I quattro reattori svizzeri hanno prodotto in media 20.7 TWh annui nel 2016–2025, compresi gli anni con fermi prolungati. Perdere questa produzione aumenta la fornitura già necessaria per l’elettrificazione.
Raccomandiamo di mantenere Gösgen e Leibstadt finché sicurezza e sostenibilità economica per i proprietari lo consentono, e di sviluppare ora due nuovi reattori. Il ritiro previsto di Beznau precede le nuove centrali nei nostri scenari di realizzazione. La sua sostituzione richiede quindi un programma di fornitura separato, da avviare prima.
Dieci anni di esercizio · Date di sostituzione e realizzazioneL’elettricità dei reattori esistenti
La storia operativa mostra sia anni produttivi sia fermi prolungati. Un piano sostitutivo richiede abbastanza elettricità nell’anno e fornitura nelle ore invernali difficili.
Dati storiciDefinizione e limiti della media decennale
Produzione annua in TWh · barre da zero; scala completa 30 TWh
- 201617.3
- 201716.5
- 201821.5
- 201922.2
- 202023.0
- 202118.5
- 202223.1
- 202323.3
- 202423.0
- 202518.4
Beznau 1, Beznau 2, Gösgen e Leibstadt per tutto il periodo. Mühleberg è esclusa. Sono inclusi tutti gli anni con arresti.
Serie di produzione UFE · Dati e calcoli del grafico
Il dato UFE di Gösgen per il 2025 differisce dal totale di sola elettricità del gestore. Definizioni e differenza tra fonti.
Risultati annui e fermate prolungate
Fattore di capacità su tre periodi
Il fattore di capacità confronta la produzione effettiva con quella ottenibile alla potenza nominale per tutto il periodo. Riflette durata dell’esercizio e produzione durante il funzionamento.
Su uno schermo piccolo, scorri la tabella per vedere tutte le colonne.
| Reattore | 2016–2025 Dieci anni | 2021–2025 Cinque anni | 2025 |
|---|---|---|---|
| Beznau 1 | 68.0% | 86.0% | 91.0% |
| Beznau 2 | 89.2% | 87.8% | 77.7% |
| Gösgen | 85.3% | 79.2% | 38.8% |
| Leibstadt | 75.4% | 80.8% | 88.5% |
Produzione e potenza: tabella UFE 15 e note · Calcoli per periodo
Quanta elettricità all’anno?
| Reattore | 2016–2025 Media annua | 2021–2025 Media annua | 2025 |
|---|---|---|---|
| Beznau 1 | 2'177 | 2'751 | 2'909 |
| Beznau 2 | 2'855 | 2'807 | 2'483 |
| Gösgen | 7'552 | 7'012 | 3'429 |
| Leibstadt | 8'094 | 8'697 | 9'558 |
Tabella UFE 15 · Dati di ingresso e medie aritmetiche . Si confrontano gli stessi quattro reattori per tutto il periodo. Mühleberg è esclusa, anche prima della chiusura.
Gösgen: storia operativa e arresto del 2025–2026
Gösgen si è fermata per manutenzione programmata il 24 maggio 2025. Una potenziale debolezza progettuale nel sistema di acqua di alimento ha ritardato il riavvio.
La centrale ha sostituito valvole di non ritorno e presentato dimostrazioni di sicurezza. L’IFSN ha autorizzato il riavvio il 23 marzo 2026, dopo circa dieci mesi di arresto. IFSN: risultati e autorizzazione al riavvio
Il gestore conferma che la fornitura di elettricità è ripresa quel giorno. Gösgen: ritorno in rete
Il fattore di capacità di Gösgen era del 90.4% nel 2016–2024, prima dell’arresto prolungato. Nel periodo completo 2016–2025, compreso l’arresto, era del 85.3%. Calcoli storici
Fattore di capacità calcolato. Ogni barra usa la stessa scala 0–100%.
- 201692.1%
- 201791.4%
- 201892.4%
- 201987.7%
- 202093.0%
- 202188.5%
- 202289.2%
- 202390.2%
- 202489.4%
- 202538.8%
Il 2025 comprende l’arresto prolungato. Tabella UFE 15 · Dati e calcolo
Dati annui e metodo di calcolo
| Anno | Beznau 1 | Beznau 2 | Gösgen | Leibstadt |
|---|---|---|---|---|
| 2016 | 0 GWh 0.0% | 2994 GWh 93.4% | 8174 GWh 92.1% | 6108 GWh 57.0% |
| 2017 | 0 GWh 0.0% | 2768 GWh 86.6% | 8091 GWh 91.4% | 5649 GWh 52.9% |
| 2018 | 2452 GWh 76.7% | 3022 GWh 94.5% | 8178 GWh 92.4% | 7813 GWh 73.1% |
| 2019 | 2815 GWh 88.0% | 2803 GWh 87.7% | 7757 GWh 87.7% | 8820 GWh 82.5% |
| 2020 | 2747 GWh 85.7% | 2930 GWh 91.4% | 8254 GWh 93.0% | 9059 GWh 84.5% |
| 2021 | 3026 GWh 94.6% | 2824 GWh 88.3% | 7828 GWh 88.5% | 4852 GWh 45.4% |
| 2022 | 2521 GWh 78.8% | 2944 GWh 92.1% | 7895 GWh 89.2% | 9753 GWh 91.3% |
| 2023 | 2892 GWh 90.4% | 2780 GWh 86.9% | 7980 GWh 90.2% | 9682 GWh 89.6% |
| 2024 | 2406 GWh 75.0% | 3006 GWh 93.8% | 7929 GWh 89.4% | 9642 GWh 89.0% |
| 2025 | 2909 GWh 91.0% | 2483 GWh 77.7% | 3429 GWh 38.8% | 9558 GWh 88.5% |
Fattore di capacità annuo = produzione in GWh × 1’000 ÷ (potenza netta in MW × ore di calendario) × 100.
Per più anni, dividere la produzione totale per la somma annua di potenza × ore. Usare energia, potenza e ore prima dell’arrotondamento. Gli anni bisestili hanno 8’784 ore; gli altri 8’760.
Beznau usa 365 MW per reattore e Gösgen 1’010 MW. Leibstadt usa 1’220 MW fino al 2022, poi 1’233 MW. Sono le potenze nominali nette datate dell’UFE. Tabella 15, note 1, 4 e 6
I tassi di utilizzazione pubblicati dall’UFE includono il calore per Beznau e Gösgen. I nostri fattori di capacità derivano dalle righe di produzione. L’affidabilità oraria e invernale richiede dati di produzione e arresti a queste scale temporali.
Il totale 2025 di Gösgen differisce tra UFE e gestore. Definizioni e differenza tra fonti.
Definizioni delle fonti e differenza per Gösgen nel 2025
L’UFE riporta 3’429 GWh per Gösgen nel 2025. Il gestore riporta 3’397 GWh di elettricità e 31 GWh di vapore di processo in unità elettriche equivalenti. Tabella UFE 15 · Rapporto del gestore, pagina 9
Le tabelle usano sempre la serie UFE. La differenza dai dati del gestore resta irrisolta. Usando il dato di sola elettricità del gestore, il fattore di capacità calcolato è del 38.4%. Calcolo e perimetro
Scarica dati, metodi e note sulle fonti (JSON) · Scarica i dati annui (CSV)
Arresti prolungati nella storia operativa
Arresti prolungati a Leibstadt o Gösgen hanno interessato almeno 5 dei dieci inverni dal 2016/17 al 2025/26. Alcuni erano ammodernamenti pianificati, durati più del previsto.
| Centrale / inverno | Arresto e ritorno in servizio |
|---|---|
| Leibstadt 2016/17 | Agosto 2016–febbraio 2017 Ispezioni del combustibile e un riavvio interrotto hanno rinviato la ripresa della produzione al 20 febbraio. Dati di esercizio Dati di esercizio |
| Leibstadt 2017/18 | Settembre–dicembre 2017 A lavori importanti sono seguiti ritardi nella sostituzione del combustibile e nelle autorizzazioni. Ritorno in rete: 18 dicembre. Dati di esercizio |
| Leibstadt 2018/19 | Settembre–novembre 2018 Un arresto previsto di quattro settimane si è esteso a circa sette. Ritorno in rete: 2 novembre. Dati di esercizio |
| Leibstadt 2021/22 | Maggio–dicembre 2021 Importanti ammodernamenti del condensatore e del sistema di circolazione hanno richiesto più tempo del previsto. Ritorno in rete: 3 dicembre. Dati di esercizio |
| Gösgen 2025/26 | Maggio 2025–marzo 2026 I lavori sul sistema di acqua di alimento hanno prolungato l’arresto. Ritorno in rete: 23 marzo, prima della fine dell’inverno. Dati di esercizio Dati di esercizio |
Questi eventi giustificano la preparazione di energia sostitutiva oltre alla potenza di riserva immediata. Cause e durate diverse non stabiliscono la probabilità dell’arresto di 90 giorni scelto nel modello. Il ritorno in rete può precedere la piena produzione.
Date degli eventi, copertura delle fonti e definizione del conteggio
Proseguire l’esercizio a determinate condizioni
Il rapporto nazionale dell’IFSN descrive il sistema di valutazione della sicurezza e di vigilanza. Il nostro sostegno agli impianti esistenti dipende dal rispetto dei requisiti di sicurezza applicabili e da un piano operativo sostenibile.
IFSN: valutazione della sicurezza e vigilanzaRaccomandiamo di perseguire un esercizio fino a 80 anni per Gösgen e Leibstadt, subordinato alla sicurezza e alla decisione d’investimento del proprietario. Lo studio sul prolungamento fornisce una base economica per valutare questa opzione. Le sue ipotesi su manutenzione, arresti, scorie e finanziamento restano parte della decisione.
Studio sul prolungamento da 60 a 80 anniIl capitolo sui costi confronta gli scenari svizzeri di prolungamento, compresi un esercizio ridotto e una chiusura anticipata.
Sostituire Beznau secondo il suo calendario
Axpo ha annunciato l’esercizio di Beznau 2 fino al 2032 e di Beznau 1 fino al 2033. L’IFSN riporta queste intenzioni insieme all’obbligo di mantenere sicuro l’esercizio.
Rapporto nazionale IFSN: introduzione e intenzioni operative per BeznauNel periodo 2021–2025, i due impianti hanno prodotto in media 5.56 TWh all’anno, inclusi gli arresti. Questo indica l’ordine di grandezza dell’energia da sostituire. Contano anche la produzione invernale e la sicurezza dell’approvvigionamento nelle ore difficili.
Produzione media su cinque anni e dati originaliLa nostra raccomandazione: assicurare forniture sostitutive prima di queste chiusure, indipendentemente dal primo nuovo reattore. Sviluppare produzione economicamente sostenibile, efficienza e flessibilità volontaria della domanda. Contrattualizzare le forniture invernali e le riserve ancora necessarie, precisandone costi e disponibilità. L’elettricità importata può aiutare durante la transizione; la relativa dipendenza deve restare visibile nella valutazione della sovranità energetica. Consulta il calendario di sostituzione e i servizi di riserva da acquistare.
Pianificare l’intero periodo di realizzazione
Usare il 2047 come data di lavoro per la prima nuova centrale, con forniture capaci di assorbire un ritardo al 2053 o oltre. Scegliamo così il caso di pianificazione fra i nostri calendari illustrativi. È un’ipotesi di programma, subordinata a modifiche legislative, autorizzazioni, fornitori e finanziamento. Il caso accelerato, con esercizio commerciale nel 2042, resta un’opportunità; non ne attribuiamo l’elettricità alla copertura del periodo precedente.
Date degli scenari e condizioni necessarie Riferimento temporale sceltoAvviare subito attività di sviluppo reversibili: costituire il gruppo del proprietario, valutare siti candidati, confrontare progetti e sondare l’interesse dei clienti per contratti elettrici a lungo termine. Subordinare la costruzione alle autorizzazioni necessarie e a un piano di realizzazione finanziato.
- Caso favorevoleEsercizio commerciale 2042
Decisioni tempestive, sito preparato e fornitori assicurati. Primo getto di calcestruzzo: 2034. Primo allacciamento: 2041.
- Esempio di pianificazioneEsercizio commerciale 2047
Valutazione e costruzione più lunghe, con alcune attività in parallelo. Primo getto di calcestruzzo: 2037. Primo allacciamento: 2046.
- Caso con ritardiEsercizio commerciale 2053
Ritardi legislativi o autorizzativi, seguiti da difficoltà di costruzione. Primo getto di calcestruzzo: 2041. Primo allacciamento: 2052.
Il caso con ritardi supera il 2050. Sono possibili ritardi maggiori o la cancellazione. Altre unità richiedono siti, fornitori, personale e finanziamenti propri.
Tutte le ipotesi e le condizioni del calendario
| Fase | Caso favorevole | Esempio di pianificazione | Caso con ritardi |
|---|---|---|---|
| Disponibilità del quadro legale ipotizzata | 2028 | 2028 | 2031 |
| Procedura di autorizzazione di massima | 2028–2032 | 2029–2035 | 2032–2039 |
| Licenza di costruzione e progettazione | 2030–2034 | 2033–2037 | 2037–2041 |
| Dall’inizio dei lavori al primo allacciamento | 7 anni | 9 anni | 11 anni |
| Messa in servizio dopo il primo allacciamento | 1 anno | 1 anno | 1 anno |
In questi casi, progettazione e preparazione della domanda si sovrappongono. Le autorizzazioni devono precedere le attività che ne dipendono. Servono una modifica legislativa, l’approvazione del sito, un progetto adatto, disponibilità dei fornitori e finanziamenti.
Il primo allacciamento permette di immettere in rete l’elettricità della messa in servizio. Gli scenari conteggiano il contributo annuo previsto dall’inizio dell’esercizio commerciale.
Il referendum è riuscito. Il DATEC prevede una votazione nel 2027. Gli elettori devono approvare la modifica prima che i nuovi progetti nucleari possano procedere in base ad essa. Seguono separatamente le autorizzazioni delle centrali.Riuscita del referendum, 19 ottobre · DATEC: votazione prevista nel 2027
Anche rete e personale formato determinano la consegna
Il termine referendario della modifica della legge sulla rete scade il 21 gennaio 2027. Procedure più rapide dipendono da entrata in vigore e attuazione. Quel termine non garantisce risparmi di tempo per i progetti. Termine referendario ed entrata in vigore della legge sulla rete
Finanziare reclutamento, qualificazione e formazione continua insieme al progetto nucleare. La bozza B10 ENSI di settembre copre personale operativo, manutenzione, collaboratori esterni e disattivazione. La consultazione dura fino al 15 gennaio 2027. Offre una lista per pianificare; i requisiti finali dipendono dall’adozione. Mancano ancora dati pubblici specifici su organici, stipendi e costi dei simulatori.
Perimetro della bozza su qualifica e formazione · Date della consultazione
Il nostro programma propone due unità standardizzate, con date operative di lavoro nel 2047 e nel 2050. La seconda richiede cantieri sovrapposti. Il capitolo sul programma presenta budget, finanziamento del proprietario e forniture ancora necessarie.
Ipotesi di due unità e condizioni di realizzazioneTutti e tre i casi arrivano dopo le chiusure annunciate di Beznau. Un programma di sostituzione richiede quindi forniture a breve termine e costruzioni a lungo termine. Se un progetto manca una tappa chiave autorizzativa o finanziaria, aggiornare il suo contributo atteso e coprire subito il deficit risultante.
Partire da progetti con impianti di riferimento in esercizio
Confrontare AP1000, APR1400 ed EPR in uno studio competitivo di fattibilità svizzero. Tutti hanno impianti di riferimento in esercizio nei dati riportati qui sotto. Valutare sito, raffreddamento, rete, capacità dei fornitori e finanziamento prima di scegliere un progetto.
Progetti di riferimento, date di costruzione e fontiAnni · scala comune da zero a 20
Questi esempi comprendono costruzioni rapide e forti ritardi. Paesi, progetti, appaltatori e organizzazione differiscono. L’intervallo offre prove di resistenza utili per un piano svizzero.
Tappe, selezione e differenze tra fonti
Sei unità completate coprono quattro progetti e quattro paesi. La selezione illustra la variabilità; non assegna probabilità a una data di completamento svizzera.
Gli intervalli usano le date IAEA PRIS e i giorni di calendario divisi per 365.25. Il primo allacciamento alla rete precede l’esercizio commerciale, durante la messa in servizio.
| Unità | Inizio dei lavori | Primo allacciamento | Esercizio commerciale | Fonte |
|---|---|---|---|---|
| Fuqing 5 | 2015-05-07 | 2020-11-27 | 2021-01-30 | IAEA PRIS |
| Barakah 1 | 2012-07-19 | 2020-08-19 | 2021-04-01 | IAEA PRIS |
| Taishan 1 | 2009-11-18 | 2018-06-29 | 2018-12-13 | IAEA PRIS |
| Sanmen 1 | 2009-04-19 | 2018-06-30 | 2018-09-21 | IAEA PRIS |
| Vogtle 3 | 2013-03-02 | 2023-03-31 | 2023-07-31 | IAEA PRIS |
| Olkiluoto 3 | 2005-08-12 | 2022-03-12 | 2023-05-01 | IAEA PRIS |
Per Olkiluoto 3, la data di produzione regolare del gestore differisce dalla data commerciale di PRIS. Il grafico usa sempre la tappa PRIS.
Gli esempi più rapidi mostrano ciò che alcuni progetti hanno realizzato. Quelli in ritardo mostrano le conseguenze alle quali un proprietario svizzero deve prepararsi. Nessuno dei due risultati si trasferisce automaticamente alla Svizzera.
Mantenere aperta l’opzione dei piccoli reattori modulari. Impegnarsi a costruirli quando prestazioni dimostrate, fornitori e offerte attuabili lo giustificano. Il primo progetto deve meritare il proprio posto con capacità comprovate e condizioni commerciali accettabili.
Ripartire dai precedenti progetti svizzeri
Iniziare il confronto dei siti da Beznau, Mühleberg e Niederamt. I precedenti progetti contengono indagini geologiche, studi sulle piene, concetti di raffreddamento e planimetrie generiche degli impianti. Questo lavoro offre a un nuovo proprietario una base concreta per valutare le ubicazioni.
IFSN: portata delle valutazioni precedenti| Progetto | Potenza proposta | Risultati storici da confrontare con studi successivi |
|---|---|---|
| Beznau | 1'450 MW | Protezione dalle piene, inclusi gli effetti sugli impianti nucleari vicini. Pagina 2, paragrafo sull’idrologia |
| Mühleberg — Niederruntigen | 1'450 MW | Stabilità dei versanti, frane e caduta di massi. Pagina 1, ultimo paragrafo |
| Niederamt — vicino a Gösgen | 1'100 MW oppure 1'600 MW | Geologia regionale e allacciamento affidabile alla rete, con gli eventuali ampliamenti necessari. Pagina stampata 28, raccomandazioni 4.1.6 e 4.1.7 |
Ogni classe di potenza indicata ammetteva ±20%. Le due taglie di Niederamt erano alternative per una sola centrale. Tutte e tre le proposte prevedevano torri di raffreddamento.
IFSN: potenza proposta, raffreddamento e condizioni dei siti, pagine 1–2 Scarica i dati delle proposte (CSV)
A che punto erano arrivati i progetti precedenti?
- 2008Domande presentate
Tre progetti entrano nella procedura di autorizzazione di massima. Fonte
- Novembre 2010Valutazioni dei siti
L’IFSN considera le condizioni geologiche idonee in linea di principio e richiede ulteriori indagini. Fonte
- Marzo 2011Procedure sospese
Il governo sospende le procedure dopo Fukushima. Fonte
- Ottobre 2016Domande ritirate
I proprietari citano le mutate condizioni di mercato e l’orientamento politico. Fonte
Erano domande di autorizzazione di massima: una prima valutazione del sito e del progetto generale. Le domande ritirate non conferiscono oggi alcun permesso di costruire.
Finanziare uno studio comparativo dei siti con una decisione finale: scegliere un progetto fattibile o fermare quell’opzione.
Che cosa deve accertare un nuovo confronto?
- Sicurezza e terreno: verificare le condizioni attuali del sito, i rischi sismici e di piena, i terreni disponibili e lo spazio richiesto dal reattore proposto.
- Raffreddamento: valutare disponibilità d’acqua, scarico di calore, consumo elettrico degli impianti di raffreddamento e costi durante periodi caldi e secchi.
- Allacciamento: stabilire l’affidabilità dell’immissione in rete, gli ampliamenti necessari e i tempi per completarli.
- Realizzazione: individuare un proprietario interessato, un reattore e fornitori adeguati, autorizzazioni valide, finanziamento e responsabilità per i superamenti dei costi.
Queste sono le verifiche che raccomandiamo. Le precedenti conclusioni dell’IFSN e le raccomandazioni della Commissione per la sicurezza nucleare su Niederamt indicano domande specifiche da cui partire.
IFSN: conclusioni sui siti CSN: raccomandazioni su proprietario, geologia e rete, pagina 28
Il valore del riutilizzo dipende da quanto del lavoro precedente resta applicabile. Manca ancora una stima credibile degli anni o dei costi risparmiati. Gli scenari di realizzazione presentati sopra non attribuiscono quindi alcun risparmio di tempo a questi dossier.
Valutazione del riutilizzo e incertezza residuaRichiedere un finanziamento sostenibile per il proprietario
| Produzione annua rispetto alla piena potenza | Tutta la produzione genera ricavi | Solo il 75% genera ricavi |
|---|---|---|
| 70% | 192 | 256 |
| 85% | 163 | 217 |
| 93% | 151 | 201 |
Una disponibilità inferiore e la produzione invenduta aumentano entrambe il prezzo necessario. Lo scenario al 75% mantiene fissi i costi e assegna ricavi nulli alla produzione restante. È una sensibilità al rischio di vendita, non una previsione di limitazioni della produzione nucleare o dei prezzi elettrici.
L'accantonamento per lo smaltimento è un'ipotesi esplicita, in attesa di una valutazione specifica dei fondi. Il caso economico originario usa una produzione annua dell'85%; l'esempio finanziario separato usa il 90% per isolare gli effetti del finanziamento. Nessuno sostituisce i dati storici dei reattori o gli scenari orari con manutenzione e fermi espliciti.
I progetti europei recenti giustificano un ampio intervallo di costo
I conti EDF 2025 stimano il progetto a due reattori di Hinkley Point C a £35 miliardi in moneta del 2015. Il dato EDF di Flamanville di €13.2 miliardi in moneta del 2015 copre la costruzione. Il confronto seguente mostra i totali più ampi dell’investimento nell’audit francese. Queste stime giustificano prove su finanziamento ed extracosti; un progetto svizzero richiede un’offerta con perimetro definito.
Conti EDF, stime di completamento e anni dei prezzi
Miliardi di euro ai prezzi del 2015 · ogni barra è un diverso totale dello stesso progetto
- Stima di costruzione13.2
- Costi dell’impianto e del proprietario prima del finanziamento15.6
- Totale EDF compreso il finanziamento19.3
- Stima più ampia dell’audit20.4
Finanziamento e costi del proprietario cambiano l’investimento da recuperare. I totali si sovrappongono; sommando le barre si conterebbero più volte gli stessi costi.
Date e perimetro delle stime
L’audit di gennaio 2025 riproduce le stime EDF di novembre 2023 e presenta poi un totale più ampio. Sono stime, non conti finali. I costi del primo ciclo operativo e le condizioni dei progetti svizzeri richiedono valutazioni separate. Tutte le barre usano euro del 2015; i valori in euro del 2023 sono diversi.
Il finanziamento che preferiamo
Partire da un consorzio proprietario e contratti di lungo periodo con i clienti. Richiedere che proprietari e fornitori assumano rischi di costruzione definiti. Se offerte sostenibili richiedono ancora sostegno pubblico al prezzo, confrontare un contratto bidirezionale con tetto: sostegno sotto un prezzo concordato, restituzione sopra di esso. Pubblicare esposizione pubblica massima, scadenza e ripartizione degli extracosti prima dell'approvazione.
Questa è la posizione negoziale che proponiamo. Le prove non stabiliscono ancora un tetto sostenibile alle garanzie né dimostrano che il sostegno pubblico sia inevitabile. Non prometteremmo copertura illimitata degli extracosti o addebiti automatici ai clienti durante la costruzione.
Clienti, proprietari e fornitori devono concordare chi sostiene ritardi, fermi ed extracosti. I contratti elettrici di lungo periodo devono lasciare ricavi sufficienti per manutenzione, combustibile, scorie e chiusura. Confrontare le offerte con alternative che forniscano lo stesso servizio affidabile.
Condizioni per impegnarsi nella costruzione
- Un progetto idoneo e un sito autorizzato, con costi definiti per raffreddamento, rete e sicurezza.
- Capacità riservata presso i fornitori e un calendario che comprenda messa in servizio e margini per i ritardi.
- Un prezzo completo, con valuta, anno monetario, finanziamento e imprevisti dichiarati.
- Responsabili identificati per superamenti dei costi, ritardi e produzione ridotta.
- Obblighi finanziati per combustibile, manutenzione, assicurazione, scorie e smantellamento.
Garanzie pubbliche o sostegni al prezzo trasferirebbero rischi ai contribuenti o ai clienti. Ogni proposta di questo tipo richiede una decisione separata ed esplicita. Il capitolo sui costi mostra come finanziamento e durata del cantiere cambiano il prezzo da recuperare.
Costi, scorie e dipendenza dai fornitori
L'autonomia del combustibile richiede più di un reattore
Il combustibile nucleare può essere stoccato in anticipo, ma la Svizzera dipende dall'estero per uranio, conversione, arricchimento e fabbricazione. Axpo dichiara contratti per uranio canadese e kazako e una filiera di lavorazione occidentale. Dichiara anche scorte strategiche di origine russa. Le informazioni pubbliche non ne stabiliscono una durata verificata.
Il nostro requisito: diversificare l'intera filiera e contrattualizzare ricariche e scorte prima di contare la produzione affidabile. Spiegazione Axpo della filiera, giugno 2026
Finanziare i servizi per le scorie per tutta la vita del reattore
La domanda per il deposito include riserve per prolungare l’esercizio dei reattori esistenti, compreso uno scenario di 80 anni. Esclude esplicitamente i nuovi reattori. Ogni nuovo progetto necessita quindi di un proprio piano finanziato per stoccaggio intermedio, imballaggio del combustibile e smaltimento definitivo. Inventario della domanda · Nagra: reattori esistenti e nuovi
Includere questi servizi e i loro costi nella decisione d’investimento. I proprietari devono finanziare gli obblighi, e l’autorità deve approvare la capacità pertinente e la dimostrazione di sicurezza. La nostra quota di costo aggiuntiva per lo smaltimento resta un’ipotesi finché manca una valutazione specifica del progetto. Condizioni di autorizzazione e finanziamento · Ipotesi sul costo di smaltimento
Che cosa coprono le riserve esistenti e perché contano i tempi
Il massimo proposto è di 2'500 m³ di scorie altamente radioattive non imballate. Parte da una base arrotondata di 1'550 m³ e include 550 m³ per 80 anziché 60 anni di esercizio dei reattori esistenti, più altri margini. Imballaggio e spazio necessario a dissipare il calore sono distinti. La quantità richiesta non stabilisce una capacità autorizzata per nuove unità.
Il calendario di riferimento del programma esistente prevede il collocamento delle scorie altamente radioattive nel 2060–2074. Un nuovo reattore avviato nel 2050 e in esercizio per 60 anni ipotizzati produce il suo ultimo combustibile esaurito attorno al 2110, prima del raffreddamento e dello smaltimento. I servizi di stoccaggio, imballaggio e smaltimento devono restare disponibili oltre il periodo di conferimento di riferimento del programma esistente.
Rapporto di sicurezza, appendice A · Calendario di riferimento dell’inventario, sezione 2.5 · Esempio di durata di vita e ipotesi
Costi di chiusura del parco esistente
Lo studio dei costi 2026 presentato stima CHF 23.602 miliardi per disattivazione e smaltimento, comprese le scorie della Confederazione e i costi già sostenuti. Altri CHF 1.629 miliardi coprono le attività di postesercizio dopo la fine della produzione elettrica. Sono stime del ciclo di vita ai prezzi di gennaio 2026, non la spesa residua o un disavanzo dei fondi.
La verifica indipendente precede le decisioni definitive sui contributi. Queste stime del parco esistente non quantificano i nuovi reattori proposti o i prolungamenti a 80 anni. Servono valutazioni separate di costi e inventario.
KS26: totali del ciclo di vita e ipotesi · Presentazione e stato della verifica
Responsabilità illimitata non significa assicurazione illimitata
Gli esercenti svizzeri hanno responsabilità illimitata per i danni nucleari. La copertura richiesta parte da EUR 1.2 miliardi, più il 10% per interessi e spese legali. Oltre la copertura restano esposti i beni dell’esercente. La copertura federale colma specifiche lacune assicurative private; il risarcimento internazionale supplementare ha un limite separato.
L'ordinanza consente determinate esclusioni o limiti per eventi naturali eccezionali, guerra, terrorismo e richieste tardive. Non rivela la polizza privata di ciascuna centrale. Un nuovo progetto deve mostrare assicurazione effettiva, premi federali ed esposizione residua. Una perdita estrema potrebbe comunque richiedere una decisione parlamentare sull'intervento pubblico.
UFE: responsabilità e risarcimento · Ordinanza sulla responsabilità civile, articolo 7
Che cosa indicano i modelli del sistema svizzero
Lo studio ETH–PSI mostra che costi di costruzione, rendimenti richiesti e politica determinano se i modelli scelgono nuovo nucleare. I casi guidati dal mercato divergono su questa scelta. Alcuni sistemi modellati a emissioni nette nulle non usano nuovo nucleare. Lo studio non verifica come ciascun mix fornisca elettricità con importazioni limitate e arresti simultanei.
Risultati e limiti dello studioLa nostra conclusione: sviluppare un’offerta svizzera reale e verificarne consegna, costi e servizio invernale. Lo studio identifica condizioni favorevoli; non dimostra che un fornitore le offrirà.
ETH–PSI: ipotesi, differenze e prove di fornitura escluse
Costi di costruzione, finanziamento e politica influenzano la convenienza del nuovo nucleare nel sistema elettrico. Lo studio ETH–PSI del giugno 2026 confronta quattro modelli informatici, includendo nucleare, idroelettrico, rinnovabili, accumulo e scambi di elettricità. Trova anche sistemi modellizzati a zero emissioni nette senza nuovo nucleare, basati su rinnovabili, flessibilità, accumulo e scambi.
ETH–PSI: metodi e conclusioni, pagine 6–16 e 27–28In franchi del 2024, prima del finanziamento dei lavori.
Rischio d’investimento inferiore, per esempio grazie a garanzie pubbliche.
Le rinnovabili escluse quelle idroelettriche e il nuovo nucleare condividono l’obiettivo. Entrambi ricevono sostegno per raggiungerlo.
Risultato del modello per questo caso a basso costo. I progetti reali richiedono prezzi dei fornitori, finanziamento e autorizzazioni.
Il tasso di finanziamento è il rendimento annuo medio richiesto da finanziatori e investitori. I ricercatori lo chiamano costo medio ponderato del capitale, o WACC. Costi di costruzione maggiori riducono la potenza nucleare scelta in questo caso.
Rapporto: pagine 21–22, figura 6 Appendice: definizioni finanziarie e politiche, pagine 7–11
Il caso precedente richiede 45 TWh all’anno da rinnovabili escluse quelle idroelettriche e nuovo nucleare insieme. Questo confronto elimina tale requisito.
I modelli possono scegliere quanta elettricità la Svizzera produce o importa, entro le altre ipotesi. Resta il vincolo delle emissioni nette pari a zero.
Cambiamento di politica e vincolo climatico mantenuto, pagine 10–11
Ogni riga è un modello informatico. Questi strumenti calcolano un sistema energetico a basso costo secondo ipotesi scelte. I nomi identificano strumenti diversi, il cui ambito è spiegato accanto ai risultati.
Le colonne fissano il rendimento annuo richiesto da finanziatori e investitori sul capitale destinato al nuovo nucleare. Lo studio usa l’8% oltre l’inflazione per rappresentare l’investimento privato. Il caso al 5% ipotizza un rischio ridotto, per esempio grazie al sostegno pubblico.
Entrambe le colonne testano gli stessi prezzi di costruzione ipotizzati: CHF 5'000, 8'000 e 12'000 per chilowatt di potenza produttiva.
Per una centrale esemplificativa da 1 GW, questi prezzi corrispondono a CHF 5 miliardi, 8 miliardi oppure 12 miliardi. Sono ipotesi di costruzione in franchi del 2024, prima dei costi finanziari. Calcolo della dimensione
| Modello e ambito coperto | Finanziamento più costoso8% oltre l’inflazione | Finanziamento meno costoso5% oltre l’inflazione |
|---|---|---|
| STEMSwiss TIMES Energy System ModelElettricità, riscaldamento, trasporti e altri usi energetici. Segue la transizione nel tempo. | Include nuovo nucleareA tutti e tre i prezzi di costruzione. | Include nuovo nucleareA tutti e tre i prezzi di costruzione. |
| Nexus-eApprovvigionamento elettrico, reti e scambi con i paesi vicini per un anno futuro scelto. | Nessun nuovo nucleareA nessuno dei tre prezzi di costruzione. | Include nuovo nucleareSolo a CHF 5000/kW. |
| SESSwiss EnergyScopeElettricità, riscaldamento e trasporti insieme, per un anno futuro scelto. | Nessun nuovo nucleareA nessuno dei tre prezzi di costruzione. | Nessun nuovo nucleareA nessuno dei tre prezzi di costruzione. |
| SES-ETHSwiss EnergyScope — variante ETHUna versione di EnergyScope sviluppata separatamente, anch’essa dedicata a elettricità, riscaldamento e trasporti per un anno futuro scelto. | Nessun nuovo nucleareA nessuno dei tre prezzi di costruzione. | Nessun nuovo nucleareA nessuno dei tre prezzi di costruzione. |
STEM include nuovo nucleare a ogni prezzo testato. Nexus-e lo include solo con costruzione e finanziamento ai livelli più bassi testati. Le due versioni di EnergyScope scelgono altre fonti in questi casi.
Gli strumenti differiscono per domanda, potenziale rinnovabile, scambi, esercizio e ambito coperto. I risultati descrivono queste ipotesi; una centrale reale richiede proprietario, fornitori e finanziamento.
Descrizioni dei modelli, pagine 1–3; finanziamento, pagine 8 e 13; risultati, figure 21 e 25 Costi del sistema e decisioni dei proprietari, pagina 15 Risultati per ogni prezzo e finanziamento (CSV)
Affidabilità e tempi di realizzazione richiedono verifiche specifiche
Lo studio esclude gli stress test sulla sicurezza dell’approvvigionamento e omette da tutti i modelli l’obiettivo di 5 TWh di importazioni nette invernali. I casi con e senza nuovo nucleare lasciano quindi aperta la nostra verifica di sovranità: approvvigionamento affidabile con importazioni limitate, meteo difficile e arresti simultanei.
Portata dell'analisi sulla sicurezza dell'approvvigionamento, pagina 2 Obiettivo sulle importazioni invernali e motivi dell'esclusione, pagine 7 e 11Il nuovo nucleare entra in servizio nel 2050 per ipotesi, e lo studio esclude il prolungamento dei reattori esistenti. Nel nostro piano, prosecuzione sicura dell’esercizio e realizzazione effettiva delle nuove centrali restano decisioni distinte, con i calendari della sezione sulla realizzazione.
Anno di avvio e durata degli impianti, pagina 10Come interpretare le potenze e le differenze tra modelli
I modelli scelgono la potenza in modo continuo da un minimo di 300 MW, usando ipotesi generiche sui reattori ad acqua leggera. Un programma reale richiede unità di dimensioni discrete e siti adatti.
I modelli differiscono per trattamento della domanda, limiti delle risorse rinnovabili, rappresentazione degli scambi e ipotesi operative. Ogni risultato riflette queste scelte e la struttura del modello.
Gli scenari selezionati consentono rimozioni di carbonio all’estero per compensare alcune emissioni. Il risultato a zero emissioni nette dipende da questa scelta contabile.
L’appendice lascia inoltre domande sull’applicazione del finanziamento di costruzione in SES, su alcuni tassi di finanziamento del solare e sui costi di smantellamento in STEM. Segnala che i costi operativi nucleari ipotizzati per un utilizzo elevato potrebbero essere sottostimati con un utilizzo inferiore.
Queste domande richiedono gli input esatti e il codice dei modelli. I risultati pubblicati sono elementi utili, subordinati alle ipotesi; non abbiamo riprodotto i modelli in modo indipendente.
Tabelle 2–3 e metodi, pagine 3–12 Risultati selezionati, ipotesi e questioni applicative irrisolte
Proseguire al costo dell’elettricità affidabile.
Riferimenti
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Definizioni, calcoli e dati dei modelli sono disponibili nel registro delle fonti.