In Copertina: Centrale nucleare di Guangdong. Foto Wikipedia

 

In questo articolo [1] sono riportati in sintesi dati, analisi [2] ed alcune considerazioni  su una transizione energetica epocale, legata ad una accelerata transizione ecologica per ridurre le emissioni climalteranti, con sostanziali progressi tecnologici e regolatori, nell’ultimo quarto di secolo. Il tutto abbinato ad una sempre più estesa digitalizzazione e ad una espansione di applicazioni dell’intelligenza artificiale nelle fasi di pianificazione, costruzione ed esercizio dei sistemi energetici, con coinvolgimento degli utilizzatori finali e con una necessaria attenzione alla cyber security ed al digital divide. Si commentano le nuove politiche favorevoli al nucleare in Italia.  

Inoltre, si rileva che, in generale, la transizione è diventata anche un grande business per varie tecnologie supportate da associazioni di categoria o culturali che, cercando di ottenere incentivi o legislazioni ad hoc per massimizzare il mercato dei loro prodotti, favoriscono una visione non sistemica e non ottimizzata ai fini di ridurre al minimo i costi - pure ambientali- alla comunità.

 

Il sistema energetico globale

La Tabella 1, ricavata elaborando i dati certificati più recenti relativi al 2024 pubblicati dalla “Statistical review of world energy 2025” dell’Energy Institute [3], dà una panoramica su consumi di energie primarie, produzione di elettricità ed emissioni climalteranti, sia a livello globale e sia in aree geopolitiche/continenti e alcune nazioni di interesse, tra le quali ho inserito l’Italia.

I paesi non OECD, con popolazioni in forte aumento, bisognose di energia per lo sviluppo sociale delle loro popolazioni e con elevati AAG (Average Annual Growth) di consumi energetici ed emissioni rispetto ai paesi OECD, condizioneranno il percorso della transizione. Infatti, le emissioni climalteranti  hanno un effetto globale indipendentemente dalla località di emissione, effetto che sarà ridotto con successo solo con un approccio a livello globale.

TABELLA 1 – 2024: Domanda di energie primarie (15 GTOE globali +1.8% sul 2023), produzione di elettricità (31256 TWh + 4.4 %), emissioni di CO2 equivalenti dai settori energia, gas, processi e flaring (41 Gton+4,5%). Popolazione mondiale al 31/12/2024 di 8, 2 miliardi, il 60% in Asia dove l’India ha superato la Cina - AAG (Average Annual Growth) 2014-2024.

 

Il vettore elettrico, con tasso di crescita ben superiore a quello dei consumi di energie primarie, è in continuo aumento nella sua quota dei consumi finali e pervasivo nei vari settori industria, trasporti, commerciale e domestico. Grandi differenze dei consumi pro capite; bassissimi valori in Africa con una età media della popolazione di diciannove anni, con consumi energetici pro capite undici volte inferiori rispetto alla media dei paesi OECD e con tre paesi (Egitto, Sud Africa ed Algeria) aventi il 14% della popolazione africana ma con il 60% dell’intera elettricità prodotta nel continente.

La Cina, con il 17% della popolazione mondiale, ha oltre il 30% della globale produzione di elettricità e delle emissioni di CO2 e ha una posizione dominante in materiali critici e tecnologie fondamentali per la transizione.

L’Unione Europea, con il 7% delle emissioni mondiali di CO2 (in chiara diminuzione nei prossimi anni con gli ambiziosi e costosi obiettivi per essere il primo continente a emissioni zero nel 2050), porterà un contributo ben marginale alla decarbonizzazione globale evidenziando il dilemma tra obiettivi di decarbonizzazione accelerata e il rimanere competitivi rispetto al resto del mondo.

Nel 2024, a livello globale, le fonti fossili sono ancora dominanti. Le singole risorse primarie hanno le seguenti quote:

- petrolio 33,6%,

- carbone 27,9%

- gas 25,1%

- altre rinnovabili 5,6%

- nucleare 5,2%

- idro 2,7%.

Tra le altre rinnovabili (solare, eolico, geotermia e biomasse) il solare + eolico hanno visto un incremento complessivo nel 2024 del 16% rispetto al 2023.

 

L’elettricità

La produzione di elettricità a livello globale vede, nel 2024, le seguenti quote di risorse primarie utilizzate:

- carbone 33,9% (trainato dalla Cina con quota locale del 48% e con India al 75%),

- gas 24% (con il 43,1% in US, 42,7% in Africa, 40,3% in Italia e 15% in UE),

- altre rinnovabili 17, 5% (con 34% in UE, 28,8% in Italia, 21,7% in OECD e 14,8% non OECD),

- idroelettrico 14,2% (con 48,9% in America Latina, 20,2% in Italia e 17,6% in Africa),

- nucleare 9% (23,2% primaria fonte in UE, 17,8% in US, 16,4% in OECD e 4,7% non OECD)

- petrolio 2,2% (6,6% in Africa e 6% in America Latina a causa di zone isolate con generatori diesel).

L’incremento della produzione globale di elettricità dal 2000 al 2024 è stato lineare sia a livello globale (da circa 6000 TWh a 31100) sia in Cina (da 1400 TWh a 10100). US ed UE hanno visto un incremento lineare della loro produzione di elettricità fino al 2008, anno dal quale è iniziato un aumento praticamente nullo per la forte riduzione della produzione dal carbone e in parte del nucleare, compensata in parte in UE dal forte aumento delle nuove rinnovabili, mentre in US è stata compensata in parte dal forte sviluppo del gas e in parte dallo sviluppo delle rinnovabili.

Sia UE che US prevedono un prossimo notevole sviluppo dell’elettricità per centri di calcolo ed intelligenza artificiale; da verificare quanto saranno realmente le attuali astronomiche richieste di connessione, ad esempio in Italia di 70-80 GW (ma, secondo A2A, in dieci anni si vedranno in funzione meno del 20% delle previsioni, con una quota del 20% circa nella zona di Milano).

Per i prezzi dell’elettricità, occorre distinguere il prezzo all’ingrosso da quello ai clienti finali che vedono aggiungersi i costi addizionali di sistema al prezzo all’ingrosso per consentire una fornitura sicura e di qualità adeguata del kWh all’utente, compensando le caratteristiche di alcune produzioni, specie di quelle aleatorie. Forte differenza a livello globale tra i vari paesi, sia per i prezzi all’ingrosso, sia agli utenti finali: la media dei prezzi in UE è ben superiore a quella in US e Cina. In Italia, figuriamo tra i più alti prezzi in UE [4] e [5].

La Cina, con prezzo politico di 80$/MWh ai clienti domestici (rispetto a nostri 370), ha prezzi sensibilmente superiori nell’industria a quelli degli Stati Uniti ma, data la dimensione delle sue aziende e del mercato locale sommata a prezzi ben bassi di materiali e forza lavoro, produce a prezzi nettamente inferiori macchinari ed apparecchiature che dominano la transizione (pannelli fotovoltaici, batterie, generatori eolici, auto elettriche, elettrolizzatori ma anche reattori nucleari).

 

Il nucleare nel mondo: evoluzione dal  ventesimo secolo  e situazione al  1° aprile 2026 

Negli ultimi 2-3 decenni, il nucleare ha visto un notevole calo in quota globale per produzione di elettricità, dal 18%  circa di inizio secolo al 9% nel 2024, per non incremento di sviluppi a seguito di Chernobyl e poi di Fukushima, con una stazionarietà della propria produzione  annua intorno ai 2900  TWh rispetto agli incrementi da carbone, gas e rinnovabili come dalla figura 1. Nella figura 2 è riportato l’andamento delle quote delle diverse  risorse primarie nella produzione di elettricità dal 1995 al 2024.

Figura 1 - Produzione mondiale lorda di elettricità in TWh dalle varie fonti dal 1965 al 2024 (Fonte [6]).

Figura 2 - Produzione mondiale lorda di elettricità in percento delle varie fonti, dal 1995 al 2024 (Fonte: [6]).

Figura 3 - Situazione del nucleare nel mondo al 1/4/2026 per  reattori in servizio in 31 nazioni, in costruzione in 16 nazioni ed in servizio sospeso in 2 nazioni (19 in Giappone e 4 in India per adeguamento alle norme di sicurezza); distribuzione geografica dei reattori in servizio e in costruzione. (Fonte IAEA [8] ).

 

La figura 3 dà una chiara visione della situazione  e si può notare che nell’America del Nord non vi sia  nessun reattore in costruzione. Negli Stati Uniti  nessun reattore è stato connesso alla rete dal 1990 fino al  2023-24 quando sono entrati in servizio 2 reattori Westighouse  AP 1000 a Vogtel, con un ritardo di 7 anni  e sovraccosti notevoli per un valore finale di oltre 16000 $/kW; sono stati gli ultimi reattori in costruzione e connessi alla rete. In UE, risulta  in costruzione (appena iniziata a febbraio 2026) un  reattore russo in Ungheria. Nell’Europa occidentale sono in costruzione 2 reattori in UK. L’Asia, trainata dalla Cina, risulta dominante nei reattori in costruzione.

L’attività di nuovi impianti nucleari In Europa occidentale e US è quasi nulla a causa di un diffuso sentimento antinucleare  a seguito di Cernobyl e  Fukushima con forti aumenti di tempi e costi per nuove realizzazioni. Occorrono tempi lunghi per ricreare una adeguata forza lavoro esperta in ricerca, progettazione e costruzione coordinate come in Russia o, in particolare, come in Cina che nelle richieste di brevetti nucleari depositati ogni anno, a livello mondiale, supera il 50% del totale.

Nella figura 4 viene riportata la situazione nelle varie nazioni per reattori in servizio, in costruzione e permanentemente chiusi, dove troviamo anche l’Italia  per i 4 reattori chiusi a Caorso, Trino, Latina e Garigliano.  3 nazioni hanno chiuso tutte le loro centrali nucleari: Italia (1990), Germania (2023) e Taiwan (2025). 

Si rileva che in 21 nazioni ci sono 220 reattori permanentemente chiusi per totali 110 GW con un mercato enorme per il decommissioning di centrali nucleari, in particolare negli Stati Uniti, Inghilterra, Germania e Giappone seguite da Russia, Francia  e via via da altre nazioni.

Figura 4 - Numero di reattori al  1/4/2026 in servizio, in costruzione e permanentemente chiusi nelle varie nazioni (Fonte IAEA [8]).

Per quanto riguarda la produzione di elettricità dal nucleare in TWh, la figura 5 riporta per il 2024 gli ultimi dati certificati da IAEA per le varie nazioni. La figura 6 riporta la percentuale di elettricità prodotta dal nucleare nelle diverse nazioni.

Figura 5 - Energia elettrica in TWh prodotta nelle varie nazioni nel 2024, ultimi valori certificati. (Fonte IAEA [8])

 

Si può notare dalla Figura 5 come gli Stati Uniti producano circa il doppio di energia elettrica da nucleare all’anno rispetto alla Cina che, dal 2024, è diventata il secondo produttore con solo una quota di elettricità da nucleare di circa il 5%. La Cina, con i 31reattori attualmente in costruzione e altri programmati a breve (tenendo conto dei loro tempi di costruzione intorno ai 5 anni), supererà  prima della metà del prossimo decennio gli Stati Uniti che hanno zero reattori in costruzione a breve e tempi non cinesi per nuove costruzioni.

Le prime 5 nazioni  hanno prodotto nel 2024 oltre il 70% dei 2800 TWh prodotti in tutti i 31 paesi.

Figura 6 - Percentuale di elettricità prodotta nel 2024 dal nucleare nelle diverse nazioni. (Fonte IAEA [8])

 

Per la quota di elettricità dal nucleare, dalla figura 6, si nota che i primi 7 paesi con la maggior quota, superiore a circa il 40%, sono della UE. La Corea ha una quota del 32% e Spagna, Stati Uniti e Russia sono vicini al 20%.

La figura 7 illustra la situazione dell’età dei reattori in servizio. Appare chiaramente l’effetto Chernobyl e quello Fukushima sui reattori entrati in servizio nei vari anni.

Figura 7. Anno di entrata in servizio di reattori ancora operativi, loro numero e capacità; a sinistra anno zero al 1/4/2026, Chernobyl all’anno 40 e, all’anno 15, Fukushima che rallenta la ricrescita del nucleare allora prevista. (Fonte IAEA [8])

 

Circa 45 reattori hanno, ad oggi, più di 50 anni di esercizio e circa 105 tra 40 e 50 anni. L’effettiva capacità del nucleare in servizio, a parte nuovi reattori, sarà dettata nei prossimi anni dall’estensione della vita utile in sicurezza che sarà concessa dalle locali autorità. In molti casi si nota una estensione dai 40 ai 60 anni e, negli Stati Uniti, a parte i 60 anni, molti reattori sono in fase di richiedere/ottenere estensioni fino ad 80 anni. In Finlandia, una centrale ha ottenuto una vita estesa fino a 70 anni.

 

Tecnologie dei reattori in servizio ed in costruzione  al 1/4/2026

Per i 415 reattori in servizio in 31 nazioni nel mondo al 1/4/2026 per 370471 GW, valgono le seguenti quote per numero di reattori per tecnologia: 66% PWR; 15% BWR; 12% CANDU; 2.5% LWGR/RBMK;  2% GCR e 2,5% SMR+AMR+Gen IV Reactors. Per potenza installata, i PWR sono circa l’ 80% ma gli SMR+AMR+Gen IV sono in numero di 10 (tutti in Russia e Cina) al 2,5 % di quota numerica ma allo 0.4% della totale potenza nucleare in servizio.

Per quanto riguarda i 72 reattori in costruzione in 16 nazioni al 1/4/2026 per totali 75414 GW, in grande maggioranza (61) sono dei PWR di 3° Generazione+ (da 1000 MW ed oltre) e 11 sono SMR/AMR/GEN IV (5 in Russia, 4 in Cina ed 1 in Argentina e India) per una quota del 3,5% della totale potenza in costruzione. L’83% dei reattori sono da Cina e Russia; la Cina ha 31 reattori in costruzione sul suo territorio con 2 reattori SMR e 2 Gen IV  da 680 MW. I reattori russi  in costruzione sono 28 dei quali 5 in Russia (con 2 SMR da 32 MW e 1 GEN IV Fast Breeder da 300 MW), 4 in Cina, India, Turchia e  Egitto, 2 in Bangladesh e Ucraina -chiaramente sospesi- e 1 in Iran, Slovacchia e – recentissimo -  in Ungheria. 

 

Sviluppo futuro del nucleare

Per produzione e trasporto di elettricità, da sempre, è stato sfruttato l’effetto scala di aumento della potenza del singolo impianto, anche nucleare, per ridurre i costi del kWh, ma si nota una spinta alternativa rispetto a grossi rettori GEN III+, che sono ora i principali contributori alla potenza nucleare in costruzione, con una learning curve nel mondo occidentale per ridurre costi e tempi realizzativi a seguito dei gravi problemi dei FOAK (First Of A Kind) in US e in Europa di reattori GEN III+.

Gli orientamenti sono:

- sia verso soluzioni SMR con moduli prefabbricati di piccola taglia con effetto scala basato sull’aumento dei moduli venduti e con tecnologie Light Water Reactors con supply chains di componenti e combustibile ben consolidate,

- sia verso AMR (Advanced Modular Reactors) di GEN IV, con abbandono dell’acqua come refrigerante e nuove tecnologie con notevoli sfide per materiali e supply chain di combustibili.

Da qualche anno si prospetta un rinascimento del nucleare e la IAEA, in uno scenario ottimistico, prevede di arrivare nel 2050 a 1,25 milioni di GW (2,5 volte l’attuale potenza in servizio) con estensioni della vita di reattori esistenti e con 650 GW di nuovi reattori dal 2026 al 2050 (con SMR/AMR per 165 GW) per arrivare a 2,5 volte l’attuale potenza; in una “low case projection”  prevede nuova capacità installata, da ora al 2050, di 514 GW con soli 30 GW di SMR e AMR.

Per quanto riguarda i possibili sviluppi a breve /medio termine in corso per SMR/AMR e GEN IV reactors, si nota una serie di iniziative in US, Canada, UK, Fancia e Repubblica Ceca oltre alla leadership in Russia e Cina [2].

 

Tempi e costi in Europa centrale/occidentale di progetti con grossi reattori GEN III+

Si riportano i pochi riferimenti in nazioni che però hanno una situazione ben diversa ed avvantaggiata rispetto all’Italia che non ha centrali nucleari in servizio ed è senza un’autorità specifica regolatoria.

- In UK due reattori addizionali EPR da 1650 MW nella Centrale di Hinkley Point con inizio costruzione nel 2017 e costi saliti da 18 miliardi di sterline a 40 ad inizi 2026 e con sei anni di ritardi: CAPEX, al cambio attuale, di 14000 €/kW e LCOE da me valutato in circa 200 € /MWh ma con rimarcate notevoli forniture a industrie locali.

- Piano nucleare francese del 2022 con sei nuovi reattori EPR 2 da 1650 MW di GEN III + da Framatome/EdF in tre siti nucleari esistenti. Stima iniziale, nel marzo 2023, di € 53 miliardi e primo reattore previsto in servizio nel 2038. A dicembre 2025, aggiornamento a 72,8 miliardi di euro: CAPEX di circa 7300 €/kW e LCOE da me valutato in 105 €/MWh. Dubbi su incrementi addizionali dei costi in attesa dell’autorizzazione dell’investimento, prevista nel 2026. La Commissione Europea ha aperto un’indagine per valutare la conformità degli aiuti di Stato ad EdF per offrire contratti per differenza con prezzi favorevoli.

- Due reattori russi da 1200 MW nella centrale nucleare di Paks in Ungheria. A seguito di un accordo dal 2014 e ordine nel 2023 di € 12,5 miliardi con finanziamento russo con CAPEX di 5200 €/kW con un LCOE da me valutato di 75 €/MWh; primo reattore con costruzione iniziata il 5/2/2026 ed esercizio previsto nel 2030 grazie a un’esenzione dalle sanzioni contro Mosca rilasciata di recente dagli Usa.

- Due reattori APR-1000 da KHNP coreani da inserire nella centrale nucleare di Dukovany nella repubblica Ceca con contratto del 4 giugno 2025 di $18,6 miliardi dopo 10 anni di analisi e trattative, esclusione di russi e cinesi e riuscendo i coreani ad essere ben più competitivi di Westinghouse ed EdF. Inizio di costruzione della prima unità prevista nel 2029 e collegamento alla rete per il 2036. CAPEX di 7900 €/kW con un LCOE da me calcolato di 113 €/MWh. La Commissione Europea ha deciso di aprire una inchiesta su finanziamenti statali.

 

Costi per SMR in costruzione o in ordinazione nel mondo occidentale

- In costruzione nel mondo occidentale c’è solo il CAREM, in Argentina, con costi divenuti elevatissimi (18000 $/kW) e possibile chiusura del cantiere.

- In Canada, in Ontario, con reattori GE Vernova BWRX da 300MW nella centrale nucleare di Darlington con investimento previsto ad oggi di 21 billion $ canadesi pari a 12.4 miliardi di euro per 1200 MW con CAPEX di 10300 €/kW e con LCOE=123 €/MWh con procedura di calcolo da me considerata.

 

Considerazioni sull’Italia e la sua politica per la riapertura del nucleare

In Italia, l’attuale approccio appare senza tempi chiari in attesa dell’approvazione da parte del Parlamento della legge delega per il nucleare e di una decisione su quali tipologie siano fattibili e realizzabili a breve minimizzando rischi per tempi e costi del kWh nucleare, pur considerando investimenti in ricerche /prototipi per il medio e più lungo periodo.

In ogni caso, per un efficace approccio occorre investire in:

• una super celere strutturazione con adeguati fondi di una autorità per la rapida definizione di procedure “dalla culla alla tomba” e liabilities degli investitori per impianti da realizzare, creando un nucleo di esperti, presi da varie entità italiane attive nel nucleare, per collaborazioni con altre autorità con le quali arrivare celermente a procedure ben definite e validazioni congiunte di qualificazioni per nuovi reattori, al fine di ridurre tempi e costi.

• campagne di comunicazione per ottenere consenso sul nucleare, effettuate con vari mezzi di comunicazione, a livelli anche locali, da persone credibili, non legate ad interessi particolari o a ideologie.

• eventuale revisione di regole del mercato elettrico che evitino discriminazioni tra tecnologie prive di emissioni climalteranti ma con diversi valori di LCOE e costi addizionali (ad esempio, rinnovabili aleatorie e nucleare).

Per la soluzione con SMR/AMR prevista in Italia, verificare i costi e tempi della produzione di adeguati TWh da nucleare di molte piccole unità in siti diversi rispetto a più unità modulari o a grossi reattori referenziati in un numero molto minore di siti .

• quale reale effetto scala senza concentrarsi, a livello UE, su pochissime tipologie tra le oltre120 attuali a livello mondo? [9]

• evitare contrapposizioni ideologiche tra nucleare e rinnovabili aleatorie in forte sviluppo e con costante riduzione del loro LCOE (ma con crescita degli oneri di sistema a loro addebitabili  più che proporzionali al crescere della loro quota di produzione di elettricità [10] ). Seri studi per ottimizzare nel tempo un loro mix che minimizzi il costo del kWh all’utente finale ed altri costi energetici (es.: fornitura di calore oltre che di elettricità dal nucleare).

• Per indispensabili alleanze internazionali che massimizzino il contenuto delle nostre valide imprese del settore, quali scelte o impossibilità di scelte per problemi geopolitici imposti dalla UE in una fase di approcci autarchici? Solo paesi UE come partners? Esclusione di Russia ma anche di Cina e Sud Corea? E Stati Uniti? E UK?

• Sono ritenuti possibili approcci senza gare, come sperimentati in US ed UK, con collaborazioni tra investitore, fornitore del reattore e società engineering and contractors per studiare la minimizzazione del costo totale e facilitare la decisione di investimento e finanziamento, con contributi concordati ai partecipanti nella realizzazione dell’opera, riducendo tempi e rischi?

La strada è molto in salita ma vale la pena di percorrerla con seri studi e senza eccessive illusioni sul breve periodo ma puntando ad un sistema elettrico a medio lungo termine più sicuro e meno costoso, con uno spirito superpartes che privilegi gli interessi nazionali su interessi di parte: per aspera ad astra.

Come considerazione finale sottolineo l’importanza, in Italia, di continuare a promuovere l’efficienza energetica (ridurre l’energia finale richiesta con le tecnologie) e anche una riduzione dei consumi non indispensabili (risparmi energetici) con un’adeguata cultura della collettività; l’argomento sembra aver perso la forza di alcuni anni addietro, quando si menzionava che il minor costo del kWh è quello del kWh risparmiato.

 

Bibliografia

[1] A.Clerici -Contesto energetico globale e sistema elettrico in una transizione epocale-La Termotecnica Aprile 2026

[2] A. Clerici, Contesto energetico, elettricità e nucleare oggi e sviluppi con le rinnovabili a tutela di ambiente e kWh all’utente-La Termotecnica Aprile 2026

[3] Energy Institute-Statistical review of world energy 2025, accessibile da: https://www.energyinst.org/statistical-review

[4] IEA - Prices – Electricity 2026 – Analysis

[5] Electricity price statistics - Statistics Explained - Eurostat

[6] Grafici Altervista, Produzione lorda di energia elettrica per fonte nell’Unione Europea e nel mondo(1965-2024), 11 Luglio 2025 basato su[3] 

[7] IAEA  April 1st2026 PRIS Nuclear Power Status 2024 Poster

[8] IAEA April 1st 2026 Country Statistics

[9] NEA- Small Modular Reactor Dashboard: Third Edition September 2025

[10] TERNA -2025 Prospettive di Sviluppo del Sistema Energetico 2050 - 27/10/2023