Nucleare in Italia, test chiave a dicembre: il punto della situazione, i tempi e le fasi aggiornate

Il Governo punta a chiudere entro dicembre 2026 i decreti legislativi sul nucleare sostenibile, dopo il passaggio parlamentare del disegno di legge delega. La scadenza, però, non coincide con l’apertura dei cantieri e nemmeno con l’accensione di un reattore. Se il percorso andrà a buon fine, entro quella data l’Italia avrà un quadro di regole su tecnologie, sicurezza, autorizzazioni, siti, combustibile, rifiuti radioattivi e competenze pubbliche.

Per cittadini, imprese energivore e territori interessati, il vero banco di prova sarà dunque politico e regolatorio. Bisognerà capire chi avrà il potere di decidere, secondo quali procedure e con quali garanzie. La produzione elettrica arriverà molto più avanti: il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica Gilberto Pichetto Fratin l’ha collocata tra il 2034 e il 2035, mentre valutazioni tecniche più prudenti considerano possibile anche un avvio successivo.

Che cosa può decidere davvero dicembre 2026

Il disegno di legge approvato dalla Camera nel giugno 2026 non autorizza la costruzione di centrali. Conferisce al Governo una delega, da esercitare entro dodici mesi dall’entrata in vigore, mediante decreti legislativi. La scadenza di dicembre indicata dall’Esecutivo sarà quindi una verifica della capacità di trasformare l’indirizzo parlamentare in norme utilizzabili dalla pubblica amministrazione e dagli operatori.

A Montecitorio il provvedimento è passato con 155 voti favorevoli, 86 contrari e 8 astensioni, secondo una delle rilevazioni parlamentari riportate nel giugno 2026. Un’altra comunicazione ha invece indicato 88 voti contrari. Prima che la delega produca gli effetti previsti, il testo dovrà essere approvato definitivamente dal Senato. Solo a quel punto il Governo potrà completare il lavoro affidato dai parlamentari.

La delega riguarda la produzione e l’uso dell’energia nucleare, la ricerca sulla fissione e sulla fusione, la fabbricazione e il riprocessamento del combustibile. Entrano nello stesso perimetro la gestione dei rifiuti radioattivi e del combustibile esaurito, la disattivazione degli impianti storici e la formazione di tecnici, ingegneri e ricercatori. Il testo prevede anche la possibilità di collegare l’energia nucleare alla produzione di idrogeno:

• la definizione di un Programma nucleare nazionale;
• il riordino della governance e delle procedure autorizzative;
• i criteri per localizzare gli impianti e consultare i Comuni;
• le regole su sicurezza, rifiuti e smantellamento;
• gli eventuali sistemi di sostegno economico e le modalità di integrazione nel mercato elettrico.

Il passaggio di dicembre può quindi sbloccare la fase amministrativa e quella industriale preliminare. Non sostituisce, però, la valutazione di impatto, la scelta del sito, il procedimento autorizzativo, il finanziamento né i collaudi. Sono passaggi distinti e ciascuno richiederà tempi propri.

Dalla legge delega alle autorità di sicurezza

Il Governo dovrà trasformare le indicazioni generali della legge in competenze definite. Il disegno di legge prevede un’autorità specifica, destinata a riunire o sostituire funzioni oggi distribuite tra gli organismi che si occupano di sicurezza nucleare. L’ISIN, l’Ispettorato nazionale per la sicurezza nucleare e la radioprotezione, costituisce l’esperienza tecnica già disponibile; l’assetto futuro dipenderà comunque dai decreti legislativi.

La distinzione tra indirizzo politico, proponente industriale e soggetto incaricato dei controlli di sicurezza dovrà essere netta. Il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica sarà chiamato a definire indirizzi e programmi. L’autorità di regolazione dovrà esaminare progetto, sito, radioprotezione e sicurezza, mentre l’operatore dovrà dimostrare di avere le capacità necessarie per costruire e gestire l’impianto.

Rimane poi il lascito del vecchio programma atomico. Le centrali di Latina, Garigliano, Trino Vercellese e Caorso furono fermate tra il 1988 e il 1990, dopo il referendum del 1987. Lo smantellamento non è ancora concluso. Sogin, la società pubblica incaricata del decommissioning e della gestione dei rifiuti radioattivi, dovrà continuare a occuparsi di quella parte del ciclo.

Il nuovo programma non cancella le attività già avviate. La fiducia dei territori passerà anche dalla capacità di affrontare il deposito dei rifiuti radioattivi, lo stoccaggio temporaneo e il combustibile esaurito. La delega dovrebbe indicare gli strumenti giuridici necessari, ma per arrivare alla realizzazione serviranno altre decisioni e procedure.

Siti e consultazione dei territori

Il disegno di legge del 2026 non indica alcun sito italiano. La procedura prevista consente ai Comuni di presentare autocandidature, ma una candidatura spontanea non equivale all’approvazione dell’area. Ogni proposta dovrà essere valutata sulla base del rischio geologico e sismico, della presenza di falde, della disponibilità d’acqua e dei collegamenti elettrici. Andranno esaminate anche la sicurezza fisica, la distanza dagli insediamenti e la compatibilità con le attività industriali.

Le aree già infrastrutturate o caratterizzate dalla presenza di impianti energetici potrebbero avere un vantaggio. In questi casi si ridurrebbe il consumo di suolo e si potrebbero sfruttare collegamenti alla rete già esistenti. Restano da stabilire, però, i criteri tecnici, il ruolo delle Regioni e degli enti locali, le consultazioni preventive e le eventuali compensazioni economiche per le comunità ospitanti.

Il percorso realistico parte da una manifestazione di interesse e prosegue con la selezione tecnica delle aree, le indagini sul campo, il confronto con le amministrazioni, le valutazioni ambientali e l’autorizzazione del sito. Anche una procedura semplificata non elimina il problema del consenso locale. Una decisione formale dello Stato non impedirebbe ricorsi e opposizioni, che potrebbero allungare il calendario.

La localizzazione dipenderà anche dalla tecnologia scelta. Gli SMR sono reattori modulari piccoli, spesso derivati da soluzioni ad acqua pressurizzata. Gli AMR sono invece reattori modulari avanzati, associati a filiere di quarta generazione che possono utilizzare refrigeranti diversi, tra cui metalli liquidi, gas o sali fusi. Gli SMR sono pensati soprattutto per produrre elettricità; gli AMR possono essere destinati anche alla cogenerazione ad alta temperatura per processi industriali.

SMR, AMR e grandi reattori: quale strada

L’Italia guarda a reattori modulari e micro-reattori, ma nessuna di queste tecnologie è ancora un prodotto commerciale disponibile in modo uniforme. Nel 2025 erano in sviluppo nel mondo 99 progetti di SMR e AMR, sostenuti da finanziamenti complessivi indicati in circa 13,3 miliardi di dollari. Tra un progetto sulla carta, la certificazione e un impianto in esercizio resta quindi una distanza rilevante.

Gli SMR si basano sull’idea di moduli standardizzati, cantieri più piccoli e produzione replicabile. Il vantaggio economico dipende però dalla costruzione in serie. Il primo esemplare può comportare costi elevati di progettazione, qualificazione e autorizzazione. Le stime disponibili collocano un’unità SMR tra 1 e 3 miliardi di euro; un micro-reattore può costare da alcune centinaia di milioni fino a circa un miliardo. Sono valori indicativi, non un preventivo per l’Italia.

Gli AMR, secondo le prospettive richiamate nei documenti di programmazione, potrebbero arrivare dopo gli SMR. Una valutazione industriale colloca gli SMR di generazione III+ non prima del 2030 e gli AMR al 2040. Il Piano nazionale integrato per l’energia e il clima ipotizza un primo SMR da 400 MWe nel 2035; entro il 2050 prevede, nello scenario indicato, 15-20 nuovi reattori per 6,7 GWe e altri 10-15 AMR destinati alla cogenerazione per 1,3 GWe.

Autorizzazioni, cantiere e collegamento alla rete

Dopo la legge e una prima individuazione del sito bisognerà scegliere l’operatore e definire il progetto. Seguiranno la certificazione del design e la presentazione della documentazione di sicurezza. L’autorità dovrà esaminare il reattore, le barriere di contenimento, i sistemi di emergenza, la protezione fisica, la radioprotezione e il piano relativo a combustibile e rifiuti.

Il cantiere potrà aprire soltanto dopo il rilascio delle autorizzazioni previste. Verranno poi le opere civili, l’installazione dei componenti nucleari e convenzionali, la connessione alla rete, i test a potenza progressiva e i collaudi. Una legge non può comprimere automaticamente questa sequenza: i controlli fanno parte della sicurezza e richiedono documentazione verificabile.

Una stima tecnica riferita all’avvio del percorso nel 2026 indica almeno 15 anni prima dell’accensione in uno scenario molto favorevole. Per una centrale, l’orizzonte considerato più realistico è di 20-25 anni. Il ministro ha indicato il 2034-2035 per i primi mini-reattori, ma si tratta di una previsione politica, legata a tecnologie ancora da validare, autorizzazioni, disponibilità industriale e continuità delle decisioni.

La filiera italiana dispone di competenze nei componenti pesanti, nei recipienti in pressione, nelle turbomacchine, nella simulazione e nella ricerca. Nuclitalia, società guidata da Enel con Ansaldo Energia e Leonardo, è stata costituita nel 2025 per valutare la fattibilità del ritorno al nucleare. Partecipano anche Enea e aziende specializzate. Per la tecnologia del reattore e per il ciclo iniziale del combustibile, però, rimane una dipendenza dall’estero.

Investimenti, bollette e indipendenza energetica

La roadmap discussa nel 2025 stimava circa 40 miliardi di euro al 2050 per raggiungere 8 GW di capacità modulare, equivalenti a 15-20 SMR o AMR, con una quota pari all’11% della domanda elettrica. Il Pniec riportava un’altra proiezione: 6,7 GWe di nuovi reattori e 1,3 GWe destinati alla cogenerazione. Le differenze riflettono scenari diversi e indicano che il programma non ha ancora un quadro industriale definitivo.

Per il periodo 2027-2029 sono previsti 20 milioni di euro l’anno per gli investimenti collegati alla delega. Queste risorse servono a predisporre regole, studi, competenze e organizzazione; non finanziano l’intero cantiere. Tra i meccanismi esaminati ci sono i Contract for Difference, che stabilizzano un prezzo di riferimento, e la Regulated Asset Base, che può distribuire una parte dei costi durante la fase di sviluppo.

Un eventuale effetto positivo sulle bollette non sarebbe immediato. Nel lungo periodo i reattori potrebbero ridurre l’uso di gas importato e fornire una produzione programmabile. Sul prezzo finale peserebbero però il costo del capitale, i tempi di costruzione, gli oneri per la sicurezza, la gestione dei rifiuti e gli eventuali ritardi. Oggi non è quindi possibile indicare una riduzione certa per famiglie e imprese.

Le ricadute riguarderebbero anche l’occupazione qualificata, l’ingegneria, la manifattura e la ricerca. Una filiera nazionale può rafforzare competenze interne e ridurre alcune importazioni, ma uranio, arricchimento e parte della tecnologia resterebbero legati a fornitori esteri. Il nucleare può aumentare la sicurezza energetica, senza garantire una piena autosufficienza.

La timeline realistica dal 2026 al primo reattore

Il percorso può essere riassunto in questa sequenza:

• Entro dicembre 2026: approvazione parlamentare definitiva, se ancora necessaria, entrata in vigore e adozione dei decreti legislativi attuativi, sempre che l’iter non subisca slittamenti.
• Dal 2027: definizione del Programma nucleare nazionale, dell’autorità competente, delle procedure di sicurezza, della formazione e dei criteri per la scelta dei siti e la gestione dei rifiuti.
• Fine anni Venti: possibili prime autorizzazioni o selezioni preliminari, oltre alla scelta della tecnologia e dell’operatore. La data dipenderà dalla normativa effettivamente approvata.
• Anni Trenta: progettazione esecutiva, finanziamento, qualificazione della filiera, autorizzazioni di costruzione, apertura del cantiere e collegamento alla rete.
• 2034-2035 o oltre: finestra politica indicata per i primi reattori operativi. Prima della produzione commerciale dovranno essere completati test e collaudi.
• Entro il 2050: gli scenari programmatici ipotizzano 15-20 reattori modulari e una quota nucleare compresa tra l’11% e il 22% del mix elettrico, a seconda dell’impostazione considerata.

La scadenza di dicembre 2026 misurerà quindi l’attuazione normativa della delega, non l’avvio della produzione elettrica. Per valutare i progressi successivi occorrerà verificare separatamente l’istituzione dell’autorità, la selezione dei siti, la scelta della tecnologia, il finanziamento e il rilascio delle autorizzazioni.