Dare priorità a prolungamenti sicuri e sostenibili di Gösgen e Leibstadt. Uno studio svizzero stima il prezzo necessario per l’esercizio dai 60 agli 80 anni a CHF 46/MWh per Gösgen e CHF 44/MWh per Leibstadt.
Sono stime a prezzi 2025 basate sui costi dei gestori. Il caso pianificato presume fondi di disattivazione esistenti sufficienti. L’esercizio richiede comunque l’approvazione della sicurezza. Nuovi reattori e un sistema sostitutivo completo hanno costi diversi.
Scenari di prolungamento e costi inclusiProlungare l’esercizio del nucleare esistente
La prima decisione riguarda i reattori che la Svizzera possiede già. Prolungare un reattore operativo sfrutta l’impianto esistente. Il calcolo comprende nuovi investimenti, manutenzione, combustibile e obblighi futuri. Lo studio svizzero verifica se le entrate aggiuntive possano coprire questi costi.
| Scenario dello studio | Gösgen | Leibstadt |
|---|---|---|
| Prolungamento previsto fino a 80 anni | 46 | 44 |
| Esercizio per sei mesi all’anno | 78 | 72 |
| Chiusura dopo due anni di prolungamento | 134 | 104 |
Lo studio usa le migliori stime degli investimenti fornite dai gestori e un tasso nominale del 7% prima delle imposte. Il tasso nominale include l’inflazione; differisce dal tasso reale nell’esempio della nuova centrale.
Il caso previsto presuppone accantonamenti esistenti sufficienti e nessun costo aggiuntivo di smantellamento. La chiusura anticipata include i costi che continuano dopo l’arresto. Le stime riguardano il prolungamento dei reattori esistenti. L’esercizio resta soggetto all’approvazione di sicurezza.
La nostra valutazione: perseguire questi prolungamenti finché sicurezza e condizioni economiche del proprietario lo consentono. Prima di ritirare capacità utile, accertare costo e disponibilità delle forniture che ne sostituiscono il servizio. I prezzi dello studio riguardano Gösgen e Leibstadt; Beznau ha una decisione distinta su investimenti e chiusura.
Un nuovo reattore richiede un’offerta di costruzione e un piano di finanziamento. Il suo costo non si deduce dal prezzo del prolungamento di un impianto esistente.
Che cosa si compra davvero a un prezzo «più basso»?
Un progetto solare o eolico utile può ridurre il costo di produzione dell’elettricità. Occorre poi stabilire chi rifornisce gli utenti quando quella produzione cala. Per il nucleare, le domande equivalenti riguardano finanziamento della costruzione, combustibile, scorie, manutenzione e arresti imprevisti. Un confronto equo valuta ogni opzione fino a ottenere lo stesso servizio finale. Costo di produzione, utilizzo e valore · Elementi a sostegno del confronto
LCOE, il costo livellato dell’elettricità, ripartisce i costi dichiarati lungo la vita dell’impianto sulla produzione prevista. Risponde a «quanto costa produrre?». La consegna affidabile richiede anche il sistema circostante.
Costo di produzione e limitiSolare ed eolico
- Costruire, finanziare e allacciare
- Mantenere, sostituire e dismettere
Nucleare
- Costruire, finanziare e allacciare
- Mantenere, alimentare, gestire le scorie e dismettere
- Notti invernali
- Periodi nuvolosi e senza vento
- Arresti delle centrali
- Anni siccitosi
Stessa domanda. Stesso requisito di affidabilità. Stesso perimetro contabile.
Contare ogni costo una sola volta. Distinguere rendimenti dei proprietari, bollette dei clienti e garanzie pubbliche.
La mappa mostra le voci di costo. Le dimensioni dei riquadri non rappresentano prezzi né quote di costo. Il mix necessario e il costo totale vanno calcolati.
Idroelettrico, batterie, importazioni e domanda flessibile possono integrare entrambe le forme di produzione. Dimensionarli e gestirli insieme. Attribuire a ogni generatore un sistema di riserva completo e separato rappresenterebbe male un sistema elettrico condiviso.
Confronti tra fonte unica e sistemi mistiL’argomento secondo cui rinnovabili meno costose rendono inutile il nucleare salta questo confronto. Un basso prezzo di produzione sostiene la costruzione di impianti utili. Escludere il nucleare richiede di dimostrare che il piano restante offre lo stesso servizio a un costo totale migliore.
Argomento, riscontri e limitiUn prezzo svizzero osservabile: il solare sui tetti
Partiamo da un costo osservabile. Una recente indagine svizzera riporta i prezzi offerti o fatturati dagli installatori per il fotovoltaico sui tetti. Il prezzo varia con dimensioni e prestazioni comprese.
CHF per kWp, IVA esclusa · scala 0–3’500
Un kWp è un chilowatt di potenza solare nominale di picco.
Fascia colorata: metà centrale dei prezzi. Segno scuro: mediana, il prezzo centrale. La fascia mostra la dispersione dei prezzi rilevati.
- 2–10 kWp408 dati2497
- 10–30 kWp907 dati1911
- 30–100 kWp141 dati1428
- 100–300 kWp88 dati1102
- 300–1000 kWp47 dati800
- >1000 kWp7 dati660
La classe maggiore contiene solo sette dati. I prezzi escludono lavori importanti su tetti e rete, progettazione esterna e batterie. Il costo dell’elettricità nel ciclo di vita dipende anche da produzione, finanziamento, manutenzione e sostituzioni.
Tabella dei prezzi e perimetro dell’indagine
| Taglia, kWp | Dati | Quartile inferiore | Mediana | Quartile superiore |
|---|---|---|---|---|
| 2–10 | 408 | 2096 | 2497 | 3114 |
| 10–30 | 907 | 1659 | 1911 | 2237 |
| 30–100 | 141 | 1125 | 1428 | 1751 |
| 100–300 | 88 | 907 | 1102 | 1597 |
| 300–1000 | 47 | 705 | 800 | 1010 |
| >1000 | 7 | 602 | 660 | 772 |
L’indagine riunisce offerte e fatture del 2025 relative al lavoro dell’installatore su tetto. Acquisti attuali, progetti alpini e impianti a terra richiedono offerte proprie.
Per passare da questo prezzo al costo dell’elettricità lungo la vita dell’impianto servono altri dati: produzione del sito, durata utile, finanziamento, manutenzione e sostituzioni. Per ottenere un approvvigionamento affidabile serve anche il resto del sistema.
Dati necessari per calcolare il costo di produzioneIl solare utile richiede un acquirente
I tetti economici possono trovare spazio nel mix. Il confronto dipende dalla produzione invernale, dalle vendite estive e dal costo per coprire le ore restanti. Confronta costi dei siti, prezzi estivi e servizi di accumulo.
Costo e valore di mercato sono diversi
Produrre a basso costo è utile. I ricavi dipendono anche dal momento in cui l’elettricità arriva sul mercato. Un proprietario ha bisogno sia di una stima dei costi sia di una valutazione credibile di ciò che i clienti pagheranno.
Costo e valore dei costi evitatiCHF/MWh · scala comune 0–150 · trimestri T1–T3 2026
Solare
Gruppo idroelettrico
Eolico
Biomassa
T1 indica gennaio–marzo; T2 aprile–giugno; T3 luglio–settembre. I dati coprono solo i gruppi misurati. Il campione idroelettrico comprende categorie selezionate, fra cui impianti ad acqua fluente, a derivazione e su acqua potabile. I prezzi descrivono quei trimestri; i ricavi futuri dipendono da mercato e contratti del proprietario.
Cosa comprende il riferimento
L’UFE pondera i prezzi svizzeri del mercato del giorno prima con le immissioni nette misurate. I valori escludono IVA, costi degli impianti e valore completo di capacità o flessibilità.
Il gruppo idroelettrico comprende impianti ad acqua fluente, a derivazione e su acqua potabile. I proprietari dei bacini possono ottenere prezzi diversi tramite scelte operative e contratti.
L’utile di un impianto dipende anche dal contratto, dai risparmi dell’autoconsumo e dai costi.
La differenza tra gruppi non dimostra un margine di guadagno per una batteria. Servono ore di carica e scarica compatibili, perdite e costi.
UFE: prezzi trimestrali · Ponderazione e gruppi di impianti inclusi
Favoriamo progetti solari con produzione utile e un acquirente credibile. Un impianto economico può comunque incassare troppo poco se produce quando molti altri impianti fanno lo stesso. Usi flessibili e contratti a prezzi adeguati possono migliorare l’investimento; aumentare soltanto la potenza lascia aperta la questione dei ricavi.
Scambi storici e limiti commercialiIl finanziamento cambia il prezzo delle nuove costruzioni
Un progetto che richiede molto capitale spende prima di vendere elettricità. Il tasso di finanziamento e il tempo prima dell’entrata in servizio influenzano i ricavi che dovrà poi ottenere. L’esempio seguente isola questi effetti con ipotesi esplicite.
Nuova centrale nucleare ipotizzata: CHF 10’000/kW prima del finanziamento dei lavori, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Il calcolo usa ipotesi degli analisti per isolare gli effetti finanziari; una decisione d’investimento richiede un’offerta.
Con finanziamento reale al 7%: 5 anni di costruzione → CHF 138/MWh; 10 anni di costruzione → CHF 159/MWh; 15 anni di costruzione → CHF 187/MWh.
Costo parziale di produzione, CHF/MWh · scala comune 0–350
Il tasso è al netto dell’inflazione. Sovvenzioni e riduzioni future dei costi sono poste a zero. Sono esclusi rete, riserva, imposte, assicurazioni complete e costi irrisolti di smantellamento o dei fondi.
Tassi, formule e costi mancanti
La spesa è distribuita uniformemente a metà di ogni anno di costruzione. Ogni pagamento genera costi finanziari fino all’apertura. Qui una costruzione più lunga cambia anche il calendario dei pagamenti; un cantiere fermo richiede un calcolo diverso.
Costo annuo = capitale finanziato × fattore di recupero del capitale + CHF 120/kW di manutenzione fissa. Dividere per la produzione annua, poi aggiungere CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e una quota per le scorie.
Il fattore di recupero del capitale è r ÷ [1 − (1 + r)−n], dove r è il tasso annuo e n gli anni di esercizio. Produzione annua = potenza nominale × 8’760 ore × 90%.
Sono esclusi costi aggiuntivi di cantiere ed elettricità sostitutiva durante i ritardi. Una valutazione completa deve aggiungere le voci mancanti e verificare arresti, minore utilizzo e durate diverse.
| Tasso annuo reale | 5 anni di costruzione | 10 anni di costruzione | 15 anni di costruzione |
|---|---|---|---|
| 3% | 80 | 84 | 88 |
| 5% | 106 | 117 | 129 |
| 7% | 138 | 159 | 187 |
| 10% | 193 | 243 | 313 |
Il programma 2050 applica un calcolo più ampio per il proprietario, comprendendo esercizio, rinnovi e obblighi di finanziamento. Usa proprie ipotesi esplicite per costruzione e manutenzione.
Budget del programma e flussi di cassa lungo la vita dell'impiantoQuel calcolo identifica la gestione delle scorie, lo stoccaggio e il finanziamento della disattivazione, ma non un contributo separato al deposito geologico. Il perimetro del finanziamento va completato prima di usare i ricavi richiesti per valutare un’offerta. Vendite realizzabili e prezzi incassati restano questioni commerciali distinte.
Perimetro dei finanziamenti per lo smaltimento e dei ricaviLa nostra scelta è finanziare lo sviluppo del progetto prima di impegnarsi nella costruzione. Lo sviluppo deve produrre un’offerta con prezzo, calendario, piano finanziario e responsabilità identificate per ritardi e superamenti dei costi. Le garanzie pubbliche possono abbassare i costi finanziari esponendo i contribuenti al rischio. Sosteniamo soltanto una decisione esplicita e delimitata su questa esposizione.
Ipotesi ETH–PSI su costruzione e finanziamento
Uno studio svizzero rende concreta la scelta finanziaria
Lo studio ETH–PSI prova costi di costruzione nucleare di CHF 5'000, 8'000 e 12'000 per kW, a valori monetari del 2024. Questi costi, detti «overnight», escludono il finanziamento durante la costruzione. Lo studio confronta un tasso reale del 8% con un caso al 5% che presume rischi d’investimento ridotti, per esempio tramite garanzie pubbliche. Sono ipotesi per verificare le condizioni economiche, non offerte di costruzione svizzere attuali.
Ipotesi di costruzione e finanziamento, tabella 3 e sezioni 2.2.2–2.2.3Lo studio minimizza i costi dell’intero sistema dal punto di vista di un pianificatore centrale. Per i proprietari nucleari e idroelettrici, la redditività dipende anche da prezzi, contratti, obblighi operativi e ripartizione dei rischi.
Economia del sistema e prospettiva del pianificatore centrale, pagina 15La nostra raccomandazione: cercare offerte di finanziamento con e senza garanzie pubbliche. Mostrare la differenza di prezzo e gli obblighi trasferiti al garante. Richiedere un piano economico sostenibile per il proprietario, oltre al confronto di sistema. Il capitolo sul nucleare presenta il risultato condizionato dello studio e i diversi casi guidati dal mercato.
Il costo dell’accumulo dipende dalla frequenza d’uso
Una batteria usata quasi ogni giorno ripartisce i costi fissi su più elettricità scaricata rispetto a una conservata per eventi rari. Il costo unitario cambia, anche se le due batterie hanno lo stesso prezzo d’acquisto.
Costo inclusa la ricarica, CHF/MWh erogato · scala 0–3’000
Un ciclo completo eroga una volta l’energia utilizzabile dell’accumulo. Si ipotizzano un acquisto di CHF 1.5 milioni, 15 anni di vita e un tasso reale del 7%.
Una riserva usata raramente può comunque avere valore. Il grafico calcola il costo dell’energia erogata. La disponibilità in emergenza ha un valore distinto, da stimare separatamente.
Ipotesi su ricarica, manutenzione e utilizzo
Si ipotizza un costo di ricarica di CHF 40/MWh. Con un rendimento complessivo dell’85%, erogare un MWh richiede l’acquisto di circa 1.18 MWh. La ricarica è conteggiata una sola volta.
I costi annui previsti sono il 4% del prezzo d’acquisto. Includono già l’esercizio e l’aggiunta di batterie per compensare la capacità persa.
MWh erogati all’anno = 4 × cicli completi. Costo per MWh erogato = [recupero del capitale + manutenzione annua] ÷ energia annua erogata + 40 ÷ 0.85.
Tutti e quattro i casi rispettano il tempo necessario per caricare e scaricare. Per realizzare questi cicli servono anche energia di ricarica e opportunità operative; i ricavi dipendono dal mercato e dai contratti. Costi del sito, imposte e condizioni assicurative complete restano incompleti.
Nel piano di base assegniamo alle batterie un ruolo di breve durata. Cicli utili frequenti ripartiscono i costi fissi. Un servizio d’emergenza raro può comunque avere valore se un contratto di riserva remunera la disponibilità. L’esempio non fornisce una base economica per presumere un accumulo nazionale stagionale a batterie poco costoso. Utilizzo dell'accumulo e servizio di riserva · Confronto degli scambi e delle condizioni del proprietario
Chi paga un approvvigionamento affidabile?
I proprietari idroelettrici rinunciano ad altre opportunità quando riservano acqua. Chi gestisce accumuli compra elettricità per ricaricarli. Gli investitori devono recuperare costruzione e rinnovi. Questi obblighi restano anche quando un modello nazionale trova un programma operativo utile.
Costo-opportunità dell'acqua e condizioni economiche dei proprietariLa ripartizione dei pagamenti che preferiamo è esplicita. I clienti che acquistano forniture invernali pagano quell’elettricità. Un contratto di riserva remunera anche la disponibilità del proprietario. I contratti idroelettrici compensano l’acqua trattenuta e le altre vendite sacrificate.
Per un nuovo reattore, proprietario, finanziatori, clienti e fornitore devono concordare le responsabilità per i rischi di costruzione e di esercizio. Ogni garanzia pubblica deve avere un limite dichiarato e un beneficiario identificato. L’esposizione irrisolta su assicurazione e responsabilità per incidenti resta visibile nella valutazione complessiva.
Accordo commerciale proposto Perimetri di costi, trasferimenti e rischiI riscontri sostengono il mantenimento del nucleare in questo confronto. Individuare il sistema svizzero affidabile meno costoso richiede ancora offerte confrontabili, costi di rete e una valutazione completa dell’approvvigionamento. Il nostro piano 2035 identifica energia invernale e potenza di punta ancora da assicurare.
Raccomandazione e riscontri ancora necessariDibattito pubblico: sostegni e redditività
In un’intervista del luglio 2025, Annalisa Manera ha contestato il modo in cui SCNAT tratta tempi di realizzazione e redditività del nucleare. Ha inoltre confrontato ricavi nucleari e tariffe di sostegno all’eolico.
SCNAT ha risposto che il proprio calendario riflette fasi progettuali sequenziali e che la redditività resta incerta. Sono posizioni attribuite in un dibattito pubblico, distinte dallo studio congiunto ETH–PSI.
Intervista a Manera, 13 luglio 2025 Risposta istituzionale di SCNAT
Nel nostro confronto, una tariffa moltiplicata per la produzione dà il ricavo lordo. Il sostegno netto richiede un riferimento ai ricavi di mercato. Il proprietario deve coprire costruzione, esercizio e finanziamento con l’insieme dei ricavi. Una produzione annua uguale richiede comunque un confronto separato su forniture invernali e capacità affidabile.
LCOE, LFSCOE e valore: definizioni e limiti del confronto
Che cosa possono dirci LCOE e LFSCOE
Il costo livellato dell’elettricità, o LCOE, ripartisce gli investimenti e i costi operativi dichiarati sull’elettricità che un impianto dovrebbe produrre. Considera quando avvengono le spese e il rendimento del capitale ipotizzato. Aiuta a confrontare progetti di generazione con ipotesi dichiarate. Valore di mercato e affidabilità della fornitura richiedono analisi separate.
Definizione e limiti del LCOEUn confronto nazionale equo usa domanda e meteo identiche, poi verifica arresti, reti, limiti agli scambi e realizzazione dei progetti. I costi devono avere un perimetro comune.
Per approfondire: equazioni, valore e affidabilità
Il costo livellato dell’intero sistema elettrico, o LFSCOE, affronta una domanda più ampia sull’approvvigionamento. Nel modello di Idel, l’esperimento principale richiede che una tecnologia scelta, con accumulo, rifornisca un mercato. Mostra il costo di coprire i deficit in quella configurazione. L’autore prova anche eolico con solare e un caso che ammette altre forniture limitate.
Idel: modello e casi alternativiLa decisione svizzera comprende idroelettrico esistente, diverse fonti di produzione, scambi e varie forme di flessibilità. Calcolare il costo di questo sistema misto richiede un modello con le tecnologie e i requisiti di affidabilità pertinenti.
Costi di sistemi a fonte unica e mistiIl LCOE divide le spese attualizzate per la produzione netta attualizzata. L’attualizzazione riporta importi futuri a una data di valutazione comune. Dichiarare durata dell’impianto, tasso, punto di consegna e valore residuo.
Il LCOS, costo livellato dell’accumulo, usa l’elettricità scaricata come denominatore. Verificare se comprende l’elettricità di ricarica. Durata, cicli, perdite e ipotesi di sostituzione devono coincidere.
L’analisi dettagliata del LFSCOE usa il manoscritto completo del febbraio 2021; le modifiche della pubblicazione finale del 2022 restano non verificate. La variante al 95% riguarda l’energia annua, non il 95% delle ore. Affidabilità oraria e arresti richiedono ancora verifiche specifiche.
Prima di applicare i risultati alla Svizzera, occorre verificare l’insieme limitato di tecnologie, i dimensionamenti annuali separati, il rapporto potenza/energia dell’accumulo e il trattamento semplificato di arresti e reti.
Il VALCOE dell’AIE adegua il costo di produzione al valore di energia, capacità e flessibilità. Il LACE dell’EIA stima il valore dei costi evitati per energia e capacità. Aggiungono un contesto utile, ma dipendono dalle rispettive ipotesi di sistema.
Un confronto tra combinazioni di impianti deve valutare le risorse e l’esercizio futuri necessari per soddisfare la stessa domanda e lo stesso requisito di affidabilità. Rendimenti dei proprietari e bollette delle famiglie restano risultati distinti.
Includere emissioni, scorie, assicurazioni e responsabilità per incidenti nella valutazione più ampia. Identificare i rischi non coperti da prezzi e assicurazioni, insieme alle condizioni contrattuali private ancora sconosciute.
LCOE, LCOS e valore dei costi evitati · Equazioni e limiti del LFSCOE · Costo adeguato al valore · Definizioni delle metriche e requisiti di confronto
Riferimenti
- Programme assumptions, dispatch choices and cost scope
WattInfo · Interpretazione degli input archiviati, 25 settembre 2026 - WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
WattInfo · Programma condizionato, 19 settembre 2026 - WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
WattInfo · Priorità proposte e verifica dell'approvvigionamento con ricarica fissa, 18 settembre 2026 - Generation and dependable supply: cost comparison guide
WattInfo · Infografica qualitativa e mappa dei riscontri, 18 settembre 2026 - Generation cost, storage cost and avoided value
EIA · Metodologia dell'aprile 2026 - Levelized full system costs of electricity: author manuscript
Robert Idel · Manoscritto dell'autore del febbraio 2021 - System costs and the value of power sources
Yuhji Matsuo / Energies · Pubblicato nel 2022 - Value-adjusted generation cost: IEA model documentation
IEA · Global Energy and Climate Model, 2025 - Swiss rooftop solar installation prices in 2025
Planair SA for EnergieSchweiz/BFE · Offerte e fatture del 2025; rapporto datato 3 agosto 2026 - Swiss reference market prices: first two quarters of 2026
BFE · Pubblicazione datata 14 luglio 2026 - How Swiss reference market prices are calculated
BFE · Aggiornamento stampato: 1° aprile 2026 - Economics of extending Gösgen and Leibstadt to 80 years
BFE commissioned research · Rapporto datato 12 marzo 2026; data di pubblicazione non accertata - Cost comparisons: inputs, calculations and boundaries
WattInfo · Selezione dal pacchetto di ricerca sulle metriche di costo, 17 settembre 2026 - Storage owner economics: historical-price benchmark
Swiss Energy research project · Risultato di ricerca congelato - ETH–PSI: Nuclear Power and the Future Swiss Energy System
ETH Zurich and PSI; 19 authors including Manera · 2026-06-29 - ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentation
ETH Zurich and PSI · 2026-06-29 - ETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
WattInfo · Analisi dello studio, 18 settembre 2026 - Annalisa Manera: July 2025 interview on nuclear policy and support
Mischa Aebi / Tamedia / Berner Zeitung · 2025-07-13 - SCNAT response to the July 2025 Manera interview
SCNAT official LinkedIn account · Risposta all'intervista del luglio 2025; data esatta non verificata - Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storage
WattInfo · Confronto condizionato dei componenti, 22 settembre 2026 - Reference market prices under EnFV Art15
BFE · 2026-10-13 - Industry fuel totals, generation price references and delivery gates
WattInfo · 2026-10-14
Definizioni, calcoli e dati dei modelli sono disponibili nel registro delle fonti.