

Questo articolo non ha cercato di rispondere alla domanda “siete per o contro il nucleare”. Ha cercato di rispondere a una domanda diversa e più utile: cosa dicono i dati disponibili sul nucleare come scelta concreta, per questo paese, in questo momento storico, con queste risorse e questi vincoli? La risposta non è ideologica. È semplicemente complicata. E le cose complicate meritano di essere trattate con la complessità che hanno, non con lo slogan che fa più like.

 

1. Mix energetico Francia 2024, quota nucleare 73% e gas ~2%: RTE (Réseau de Transport d’Électricité), Bilan électrique 2024 ↩︎
2. Quota gas nella produzione elettrica italiana: TERNA, Rapporto mensile sul Sistema Elettrico, dati 2024; GSE (Gestore Servizi Energetici), Rapporto Statistico Energia da Fonti Rinnovabili 2023 ↩︎
3. PUN medio annuale 2015-2024: GME (Gestore Mercati Energetici), statistiche storiche — nota: i valori 2020 (~38 €/MWh) e 2021 (~125 €/MWh) sono stime ragionate su dati mensili GME; gli altri anni sono medie annuali ufficiali ↩︎
4. Prezzi spot Francia (EPEX Spot) medi annuali 2015-2024 e 2025: RTE, Bilan électrique annuale; per 2024 (58 €/MWh) e 2025 (61 €/MWh) cfr. RTE, Bilan électrique 2025 ↩︎
5. Prezzi all’ingrosso 2022: Francia 276 €/MWh, Italia 303 €/MWh: RTE, Bilan électrique 2022; GME, statistiche 2022 ↩︎
6. Costo completo del parco nucleare esistente francese (60,3 €/MWh per il periodo 2026-2028): CRE (Commission de Régulation de l’Énergie), Évaluation du coût de production de l’électricité nucléaire, settembre 2025 ↩︎
7. Tariffa EDF Tarif Bleu (opzione Base) 0,1940 €/kWh in vigore dal 1° agosto 2025: EDF, tariffe ufficiali; prezzo medio mercato libero Italia ~0,30 €/kWh: ARERA, delibere Q1 2026; Eurostat, Electricity prices for household consumers, H1 2025 ↩︎
8. Meccanismo ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique): CRE, documentazione ufficiale — il meccanismo è scaduto il 31 dicembre 2025; il danno finanziario accumulato resta strutturale nei bilanci EDF. Per la delibera sanzionatoria ufficiale della CRE sugli abusi dei privati. Per l'analisi della speculazione vista dai consumatori ↩︎
9. Crollo capitalizzazione EDF da 150 a meno di 40 miliardi: Euractiv Italia, EDF, la nazionalizzazione era inevitabile, luglio 2022 ↩︎
10. Reattore EPR Flamanville: costo preventivato 3,3 miliardi, costo finale 23,7 miliardi inclusi costi finanziari, 17 anni di costruzione, costo elettricità prodotta 122-174 €/MWh: Cour des Comptes française, Le coût de production de l’électricité nucléaire, janvier 2024 ↩︎
11. Perdita netta EDF 2022 e indebitamento: EDF, Résultats annuels 2022, febbraio 2023; Bloomberg, EDF Reports Record Loss, 17 febbraio 2023 — nota: la perdita di 18 miliardi è quella contabile totale inclusiva di svalutazioni e oneri straordinari (inclusi 8 miliardi versati allo Stato per lo scudo tariffario); la perdita adjusted escludendo elementi non ricorrenti era 12,7 miliardi ↩︎
12. Nazionalizzazione EDF, costo ~10 miliardi per il 16% restante: Reuters, luglio-settembre 2022; EDF, delisting dalla Borsa di Parigi, 8 giugno 2023 ↩︎
13. Debito netto EDF a metà 2025 (~50 miliardi): EDF, Résultats semestriels H1 2025, Reuters, luglio 2025 ↩︎
14. 50+ miliardi per prolungamento centrali esistenti entro 2030; 50-60 miliardi per 6 nuovi reattori EPR2: Euractiv Italia, EDF, la nazionalizzazione era inevitabile, luglio 2022; EDF comunicati ufficiali 2022-2024 ↩︎
15. SMR operativi: solo Russia (Akademik Lomonosov, KLT-40S, in esercizio commerciale dal 2020) e Cina (HTR-PM, allacciato alla rete nel 2021); censimento NEA/OCSE di 127 design di cui 74 con informazioni pubbliche: Wikipedia EN, Small modular reactor; NEA/OCSE, SMR Dashboard, luglio 2025 ↩︎
16. Darlington BWRX-300: costo totale 20,9 miliardi CAD (circa 13,3 miliardi EUR al cambio giugno 2026), primo reattore 7,7 miliardi CAD (6,1 miliardi unità + 1,6 miliardi infrastrutture comuni), consegna slittata dal 2028 al 2030: OPG (Ontario Power Generation), comunicato ufficiale maggio 2025; World Nuclear News, What is the budget for Canada’s first SMR project?, maggio 2025 ↩︎
17. Costo stimato elettricità prodotta dal primo SMR canadese: 14,9 centesimi di dollaro canadese per kWh = ~92 €/MWh al cambio giugno 2026 (1 CAD = 0,621 EUR); cifra calcolata con crediti fiscali federali inclusi, in dollari canadesi 2024: IESO (Independent Electricity System Operator of Ontario), Ontario’s Long-Term Energy Plan, 2025; riportato da World Nuclear News, maggio 2025 ↩︎
18. Costi livellati (LCOE) solare utility-scale e eolico terrestre: Lazard, Levelized Cost of Energy+ (LCOE+), versione 18.0, giugno 2025 — i valori in dollari USD sono stati convertiti in euro al cambio corrente (1 USD ≈ 0,92 EUR) ↩︎
19. Obiettivo di costo originale GE Hitachi per il BWRX-300: $700 milioni per reattore; confronto con NuScale cancellato (costi triplicati): World Nuclear News; Wikipedia EN, NuScale Power ↩︎
20. Target IEA di 4,5 milioni di dollari per megawatt entro il 2040 per la diffusione su larga scala degli SMR: IEA (International Energy Agency), The Path to a New Era for Nuclear Energy, 2024 ↩︎
21. TerraPower Natrium (Wyoming): lavori civili non nucleari avviati, permesso di costruzione nucleare NRC in attesa, decisione attesa 2026: Wikipedia EN, Natrium (nuclear reactor); Rolls-Royce SMR: approvazione regolatoria di principio (Regulatory Justification) rilasciata dal governo britannico a marzo 2026, target operatività metà anni 2030: World Nuclear News, marzo 2026 ↩︎
22. Piano nucleare italiano con SMR: costo 80-100 miliardi per 8 GW / 15-20 SMR, copertura 11% fabbisogno elettrico lordo: Banca d’Italia, L’atomo fuggente, 2024; MASE (Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica), roadmap nucleare italiana, 2024; elaborazione MilanoFinanza su dati MISE, settembre 2025 ↩︎
23. Debito pubblico Francia ~112% PIL; debito pubblico Italia 134% PIL: Eurostat, Government finance statistics, 2024; ISTAT, Conto delle Amministrazioni Pubbliche, 2024 ↩︎
24. Memorandum Berlusconi-Sarkozy 2009, 4 reattori EPR, partecipazione Enel 12,5% in Flamanville: Wikipedia, voce Reattore nucleare europeo ad acqua pressurizzata (con fonti); QualEnergia.it, La tassonomia europea e la questione del ritorno del nucleare in Italia, ottobre 2023 ↩︎
25. UE importa 97% del fabbisogno di uranio; origini 2023 (Niger 25%, Kazakistan 26%, Russia oltre 20%): EURATOM Supply Agency (ESA), Annual Report 2023 ↩︎
26. Russia controlla ~50% capacità globale di arricchimento dell’uranio; ruolo Rosatom in Kazakistan: World Nuclear Association, Uranium Enrichment; IAEA, dati sul ciclo del combustibile nucleare ↩︎
27. Riserve terrestri di uranio: ~90 anni agli attuali ritmi di consumo, 30-40 anni in caso di triplicazione della capacità nucleare globale: IAEA-NEA, Uranium 2022: Resources, Production and Demand (Red Book) ↩︎
28. Uranio negli oceani: 4,5 miliardi di tonnellate a concentrazione di ~3 parti per miliardo: IAEA, documentazione tecnica sul ciclo del combustibile; Kim et al.,Seawater uranium recovery ↩︎
29. Costo estrazione uranio marino fino a 10 volte quello convenzionale; assenza di scala commerciale: Park et al., Economically Competitive Separation of Uranium from Seawater, Energy & Environmental Science, 2016; IAEA, Technical Reports ↩︎
30. Prezzo spot uranio: da ~25 $/lb nel 2020 a oltre 100 $/lb inizio 2024 (+300%): UxC LLC, Uranium Market Outlook; World Nuclear Association, Uranium Markets ↩︎
31. World Resource Institute: World Greenhouse Gas Emissions by Sector 2021 (Sunburst chart); World Resource Institute: World Greenhouse Gas Emissions by Sector 2023 (Sunburst chart) ↩︎
32. Per i dati di scomposizione delle emissioni globali per macro-settore economico: World Resources Institute – Greenhouse Gas Emissions by Sector. Per lo studio scientifico della Columbia University sul peso comparato della zootecnia rispetto alla transizione energetica: Columbia Center on Sustainable Investment – Why Livestock Deserves as Much Attention as Energy ↩︎
33. Pagina istituzionale WRI con i dati per settore, aggiornata ad aprile 2026 ↩︎
34. FAO: World Livestock: Transforming the livestock sector through the Sustainable Development Goals; IPCC: Special Report on Climate Change and Land ↩︎
35. European Environment Agency (EEA): Trends in EU GHG emissions by sector ↩︎
36. Settore agricolo francese: più grande UE per superficie e capi bovini; ~94 MtCO₂eq annui pari a circa il 20% delle emissioni totali francesi: CITEPA (Centre Interprofessionnel Technique d’Études de la Pollution Atmosphérique), Inventaire des émissions de polluants atmosphériques et de gaz à effet de serre en France, 2024 ↩︎
37. Allevamento animale: 57% delle emissioni globali legate al cibo; alimentazione vegetale 29%: Xu X. et al., Global greenhouse gas emissions from animal-based foods are twice those of plant-based foods, Nature Food, 2021 ↩︎
38. Zootecnia: 65% del protossido d’azoto globale, 40-44% del metano antropico: FAO, Tackling Climate Change Through Livestock, 2013; IPCC, Sixth Assessment Report (AR6), 2021; FAIRR Initiative, rapporti 2022-2024 ↩︎
39. Potenziale di riscaldamento globale del metano: 25-28 volte la CO₂ su 100 anni (GWP100): IPCC, AR6, WG1, Chapter 7, 2021 ↩︎
40. Emissioni zootecnia italiana: ~20 MtCO₂eq/anno: ISPRA, Rapporto Inventario Nazionale dei Gas Serra, 2024; ItalyForClimate, L’impronta climatica dell’alimentazione italiana, 2023 ↩︎
41. Settore agricolo francese: più grande UE per superficie e capi bovini; ~94 MtCO₂eq annui pari a circa il 20% delle emissioni totali francesi: CITEPA (Centre Interprofessionnel Technique d’Études de la Pollution Atmosphérique), Inventaire des émissions de polluants atmosphériques et de gaz à effet de serre en France, 2024 ↩︎

Immagine in anteprima: User Clicgauche on fr.wikipedia, CC BY-SA 3.0, via Wikimedia Commons