La Svizzera copre il proprio fabbisogno di energia elettrica prevalentemente con l’energia idroelettrica nazionale (circa il 60%) e l’energia nucleare (circa il 30%). In inverno, l’energia nucleare contribuisce, secondo le stime, per circa il 40% alla produzione nazionale di energia elettrica[1]. Sebbene questo valore fluttui di anno in anno, in media è rimasto praticamente invariato negli ultimi 10 anni. 

La produzione nazionale è praticamente a zero emissioni di CO₂. Nel 2024, il mix di produzione era costituito per circa lo 0,5% da fonti fossili, mentre quello di consumo per l’1%[2]. Le nuove energie rinnovabili, quali il solare, l’eolico e la biomassa, nonché le centrali termiche, hanno registrato una forte crescita negli ultimi anni e contribuiscono attualmente per il 12% (2024). Il resto è costituito da fonti fossili ed elettricità importata. La Svizzera è esportatrice di elettricità in estate e importatrice in inverno[3].  

Quasi, ma non ancora del tutto. La produzione nazionale di energia elettrica è oggi priva di CO₂ per circa il 99,5% (quasi neutrale da un punto di vista climatico), poiché proviene principalmente dall’energia idroelettrica e da quella nucleare[1]. Ma le importazioni non sono completamente a impatto zero: nel semestre invernale la Svizzera deve importare energia elettrica che proviene in parte da centrali a gas o a carbone. A lungo termine, l’obiettivo è rendere l’approvvigionamento elettrico completamente a impatto zero sul clima, ovvero utilizzando esclusivamente fonti energetiche prive di CO₂. La grande sfida sarà quella di sostituire l’attuale produzione a emissioni zero proveniente dalle centrali nucleari esistenti (40% dell’elettricità invernale). Senza proroghe della durata di esercizio, questa produzione scomparirà gradualmente tra il 2033 e il 2044. Allo stesso tempo, il consumo di elettricità dovrebbe aumentare di circa un terzo, a causa della digitalizzazione e della decarbonizzazione degli edifici e della mobilità[2]. 

Secondo l’Ufficio federale della protezione della popolazione, il rischio di una carenza di energia elettrica si verifica una volta ogni 30 anni e comporta potenzialmente danni aggregati molto elevati, pari a circa 84 miliardi di franchi. Si tratta quindi, insieme a una nuova pandemia, dello scenario di minaccia più probabile e più costoso per la Svizzera[1]. Il rischio di una carenza di energia elettrica dovrebbe aumentare notevolmente entro il 2050, se la Svizzera non migliorerà la sicurezza dell’approvvigionamento.

Un blackout, ovvero un’interruzione di corrente improvvisa e di breve durata come quella verificatasi ad esempio in Spagna nel 2025, secondo l’Ufficio federale della protezione della popolazione ha la stessa probabilità di verificarsi di una situazione di carenza di energia elettrica (carenza strutturale di energia elettrica per un periodo prolungato) e si verifica una volta ogni 30 anni. I danni aggregati stimati ammontano a 7,78 miliardi di franchi.[1]

Nel semestre estivo la Svizzera è esportatrice netta, mentre nel semestre invernale è importatrice netta[1]. A seconda dell’andamento della produzione interna di energia elettrica, il fabbisogno di importazioni in inverno varia. Seguendo l’attuale sviluppo fino al 2050, la Svizzera potrebbe registrare un fabbisogno di importazione compreso tra 9 e 16 TWh[2]. Ciò è dovuto al fatto che, secondo l’attuale sviluppo, le centrali nucleari che verranno dismesse non saranno sostituite in misura equivalente da nuove fonti di produzione di energia elettrica invernale a emissioni zero. La legge sull’energia prescrive, nell’ottica di una strategia di importazione sostenibile, che l’importazione di energia elettrica nel semestre invernale non superi il valore di riferimento di 5 TWh[3].

La Svizzera dispone oggi di tre centrali con quattro reattori: Gösgen, Leibstadt, Beznau 1 e Beznau 2. Queste hanno una potenza di 2’973 MW e producono circa un terzo dell’energia elettrica nazionale nell’arco dell’intero anno e circa il 40% della nostra energia elettrica invernale[1]. Questo valore, pur variando di anno in anno, è rimasto praticamente invariato in media negli ultimi 10 anni. 

Le centrali nucleari svizzere dispongono di autorizzazioni di esercizio a tempo indeterminato, associate a un obbligo permanente di adeguamento tecnico. La legge non prevede una durata di esercizio fissa. Nel 2017 l’elettorato svizzero ha respinto una proposta di limitazione della durata di esercizio. Gli impianti esistenti devono rimanere in funzione fintantoché soddisfano i requisiti di sicurezza previsti dalla legge. Beznau 1 e 2 sono i reattori più vecchi della Svizzera (1969 e 1971), che nonostante la loro età avanzata, grazie a regolari adeguamenti, sono all’altezza degli attuali standard di sicurezza. Nel frattempo, dopo un’attenta valutazione di tutti i rischi tecnici, economici, normativi e politici, il gestore ha deciso di dismettere l’impianto nel 2032 e nel 2033. Senza ulteriori misure, Gösgen potrebbe seguire nel 2039 e Leibstadt nel 2044. Il Consiglio federale ritiene che anche un funzionamento a lungo termine di 80 anni delle centrali nucleari di Gösgen e Leibstadt sia tecnicamente possibile e, nella stragrande maggioranza dei casi, anche economicamente vantaggioso. Il Consiglio federale non ritiene al momento necessario un sostegno finanziario per l’esercizio a lungo termine .[1] Ciononostante, è necessario che il quadro giuridico sia adeguato, ad esempio attraverso l’abolizione del divieto tecnologico previsto dalla legge sull’energia nucleare, affinché Gösgen e Leibstadt possano continuare a funzionare oltre i 60 anni.[2] [3]

In Svizzera, la sicurezza delle centrali nucleari è regolamentata in modo esaustivo ed è sottoposta a controlli continui da parte delle autorità di vigilanza. I requisiti specifici comprendono valutazioni sistematiche annuali della sicurezza, verifiche approfondite ogni dieci anni e ulteriori dimostrazioni di sicurezza dopo 40 anni di esercizio. Per legge, i sistemi di sicurezza devono rimanere sempre all’avanguardia dal punto di vista tecnologico. Le misure comprendono anche la protezione contro terremoti, inondazioni, incidenti aerei, attacchi con droni, attacchi informatici, sabotaggi o attacchi terroristici.[1] [2]

In Svizzera, l’Ispettorato federale della sicurezza nucleare (IFSN) vigila sulla sicurezza delle centrali nucleari. L’autorità afferma che i requisiti di sicurezza sono molto elevati rispetto agli standard internazionali.[1] Nel 2025 gli impianti nucleari svizzeri hanno rispettato i requisiti di sicurezza per l’esercizio, come dimostra un rapporto dell’IFSN .[2] Le centrali nucleari sono costruite in modo tale da lasciare al personale operativo tempo sufficiente per intervenire in modo mirato anche in caso di gravi incidenti. I sistemi di sicurezza sono progettati per gestire anche incidenti gravi che sono stati presi in considerazione nella progettazione dell’impianto (i cosiddetti incidenti di progetto).[3] Inoltre, sin dagli albori della tecnologia nucleare, scienziati e ingegneri lavorano per migliorare ulteriormente la sicurezza delle centrali nucleari. Le nuove conoscenze derivanti dalla ricerca vengono integrate nei programmi di ammodernamento, in modo che gli impianti rimangano sempre all’avanguardia dal punto di vista tecnologico. Tra le misure in corso per garantire un funzionamento sicuro figurano[4]:

• Gestione delle centrali nucleari secondo una legislazione rigorosa e direttive precise basate su principi tecnico-scientifici.
• Presentazione trasparente dei requisiti e dei criteri di sicurezza per l’attività dell’autorità di vigilanza.
• Vigilanza da parte dell’autorità di controllo IFSN tramite ispezioni regolari e verifiche periodiche della sicurezza.
• Una buona formazione iniziale e continua del personale delle centrali nucleari, comprese verifiche periodiche.
• Investimenti nella sicurezza, affinché gli impianti siano sempre all’avanguardia dal punto di vista tecnologico.
• Progettazione dei sistemi di sicurezza delle centrali nucleari: gli incidenti sono gestiti in modo tale da non causare gravi ripercussioni sulle persone e sull’ambiente.
• Sistemi di sicurezza multipli e indipendenti l’uno dall’altro – ad esempio i sistemi di raffreddamento di emergenza – garantiscono la sicurezza anche in caso di guasto di singole parti o di intero sistema.
• Protezione garantita da una serie di barriere in cascata che, anche in caso di incidente grave, limitano la fuoriuscita di sostanze radioattive nell’ambiente.
• I sistemi di emergenza autonomi e interrati offrono un livello di protezione molto elevato contro eventi esterni quali terremoti e inondazioni. Essi assumono l’importante funzione di dissipazione del calore dai reattori qualora gli altri sistemi di raffreddamento dovessero fallire.
• I ricombinatori di idrogeno contribuiscono, in caso di fusione del nocciolo, a prevenire esplosioni di idrogeno e quindi danni ai sistemi di barriera.
• I tecnici nucleari di tutto il mondo traggono insegnamento dagli incidenti e dagli errori. Le centrali nucleari in Svizzera promuovono una cultura aperta degli errori e un intenso scambio di esperienze.

Le centrali nucleari sono tra le infrastrutture civili meglio protette della Svizzera, al pari di altri impianti elettrici quali dighe o sottostazioni della rete. Ciò vale in particolare per gli attacchi terroristici. In passato, l’IFSN ha constatato in particolare che il livello di protezione contro gli incidenti aerei intenzionali è elevato.[1] Secondo i gestori, gli attacchi con i droni rappresentano attualmente un rischio trascurabile. Ciononostante, esistono misure precauzionali, ad esempio sotto forma di una zona di divieto di volo sopra l’area della centrale. Le precise misure di sicurezza sono segrete per non compromettere la protezione.[2]

Beznau 1 e 2, i reattori nucleari più vecchi della Svizzera, prelevano l’acqua di raffreddamento dall’Aare. Secondo l’ordinanza sulla protezione delle acque, non è più consentito scaricare acqua di raffreddamento se, dopo la completa miscelazione con l’acqua dell’Aare, la temperatura di quest’ultima supera i 25 gradi. In caso contrario, la potenza della centrale deve essere ridotta. Questo è quanto è accaduto durante l’ondata di caldo del giugno 2026.[1] Poiché in estate la Svizzera dispone di energia elettrica a sufficienza, tale riduzione non rappresenta un problema per l’approvvigionamento: la tutela delle acque ha la priorità. L’energia nucleare si integra perfettamente con l’energia solare. Le centrali più recenti di Leibstadt e Gösgen, inoltre, non sono soggette a questa limitazione, poiché sono raffreddate tramite circuiti in gran parte chiusi con torre di raffreddamento. Lo si osserva, ad esempio, anche in Francia. Su 56 reattori, 48 non comportano alcun rischio di riscaldamento delle acque fluviali. Per questo motivo la produzione rimane più o meno costante, nonostante l’ondata di caldo.[2] Le nuove generazioni di centrali rinunciano in gran parte al raffreddamento a flusso continuo, tranne che nelle località costiere, dove rimane diffuso per motivi pratici.

Nessuna tecnologia garantisce una completa indipendenza. Rispetto all’elevata dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili e alla dipendenza dalle energie rinnovabili, fortemente concentrata sulla Cina, l’approvvigionamento di uranio in Svizzera è però solido e diversificato. A livello mondiale, oggi l’uranio viene estratto in 12-17 paesi, mentre molti altri paesi dispongono di giacimenti.[1] Dal 2025 Axpo rinuncia ai fornitori russi e punta invece su partner del Kazakistan e del Canada.[2] In pratica, presso il sito delle centrali nucleari viene mantenuta una scorta di elementi combustibili sufficiente per circa tre anni di funzionamento normale. In caso di crisi, queste scorte potrebbero essere aumentate senza problemi. Attualmente circa il 43% dell’uranio proviene dal Kazakistan, mentre il resto proviene da altri tre o quattro paesi che registrano un’elevata produzione.[3]

No. Attualmente si profila un deficit a lungo termine: senza misure aggiuntive, entro il 2044 tutte le centrali nucleari oggi esistenti saranno gradualmente disattivate (durata di vita ~60 anni). Allo stesso tempo, entro il 2050 il consumo di elettricità (elettrificazione dei trasporti e del riscaldamento) aumenterà di circa un terzo. Senza contromisure, si profila un deficit di energia elettrica invernale di circa 9-16 TWh, pari a circa un terzo del consumo nel semestre invernale – la dipendenza dalle importazioni aumenterebbe notevolmente.[1] Gli esperti avvertono che, seguendo l’attuale sviluppo, la sicurezza dell’approvvigionamento non sarebbe garantita nel 2050 (indice VSE: solo 69/100 punti)[2]. Sono necessarie ulteriori capacità di produzione (energie rinnovabili ed eventualmente nuove centrali nucleari o a gas) per garantire in modo sostenibile la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico.

Le energie rinnovabili danno sì un contributo crescente all’approvvigionamento elettrico invernale, soprattutto nei mesi di ottobre e marzo. Ma un’ulteriore forte crescita risulta difficile a causa di diversi fattori. Finora non è stato possibile rispettare i ritmi di ampliamento previsti dalla legge per raggiungere gli obiettivi fissati per il 2035 e il 2050.[1] La regolamentazione, le procedure di autorizzazione e il finanziamento giocano un ruolo importante tanto quanto la tutela dell’ambiente, l’occupazione del suolo e i limiti tecnico-fisici. Un ulteriore potenziamento delle energie rinnovabili è certamente importante per un approvvigionamento energetico invernale sostenibile. Ma è improbabile che la sicurezza dell’approvvigionamento possa essere garantita esclusivamente con le energie rinnovabili a costi accettabili. Per questo motivo, già la Strategia energetica 2050 prevedeva il ricorso a centrali a gas per il periodo invernale e una maggiore dipendenza dalle importazioni.[2]

L’energia eolica può essere particolarmente preziosa in Svizzera nel semestre invernale, ma finora il suo potenziamento procede a rilento. Il Consiglio federale ha fissato per il 2030 un obiettivo di produzione annuo di 2,3 TWh, che corrisponde a circa 400 impianti eolici;[1] nel 2025 la produzione è stata nettamente inferiore, attestandosi a 0,2 TWh (circa 50 impianti in 13 siti). Gli impianti eolici in Svizzera producono circa il 60% della loro energia elettrica nel semestre invernale.[2]

L’energia idroelettrica rimane il pilastro principale dell’approvvigionamento elettrico svizzero. Il potenziale stagionale aggiuntivo di accumulo è però limitato: i 16 progetti della Tavola rotonda sull’energia idroelettrica avrebbero dovuto fornire originariamente circa 2 TWh di energia elettrica invernale aggiuntiva entro il 2040; secondo l’UFE, attualmente si prevedono circa 1,1 TWh entro il 2040 e circa 1,5 TWh a regime.[1] La sfida dell’energia idroelettrica consiste nello sfruttare appieno il limitato potenziale residuo per l’ampliamento. In futuro, l’energia idroelettrica dovrà produrre più elettricità, ma anche soddisfare requisiti ecologici più severi (portata residua, migrazione dei pesci, fenomeno di piena e magra) e adattarsi alle mutate condizioni idrologiche dovute al cambiamento climatico.[2]

Nel caso dell’energia solare, alcuni limiti naturali, in particolare l’irraggiamento solare stagionale e le condizioni meteorologiche, impediscono una quota elevata di produzione invernale. In media, gli impianti solari in Svizzera hanno un tasso di utilizzo pari a circa il 10-12%, ovvero da 900 a 1’100 ore all’anno.[1] Gli impianti solari sui tetti dell’Altopiano producono inoltre circa il 23-25% della loro energia elettrica in inverno (da ottobre a marzo).[2] I grandi impianti alpini potrebbero porre rimedio a questa situazione, poiché in inverno producono comunque il 45-50% dell’energia e presentano fattori di carico più elevati.[3] Ma molti impianti non vengono realizzati per motivi di costo, nonostante lo Stato copra il 60% del finanziamento. La centrale nucleare di Gösgen si estende su un’area di 14 ettari e ha una potenza di 1’060 MW con un fattore di utilizzo dell’80-90% in inverno.[4] Un impianto solare alpino con la stessa superficie produce, secondo le stime, 15 MW con un fattore di utilizzo del 50-60% in inverno.

No. Il Consiglio federale afferma espressamente che lo sviluppo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili deve essere perseguito con coerenza e che le energie rinnovabili e le nuove centrali nucleari non si escludono a vicenda. L’energia nucleare non sarebbe un sostituto dello sviluppo delle energie rinnovabili, ma una garanzia a lungo termine nel caso in cui le energie rinnovabili, gli accumuli stagionali e altre opzioni rispettose del clima non fossero sufficienti.[1]

Sì, per tre motivi: in primo luogo, le centrali moderne possono essere gestite in modo flessibile, in modo che la loro produzione sia ben coordinata con quella delle energie rinnovabili (funzionamento in risposta al carico, regolazione della frequenza). In secondo luogo, i ricavi di mercato sono determinanti per la redditività. Poiché in futuro l’elettricità diventerà più costosa in inverno e in estate si verificheranno sempre più spesso prezzi negativi, i ricavi di mercato si sposteranno maggiormente verso l’inverno, proprio quando l’energia nucleare potrà sfruttare appieno i propri vantaggi. In terzo luogo, a medio termine è prevedibile una domanda di energia elettrica più flessibile, per cui in estate si registreranno meno ore con prezzi negativi. Poiché le centrali nucleari hanno soprattutto costi fissi, anche le ore con prezzi bassi in estate offrono un margine di contribuzione che sostiene la redditività.[1]

Le alternative alle nuove centrali nucleari sono un forte potenziamento del fotovoltaico, dell’eolico e dell’idroelettrico, un aumento delle capacità di stoccaggio e delle reti, la riduzione dei consumi di energia elettrica e le centrali a gas. Nessuna opzione è priva di conflitti di obiettivi: le energie rinnovabili richiedono spazi, reti e flessibilità; le importazioni presuppongono la disponibilità di capacità all’estero; le centrali a gas fossile, in assenza di combustibili a impatto zero sul clima, di cattura della CO₂ o di compensazione, sono in contrasto con l’obiettivo di azzeramento delle emissioni nette entro il 2050.[1] In generale, gli scenari che prevedono grandi centrali elettriche centralizzate sono economicamente più vantaggiosi rispetto a quelli che puntano sulla massimizzazione dei piccoli impianti decentralizzati (pannelli solari sui tetti, eolico).[2] Axpo ha inoltre calcolato che un approvvigionamento basato su energie rinnovabili, centrali nucleari e circa CHF 15 miliardi risulterebbe più conveniente rispetto a uno basato su energie rinnovabili e gas.[3]

Le nuove centrali nucleari sarebbero pronte in tempo per dare un contributo sostenibile alla sicurezza dell’approvvigionamento. Con la proroga della durata di esercizio delle centrali nucleari esistenti, queste dovranno essere disattivate dalla rete al più tardi entro il 2050 – più o meno in quel periodo sarebbero possibili nuove centrali nucleari.[1] Il Consiglio federale non sostiene quindi una decisione immediata sulla costruzione, ma la possibilità di mantenere aperta un’opzione a lungo termine.[2] Il funzionamento il più a lungo possibile degli impianti esistenti (80 anni invece di 60) amplierebbe in ogni caso il margine di manovra.

La costruzione di una grande centrale nucleare di terza generazione avanzata (Generazione III+) in Svizzera è fattibile dal punto di vista tecnico e dell’ubicazione. Ma senza l’abrogazione del divieto di costruzione, le nuove centrali nucleari rimangono vietate in Svizzera. Di conseguenza, al momento non esiste alcun progetto concreto di costruzione. I siti esistenti sarebbero tuttavia idonei per la sostituzione delle centrali nucleari esistenti, qualora ciò dovesse rendersi necessario in futuro. Ciò per diversi motivi: infrastrutture esistenti (in particolare collegamenti alla rete di trasmissione), sistemi di raffreddamento collaudati, know-how e personale disponibili a livello locale, accessibilità logistica per la costruzione, riserve di terreno, nonché l’accettazione da parte della popolazione locale. La costruzione di una nuova centrale «in zone vergini» appare invece poco vantaggiosa.[1]

A breve termine sì – almeno come riserva. La riserva di energia elettrica comprende, oltre alla riserva idroelettrica, anche centrali termiche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza, impianti di cogenerazione e una riserva di consumo. Questi impianti hanno lo scopo di garantire la sicurezza in situazioni critiche di approvvigionamento e non di produrre energia elettrica per il mercato in modo permanente. A lungo termine, le centrali a gas fossile sono problematiche in vista dell’obiettivo climatico «zero emissioni nette»; dovrebbero essere gestite in modo climaticamente neutro, combinate con la cattura della CO₂ («carbon capture») o sostituite da altre fonti di energia a basse emissioni di CO₂.[1] Axpo ritiene oggi che in futuro sarà molto probabilmente necessaria energia da gas disponibile sul mercato. Nuove centrali nucleari ridurrebbero significativamente questo fabbisogno.[2]

Nell’estate del 2023 la Svizzera ha approvato la Legge sul clima e sull’innovazione (LOCli) con il 59,1% di voti favorevoli. L’obiettivo è che la Svizzera raggiunga la neutralità climatica entro il 2050. Per raggiungere questo obiettivo, si intende sostenere, tra l’altro, l’elettrificazione: la sostituzione di impianti di riscaldamento a petrolio, gas ed elettrici con sistemi di riscaldamento rispettosi del clima sarà incentivata con CHF 2 miliardi. Le imprese del settore industriale e artigianale che utilizzano tecnologie innovative per una produzione rispettosa del clima beneficeranno di sovvenzioni pari a CHF 1,2 miliardi.[1] Attualmente la quota di energia fossile nel consumo finale di energia è pari a circa il 57%.[2] Nei prossimi 25 anni questo consumo dovrà essere sostituito in gran parte dall’elettricità. Per questo la Svizzera necessita di una produzione di energia elettrica affidabile.

Entro il 2050 l’approvvigionamento elettrico dovrà rimanere a zero emissioni di CO₂ ed essere potenziato. Il piano della Confederazione (Strategia energetica 2050) del 2017 si basa su un massiccio potenziamento dell’energia solare, eolica e idroelettrica, sull’aumento dell’efficienza energetica e sul divieto di nuove centrali nucleari. Le centrali nucleari esistenti rimarranno in funzione fintantoché saranno sicure. Le «Prospettive energetiche 2050» della Confederazione su cui si basa il piano, però, partivano dal presupposto che la Svizzera continuasse a dipendere da maggiori importazioni di elettricità, soprattutto in inverno, e che, a seconda dello scenario, venissero utilizzate anche centrali a gas per garantire l’approvvigionamento.[1] Negli anni successivi all’entrata in vigore della strategia energetica, però, è emerso ben presto che lo sviluppo delle energie rinnovabili procedeva più lentamente del previsto, che molti progetti subivano ritardi a causa di ricorsi e procedure di autorizzazione, che l’approvvigionamento elettrico invernale rappresentava un problema irrisolto e che l’elettrificazione e la digitalizzazione facevano crescere il fabbisogno di energia elettrica più di quanto inizialmente ipotizzato. La crisi energetica del 2022, seguita all’attacco russo all’Ucraina, ha portato in primo piano in modo ancora più acuto la questione della sicurezza dell’approvvigionamento.

A causa dei problemi di attuazione della Strategia energetica 2050 e del mutato contesto, nel 2024 il Parlamento e il popolo hanno reagito approvando la «Legge sull’energia elettrica» (Legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro). Questo progetto definisce gli obiettivi di espansione delle energie rinnovabili fino al 2035 e al 2050, potenzia gli strumenti di promozione, snellisce le procedure e disciplina l’autoconsumo, le comunità elettriche locali e le flessibilità. Una «tavola rotonda sull’energia idroelettrica» dovrebbe inoltre consentire di raggiungere compromessi tra organizzazioni ambientaliste e fornitori di energia, al fine di rafforzare l’approvvigionamento elettrico invernale. Inizialmente, 16 progetti avrebbero dovuto fornire entro il 2040 circa 2 TWh di produzione stagionale invernale aggiuntiva. Secondo un sondaggio condotto dall’UFE tra i promotori dei progetti nel 2025, però, entro il 2040 si prevede di raggiungere solo circa 1,1 TWh e, anche a regime, solo circa 1,5 TWh. Il Consiglio federale è quindi giunto alla conclusione che l’elenco dei progetti debba essere integrato o adeguato.[1]

Al momento no: le analisi di economiesuisse, basate sui dati della Confederazione, mostrano che l’ampliamento sta sì prendendo slancio[1] ma rimane appena al di sotto degli obiettivi di legge e l’energia elettrica supplementare viene prodotta quasi interamente nel semestre estivo. Di conseguenza, l’espansione delle energie rinnovabili continua a non fornire un contributo sufficiente per garantire l’approvvigionamento energetico invernale.[2] La potenza produttiva installata è aumentata di circa il 50% negli ultimi anni. Nel frattempo, la produzione di energia elettrica invernale è rimasta complessivamente pressoché invariata. Per raggiungere l’obiettivo di 35 TWh di produzione annua di energia elettrica da fonti rinnovabili nel 2035, la produzione attuale dovrebbe triplicarsi nei prossimi nove anni.[3]

Oltre ai problemi di attuazione, ovvero agli obiettivi molto ambiziosi della Strategia energetica 2050 e della Legge sull’energia elettrica, la crisi energetica del 2022 ha evidenziato la necessità di un intervento immediato. La ridotta disponibilità di energia nucleare francese, le incertezze nell’approvvigionamento europeo di gas e l’insufficiente produzione interna di energia elettrica invernale hanno posto la Svizzera, dipendente dalle importazioni, di fronte a una serie di problemi. La Commissione federale dell’elettricità (ElCom) ha messo in guardia da una situazione di carenza e ha raccomandato la creazione a breve termine di 400 MW di potenza di riserva termica, nonché di una capacità compresa tra 700 e 1’400 MW a partire dal 2030.[1] Su questa base, il Consiglio federale ha autorizzato, in virtù del diritto d’emergenza, la realizzazione di tre centrali a gas e ha disposto la costituzione di una riserva idroelettrica. I costi di queste misure per il periodo dal 2023 al 2026 sono stati stimati in 2 miliardi di CHF.[2] Per il finanziamento delle centrali a gas di riserva a partire dal 2030, il Consiglio federale chiede al Parlamento ulteriori CHF 2,3 miliardi.[3]

Il Consiglio federale conferma il proprio impegno a favore dello sviluppo delle energie rinnovabili, ma intende mantenere aperta l’opzione dell’energia nucleare come soluzione a lungo termine. La controproposta mira a modificare la legge sull’energia nucleare in modo che il Consiglio federale possa nuovamente rilasciare un’autorizzazione quadro per un progetto. Tale autorizzazione potrà essere impugnata in qualsiasi momento mediante un referendum. Ciò significa che spetterà sempre al popolo decidere se approvare o respingere un progetto.[1]

No. Il popolo ha sempre il diritto di esprimere la propria opinione, perché il mondo cambia. È opportuno sottoporgli questa questione nel contesto attuale. La situazione nel settore energetico è cambiata radicalmente, in particolare dopo l’attacco della Russia all’Ucraina e l’evoluzione generale dell’approvvigionamento energetico europeo. I sondaggi attuali mostrano una crescente incertezza riguardo all’approvvigionamento elettrico svizzero: il 58% è preoccupato per la sicurezza dell’approvvigionamento a lungo termine, il 64% dubita che le energie rinnovabili siano sufficienti da sole, il 79% vuole che le centrali nucleari esistenti continuino a funzionare, il 66% sostiene un accordo sull’elettricità con l’UE. Ma se lo sviluppo delle energie rinnovabili non dovesse bastare a garantire l’approvvigionamento elettrico, la popolazione svizzera continuerebbe a preferire le centrali nucleari (58%) rispetto a quelle a gas (26%).[1] Anche nel «barometro delle preoccupazioni» di UBS, il futuro approvvigionamento elettrico figura tra le prime dieci preoccupazioni della popolazione.[2] Pertanto, l’attuale dibattito riflette non solo la situazione dell’approvvigionamento, ma anche lo stato d’animo della popolazione. La Strategia energetica 2050 è stata un voto a favore di un approvvigionamento elettrico sicuro, pulito e conveniente, soprattutto grazie allo sviluppo delle energie rinnovabili. Tale sviluppo verrà portato avanti, ma dovrà essere garantito dall’abolizione del divieto tecnologico.
Inoltre, gli strumenti della democrazia diretta consentono una rivalutazione delle decisioni precedenti. Come la prossima votazione sulla controproposta indiretta all’iniziativa Blackout, la decisione sul divieto del 2017 è stata presa sulla base di un referendum facoltativo, ovvero nello stesso quadro istituzionale in cui discutiamo oggi.

Senza incentivi statali, in linea di principio non viene realizzata alcuna produzione di energia elettrica. Un confronto è complesso, poiché il sistema di incentivi della Svizzera è poco trasparente, complesso e varia a seconda della tecnologia e del livello federale. Spesso sono disponibili più strumenti di incentivazione in parallelo. Per quanto riguarda gli impianti solari, ad esempio, solo a livello federale esistono 55 possibili tariffe di incentivazione, costituite da diverse combinazioni di incentivazione di base (in base alle dimensioni e all’ubicazione dell’impianto) e di bonus (ad es. angolo di inclinazione, energia elettrica invernale, aree di parcheggio). Non a torto, il Controllo federale delle finanze ha osservato in un rapporto del 2023 che gli incentivi finanziari si susseguono «in modo poco trasparente e casuale» e che «l’entità dei vari incentivi […] è in parte soggetta a forti differenze individuali e territoriali, nonché a fluttuazioni temporali». Anche nel settore dell’energia idroelettrica coesistono diversi modelli, con il modello RIC (remunerazione per l’immissione in rete a copertura dei costi) in fase di esaurimento e la scelta tra contributi agli investimenti e premio di mercato variabile. Lo stesso vale per l’energia eolica. In questo sistema complesso, dipendente dai singoli progetti e dinamico, non è possibile quantificare con precisione, al centesimo, l’entità degli incentivi per le singole tecnologie di produzione.

Ciononostante – o proprio per questo – un confronto tra gli incentivi è fondamentale per il dibattito sulla politica energetica. economiesuisse ha quindi effettuato una stima degli incentivi esistenti e l’ha confrontata con il fabbisogno teorico di incentivi per potenziali nuove centrali nucleari, così come stimato da studi recenti.[1] L’attenzione si concentra su quelle tecnologie e quegli strumenti per i quali è possibile effettuare una stima relativamente affidabile.[2] Il risultato: il sostegno “teorico” non sarebbe superiore a quello attualmente concesso ad altre tecnologie.

Le centrali nucleari esistenti producono a costi molto contenuti, con costi di produzione che da anni si attestano tra i 4 e i 7 centesimi di franco al kWh. Anche le nuove centrali sarebbero competitive: i loro costi di produzione (8-15,5 cts./kWh) sarebbero più o meno equivalenti a quelli degli impianti solari a terra (4,9-10,9 cts./kWh) e più convenienti di quelli dei piccoli impianti solari su tetto (10,5-20,2 cts./kWh) o degli impianti alpini (11-24,7 cts./kWh).[1] I costi di produzione da soli non sono però significativi, poiché non tengono conto dei costi conseguenti per l’ampliamento della rete, lo stoccaggio, l’energia di compensazione, ecc. In una visione d’insieme, le centrali nucleari comportano costi di sistema inferiori. Axpo giunge alla conclusione che uno scenario con l’energia nucleare costerebbe in futuro CHF 15 miliardi in meno rispetto a uno senza.[2]

In linea di principio sì, ma difficilmente senza condizioni quadro affidabili a lungo termine. Le nuove centrali nucleari richiedono ingenti investimenti iniziali e hanno lunghi tempi di ammortamento; per questo motivo molti paesi stanno discutendo modelli di finanziamento e di ricavi garantiti o regolamentati dallo Stato, come i contratti per differenza (Contracts for Difference), i premi di mercato, le garanzie o le partecipazioni statali.[1] Anche procedure semplici e snelle giocano un ruolo decisivo nei costi di progetto. Se e in quale forma tali strumenti sono necessari in Svizzera, si dovrebbe decidere solo in presenza di progetti concreti.

Strumenti tipici sono i contratti di acquisto di energia elettrica a lungo termine, i Contracts for Difference con prezzo di riferimento garantito, le garanzie sugli investimenti o le fideiussioni, le partecipazioni statali o le società di progetto, nonché i modelli Regulated Asset Base (RAB; modelli con base patrimoniale regolamentata). Ogni modello ripartisce i rischi in modo diverso tra investitori, consumatori di energia elettrica e Stato.[1] Quale strumento di finanziamento sarebbe adeguato in Svizzera, andrebbe deciso solo in presenza di progetti concreti.

Le nuove grandi centrali nucleari richiedono ingenti investimenti di capitale. La forbice è ampia, poiché i costi di costruzione dipendono fortemente dall’ubicazione, dal tipo di reattore, dai costi di finanziamento, dalla catena di approvvigionamento e dall’esperienza progettuale. Le esperienze internazionali dimostrano che, nei programmi di costruzione in serie consolidati, i costi e i tempi di realizzazione sono nettamente più controllabili; in alcuni progetti realizzati in occidente, invece, si sono verificati notevoli superamenti dei costi e ritardi. In Svizzera, alcuni studi indicano che, per quanto riguarda i costi di capitale, si dovrebbe puntare a un ordine di grandezza di circa CHF 8’000 per kW (overnight construction cost).[1] A seconda della configurazione e delle dimensioni del progetto, uno studio condotto da BAK economics su incarico di economiesuisse stima i costi di capitale per l’intera durata di vita tra 7,3 e 8,1 cts./kWh. I costi di produzione ammontano a 11,0-11,8 cts./kWh.[2] Di questi, circa il 55-58% potrebbe essere coperto dai ricavi di mercato. Per l’energia elettrica supplementare in inverno, l’energia nucleare rappresenta quindi un’opzione molto interessante, come conferma uno studio di Axpo.[3]

Dipende. Se si considerano solo i costi diretti di produzione (Levelized Cost of Energy, LCOE), l’eolico e il solare risultano molto convenienti. Ma questa analisi è incompleta. Se si prendono in considerazione anche i costi indiretti dell’intero sistema (in particolare i costi di potenziamento della rete, di bilanciamento e di riserva), le grandi centrali elettriche centralizzate, come quelle a gas o nucleari, risultano più convenienti rispetto alle energie rinnovabili. Se si tiene conto anche del contesto svizzero, il quadro cambia nuovamente: considerando i costi totali per l’energia elettrica supplementare necessaria in inverno in Svizzera, le centrali nucleari e l’eolico risultano le più convenienti. L’energia solare e il gas, invece, sono estremamente costosi. È quanto emerge dai dati aggiornati di Axpo.[1]

I costi di sistema sono costi che sorgono nell’intero sistema al di là del singolo impianto di produzione di energia elettrica: reti, accumulo, energia di regolazione, potenza di riserva, copertura delle importazioni, ridispacciamento e flessibilità. Sono particolarmente importanti in caso di produzione dipendente dalle condizioni meteorologiche, poiché l’offerta e la domanda di energia elettrica non coincidono automaticamente nello stesso momento.[1] Rappresentano inoltre il miglior indicatore per illustrare i costi economici di un approvvigionamento energetico.

I costi di sistema sono importanti perché il chilowattora più economico prodotto da un singolo impianto non garantisce necessariamente l’approvvigionamento elettrico più conveniente. Un impianto fotovoltaico può avere bassi costi di produzione, ma genera elettricità soprattutto quando c’è il sole; la potenza garantita in inverno o nei periodi di scarsa insolazione deve essere assicurata tramite sistemi di accumulo, reti, importazioni o centrali di riserva. Dal punto di vista economico, ciò che conta non è quanto costa un kWh in rete in un dato momento, ma quanto costa al cliente finale nel momento giusto e nel posto giusto.

L’approvvigionamento elettrico fa parte delle infrastrutture di base di un Paese. Esistono quindi, a ragione, aspettative sociali ed economiche relative a un determinato livello di approvvigionamento. Lo Stato sostiene la produzione di energia elettrica perché la sicurezza dell’approvvigionamento, la protezione del clima e l’integrazione nella rete non sono pienamente considerate dai prezzi di mercato a breve termine. Inoltre, molti impianti sono ad alta intensità di capitale, soggetti ad autorizzazioni e dipendenti dalla rete. I meccanismi di mercato sono comunque importanti affinché domanda e offerta si incontrino. I rischi sociali ed economici di un approvvigionamento insufficiente, nel senso di un blackout o di una situazione di carenza di energia elettrica, sono però troppo alti. Per questo motivo, al fine di raggiungere gli obiettivi generali, esistono strumenti di sostegno per tutti gli aspetti del sistema elettrico: produzione, reti, riserve, energia di compensazione, ecc.

Sì, l’energia nucleare è relativamente molto rispettosa dell’ambiente. Per quanto riguarda gli indicatori relativi ai gas serra, al fabbisogno di suolo, all’acqua o ai danni all’ecosistema, l’impatto ambientale delle centrali nucleari è inferiore rispetto a quello di tutte le altre tecnologie.[1] Un aspetto specifico delle centrali nucleari è la produzione di scorie radioattive. Per lo smaltimento a lungo termine di queste scorie, la Svizzera ha avviato un progetto (deposito geologico in profondità) che verrà realizzato indipendentemente dal futuro dell’energia nucleare. È necessario, ad esempio, anche per stoccare in modo sicuro le scorie radioattive provenienti dalla medicina, dalla ricerca o dall’industria. Questo deposito in profondità è prefinanziato tramite i costi di produzione e i fondi di smantellamento e smaltimento.[2]

Una quantità irrisoria: nel corso dell’intero ciclo di vita, le centrali nucleari producono solo circa 5–20 grammi di CO₂ per kWh di elettricità. Si tratta di un valore paragonabile a quello dell’energia eolica (circa 10–15 g/kWh), inferiore a quello dell’energia solare e di gran lunga inferiore a quello delle centrali a gas (>400 g/kWh). L’energia nucleare è quindi una delle fonti di energia elettrica più rispettose del clima: ha un impatto in termini di CO₂ pari a quello delle energie rinnovabili ed è quindi chiaramente vantaggiosa per la protezione del clima.[1][2][3]

Secondo l’Ufficio federale per la protezione della popolazione, il rischio di un incidente in una centrale nucleare è di circa uno su 830’000 anni.[1] Le nuove centrali nucleari (soprattutto quelle di terza generazione+) sono considerate tecnicamente molto sicure grazie ai sistemi di sicurezza passivi. Il rischio residuo di un incidente grave è estremamente basso. Statisticamente, la probabilità è dell’ordine di circa 1 su 100 milioni per anno di esercizio. I costi teoricamente enormi dei danni in caso di incidente sono limitati dalle norme statali in materia di responsabilità civile; i costi statistici del rischio per la società sono irrisori e dello stesso ordine di grandezza di quelli delle energie rinnovabili (ad es. le grandi centrali idroelettriche). Inoltre, le nuove centrali nucleari devono soddisfare i più elevati standard di sicurezza. Gli impianti svizzeri sono tra i più sicuri d’Europa.[2]

Ai sensi della normativa sulla responsabilità civile in materia di energia nucleare, il gestore di un impianto nucleare risponde senza limiti di importo per i danni nucleari ed è tenuto a stipulare una copertura assicurativa pari a 1,2 miliardi di euro (più il 10% di tale importo a titolo di interessi e spese giudiziarie). Ciò è conforme agli accordi di diritto internazionale previsti dalla Convenzione di Parigi.[1] Attualmente gli assicuratori privati coprono l’intero importo di 1,2 miliardi di euro per la maggior parte dei rischi. Alcuni rischi, che gli assicuratori privati possono escludere in tutto o in parte dalla loro copertura, nonché i cosiddetti danni a lungo termine, che possono essere fatti valere solo dopo la scadenza del termine di prescrizione di 30 anni, sono coperti dalla Confederazione. Per questa copertura federale, il gestore di un impianto nucleare, in quanto responsabile civile, versa dei premi alla Confederazione. Tali importi vengono versati nel Fondo per i danni nucleari. Le basi di calcolo per l’ammontare dei contributi sono stabilite dal Consiglio federale. Queste devono essere conformi ai principi assicurativi e tenere conto del rischio specifico dell’impianto o del trasporto.[2]

Di conseguenza, la regolamentazione relativa alle centrali nucleari è oggi complessivamente molto più rigorosa rispetto, ad esempio, a quella delle grandi centrali idroelettriche, che presentano anch’esse rischi di danno molto elevati ma molto improbabili. Per gli impianti di sbarramento in Svizzera si applica una responsabilità prevista da una legge speciale ai sensi della Legge sugli impianti di sbarramento: il gestore è responsabile per i danni alle persone e alle cose causati dai rischi derivanti da fuoriuscite di masse d’acqua, fango o altri materiali. A differenza di quanto avviene per gli impianti nucleari, però, il diritto federale non prevede una copertura minima obbligatoria fissa dell’ordine di miliardi.[3]

Sì: uno studio attuariale dell’Università di San Gallo (HSG) (Schmeiser, 2026) quantifica però l’internalizzazione completa di tutti i rischi di incidente nel prezzo dell’elettricità a <0,001 cts./kWh – ovvero, anche con una copertura assicurativa massima, l’elettricità nucleare non diventerebbe molto più costosa. Inoltre la questione assicurativa riguarda anche altri grandi rischi (ad es. pandemie, rottura di una diga) – le moderne centrali nucleari sono considerate talmente sicure che il loro rischio residuo è sostenibile e può essere coperto tramite lo Stato e soluzioni di pool del settore privato.[1]

Dal punto di vista finanziario e tecnico sì, da quello politico non ancora. Rispetto ad altri Paesi, la Svizzera applica un rigoroso principio “chi inquina paga”. I gestori delle centrali nucleari devono sostenere i costi di smantellamento e smaltimento. A tal fine, da anni alimentano, da un lato, un fondo per lo smaltimento (rifiuti ed elementi combustibili) e, dall’altro, un fondo per lo smantellamento (smantellamento degli impianti). Il finanziamento avviene tramite i costi di produzione e quindi è integrato nella formazione del prezzo dell’energia elettrica. Recentemente, le risorse di entrambi i fondi superavano l’importo minimo previsto dalla legge.[1] La Svizzera ha optato per lo stoccaggio geologico in profondità come soluzione a lungo termine per lo smaltimento, in cui le scorie radioattive vengono confinate in profondità nel sottosuolo, all’interno di uno strato roccioso idoneo. Il progetto non è più in fase di ricerca di base, ma in una fase avanzata del procedimento di autorizzazione. La Nagra, dopo approfondite indagini, ha proposto il sito di Nördlich Lägern.[2] Il processo politico per il rilascio dell’autorizzazione quadro per il deposito in profondità deve ancora essere completato. Fino alla sua realizzazione, le scorie esistenti saranno stoccate nel deposito temporaneo in superficie di Würenlingen.[3] Altri paesi sono più avanti: la Finlandia dispone già di un deposito geologico in profondità, mentre la Svezia ne sta costruendo uno. Con Implenia partecipa alla costruzione un’azienda svizzera.[4] Anche l’Austria, che non dispone di centrali nucleari, necessita di un deposito adeguato per le scorie provenienti dalla ricerca e dall’industria.[5]

L’energia nucleare è oggi una tecnologia dinamica in rapida evoluzione. La Generazione III indica i reattori ad acqua leggera esistenti; la Generazione III+ indica nuovi reattori con concetti di sicurezza ulteriormente migliorati, come ad esempio sistemi di sicurezza passivi aggiuntivi e una progettazione più robusta. La Generazione IV indica concetti di reattori fondamentalmente nuovi, ad esempio reattori veloci, reattori ad alta temperatura o reattori a sali fusi. Questi mirano, tra l’altro, a un migliore utilizzo del combustibile, a temperature più elevate, a scorie a vita più breve o a nuove applicazioni, ma in gran parte non sono ancora disponibili a livello commerciale.[1] [2] [3] [4] Se la Svizzera dovesse revocare il divieto sull’energia nucleare e pianificare concretamente nuove centrali, entrerebbero in gioco solo le nuove tecnologie (almeno di terza generazione+).

Rispetto agli impianti più vecchi, i reattori moderni sono progettati per soddisfare criteri di sicurezza più rigorosi. Elementi importanti sono le barriere aggiuntive, i sistemi di sicurezza passivi, una migliore gestione degli incidenti gravi e una sorveglianza più rigorosa. In Svizzera gli impianti esistenti devono essere costantemente adeguati; l’IFSN vigila sulla sicurezza e sulla protezione. Per i grandi reattori di terza generazione+ e i piccoli reattori modulari vale quanto segue: molti concetti garantiscono in generale una maggiore sicurezza, ma la dimostrazione concreta avviene in ogni caso nell’ambito della procedura di autorizzazione, ad esempio sulla base di un eventuale progetto di nuova costruzione in Svizzera.[1]

I reattori modulari di piccole dimensioni, noti come SMR (Small Modular Reactors), sono reattori più piccoli, combinabili in modo modulare, con una potenza elettrica tipicamente fino a circa 300 MWe. Hanno una struttura più semplice, si basano sulla produzione in serie e sono più flessibili nell’impiego, il che comporta costi inferiori. A ciò contribuiscono i moduli standardizzati, la prefabbricazione in fabbrica, le unità più piccole e i tempi di costruzione potenzialmente più brevi. Allo stesso tempo, gli SMR possono essere impiegati in modo flessibile e a livello locale, ad esempio per la produzione di energia elettrica, teleriscaldamento o idrogeno.[1][2]

Sì, ma non ancora su larga scala nel mercato commerciale. Alcuni piccoli reattori sono in funzione o in costruzione, ad esempio in Canada (Darlington, Ontario)[1]; molti altri progetti sono in fase di autorizzazione, dimostrazione o progettazione. L’OCSE/NEA ha identificato 127 tecnologie SMR e ne monitora 74 nel suo SMR Dashboard 2025.[2] [3] Inoltre, 38 Stati hanno firmato una dichiarazione d’intenti con l’obiettivo di triplicare la produzione di energia nucleare entro il 2050.[4]

A livello mondiale, oggi i reattori vengono sviluppati o costruiti da aziende e consorzi provenienti da Corea, Francia, Giappone, Russia, Cina, Stati Uniti e Regno Unito. Nel settore degli SMR e dei reattori avanzati sono attivi, tra gli altri, Rolls-Royce SMR, GE Vernova Hitachi Nuclear Energy, NuScale, TerraPower, X-energy, Kairos Power, Holtec, Westinghouse, EDF/Framatome, KHNP, Rosatom e fornitori cinesi.[1] [2] [3]

Attualmente sono in costruzione 79 reattori in tutto il mondo e altri circa 120 sono in fase di progettazione.[1] Oltre a paesi come Cina, India, Stati Uniti, Giappone o Corea del Sud, anche alcuni Stati europei (Francia, Regno Unito, Polonia, Svezia, Finlandia, Repubblica Ceca, Paesi Bassi, ecc.)[2] stanno portando avanti la costruzione di nuove centrali nucleari o stanno valutando progetti in tal senso.[3] L’UE considera l’energia nucleare una tecnologia chiave per il raggiungimento degli obiettivi climatici.[4] Per questo motivo, nell’ambito del «Net Zero Industry Act», l’UE ha anche deciso di potenziare le proprie capacità produttive nel settore delle tecnologie nucleari.[5] La presidente della Commissione europea Ursula von der Leyen ha recentemente definito l’uscita dal nucleare un «errore strategico» commesso da alcuni paesi europei.[6] Numerosi paesi europei stanno valutando di prolungare, riprendere o introdurre per la prima volta la produzione di energia elettrica da fonte nucleare. Persino la Danimarca, che non dispone di centrali nucleari e produce una quota elevata di energie rinnovabili, ha aperto le porte a questa tecnologia.[7]