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Il 15 aprile 2023 la Germania ha spento i suoi ultimi tre reattori nucleari, Isar 2, Emsland e Neckarwestheim 2, mentre le sue centrali a gas continuavano a girare. Le luci non hanno tremolato e la rete ha retto; fuori dalla stampa specializzata in energia, quasi nessuno se n’è accorto. Altre fonti hanno assorbito la produzione mancante, ed è proprio questo a rendere così facile non vedere il costo della chiusura di un reattore.
Un’analisi controfattuale di PwC Spagna, diffusa dall’associazione industriale spagnola Foro Nuclear, ha simulato che cosa sarebbe successo se la Germania avesse mantenuto in rete i diciassette reattori che aveva in funzione nel 2010, con la loro produzione al posto di quella fossile, e ha stimato che il 94% dell’elettricità generata in Germania nel 2024 sarebbe stato privo di emissioni. Nemmeno la realtà misurata è in discussione. Nel 2024 il gas fossile ha fornito circa il 15% dell’elettricità immessa nella rete tedesca, salito al 16% nel 2025, e il carbone restava sopra il 22%. Nel gennaio 2026 Berlino si è accordata con Bruxelles per mettere a gara 12 GW di nuova capacità, in gran parte a gas, ridotti rispetto ai 20 GW chiesti in origine, per centrali destinate a bruciare gas fossile fin dentro gli anni Quaranta.
Un paese che parla di clima con più serietà di quasi ogni altro in Europa ha eliminato una produzione a emissioni zero che avrebbe potuto scacciare dalla rete altro carbone e altro gas, e ha continuato a bruciare entrambi: una politica deliberata, portata avanti per due decenni e celebrata come una conquista morale. Gli Stati Uniti hanno fatto lo stesso scambio una centrale alla volta, e la Spagna ha ancora un calendario per farlo.
La flotta invisibile
Il dibattito pubblico sul nucleare tende a soffermarsi sulla catastrofe, Černobyl’ e Fukushima, oppure sul futuro: piccoli reattori modulari, fusione, tecnologie che forse un giorno verranno costruite, se i finanziamenti reggeranno e la fisica collaborerà. Molta meno attenzione va alla tecnologia che esiste già e che, finché il solare non l’ha raggiunta nel 2025, produceva più elettricità a basse emissioni di qualsiasi altra singola fonte, idroelettrico escluso.
La flotta nucleare mondiale, 417 reattori operativi in 31 paesi alla fine del 2024, quell’anno ha generato il record di 2.667 TWh di elettricità. È più di quanto abbiano prodotto nello stesso anno l’eolico o il solare, anche se il solare cresce così in fretta che nel 2025 ha eguagliato il nucleare, e secondo un conteggio lo ha già superato, ed Ember prevede che sia il solare sia l’eolico supereranno il nucleare nel 2026. Il nucleare fornisce circa il 9% dell’elettricità mondiale, la quota più bassa da quattro decenni e in calo dal 17,5% del 1996, proprio mentre la sua produzione assoluta tocca il massimo storico. La quota è scesa perché dal 1996 la domanda mondiale di elettricità è più che raddoppiata mentre la produzione nucleare è rimasta pressoché stabile; quasi tutta quella crescita è stata coperta da gas, carbone e, più di recente, rinnovabili.
La flotta statunitense lavora con un fattore di capacità di circa il 91%: fornisce cioè circa il 91% dell’elettricità che potrebbe produrre funzionando a pieno regime tutto l’anno, più di qualsiasi altra fonte energetica. Queste centrali non aspettano il vento e non si fermano quando tramonta il sole. Negli Stati Uniti gli impianti funzionano in genere da 18 a 24 mesi tra un fermo per la ricarica del combustibile e l’altro, producendo elettricità a emissioni zero giorno e notte.
La flotta è vecchia. Circa due terzi della capacità operativa, quasi 300 reattori, sono in funzione da oltre 30 anni, e il reattore medio nelle economie avanzate ha più di 36 anni. L’età non ha peggiorato le prestazioni, sostiene la World Nuclear Association: i reattori più anziani registrano alcuni dei fattori di capacità più alti al mondo.
I suoi 57 reattori danno alla Francia una delle reti elettriche a più basse emissioni d’Europa — circa 40 grammi di CO2 equivalente per chilowattora nel 2024, contando le emissioni dell’intero ciclo di vita di ciascuna fonte, contro oltre 330 in Germania.
Tutta questa energia pulita è allacciata alla rete, ha il suo personale e funziona in questo momento, e la minaccia più frequente che corre è economica: un reattore può essere sicuro da far funzionare e perdere comunque denaro.
Morte per foglio di calcolo
Nei mercati elettrici liberalizzati, quelli diffusi in gran parte dell’Europa, in buona parte degli Stati Uniti e in un numero crescente di altri paesi, i produttori ricavano i loro introiti soprattutto dal prezzo spot all’ingrosso. Quel prezzo è fissato dal costo marginale: il costo dell’impianto più caro necessario a soddisfare la domanda in un dato momento. Le centrali nucleari hanno costi di capitale molto alti, già sostenuti. Hanno costi del combustibile molto bassi, perché l’uranio costa poco. Ma sopportano costi operativi fissi consistenti che non si possono evitare: il personale (un grande impianto impiega centinaia di dipendenti fissi), la manutenzione, la conformità alle norme, la gestione delle scorie, la sicurezza. Questi costi restano uguali che l’impianto produca o no; sono il prezzo dell’essere disponibili.
Quando i prezzi all’ingrosso scendono, spinti in basso dal gas naturale a buon mercato e dalle rinnovabili a costo marginale zero che inondano il mercato nelle ore di punta, i ricavi del nucleare calano sotto ciò che costa tenere aperti i battenti. Far funzionare l’impianto per un’ora in più conviene, perché il suo costo marginale è tra i più bassi della rete. Ma tenerlo aperto per un anno in più non conviene, perché ciò che guadagna in quell’anno, al netto del combustibile e degli altri costi di esercizio, non copre più i costi fissi.
Una centrale nucleare «antieconomica», dunque, è una centrale che produce elettricità a basso costo ma guadagna troppo poco dal mercato per coprire il costo di esserci, pronta a produrla.
Nel 2018 la Union of Concerned Scientists contava più di un terzo delle centrali nucleari statunitensi in perdita o destinate alla chiusura, con un ammanco complessivo di circa 814 milioni di dollari l’anno. È una somma modesta per il sistema energetico americano, ma in un mercato deregolamentato privo di qualsiasi meccanismo per compensare il carico di base a emissioni zero è bastata a far chiudere una centrale dopo l’altra.
Dal 2013 negli Stati Uniti hanno chiuso tredici reattori, quasi il 10% della capacità della flotta nucleare americana. Vermont Yankee ha chiuso nel 2014, Pilgrim nel 2019 e Indian Point nel 2021, tutte e tre gestite da Entergy. In ogni caso il gestore ha indicato i bassi prezzi all’ingrosso dell’elettricità, trascinati giù dal gas naturale a buon mercato, e l’aumento dei costi di esercizio; a Indian Point la chiusura faceva anche parte di un accordo del 2017 con lo Stato di New York, che per un decennio si era opposto al rinnovo della licenza dell’impianto. Vermont Yankee e Pilgrim avevano ottenuto dalla NRC rinnovi ventennali della licenza meno di tre anni e mezzo prima che Entergy ne annunciasse la chiusura. La NRC, in quanto autorità di sicurezza, aveva stabilito che potevano funzionare in sicurezza per altri due decenni. I prezzi all’ingrosso dell’elettricità, che nessuna autorità di sicurezza prende in considerazione, dicevano che non valeva la pena tenerle.
E il meccanismo non si esaurisce con le chiusure passate. In Spagna il piano del governo per uscire del tutto dal nucleare entro il 2035 tiene ancora sette reattori operativi sotto un conto alla rovescia politico. Almaraz doveva essere la prima a spegnersi, nel 2027 e nel 2028. Solo dopo un nuovo shock dei prezzi dell’energia, provocato dalla crisi in Medio Oriente, Madrid ha ceduto: nell’agosto 2026 ha concesso ad Almaraz una proroga fino al giugno 2030, lasciando intatta l’uscita dal nucleare. Negli Stati Uniti il credito d’imposta sulla produzione previsto dalla sezione 45U, introdotto dall’Inflation Reduction Act, scade nel 2032. Senza un rinnovo, le centrali che vendono su mercati all’ingrosso concorrenziali tornano alla stessa esposizione economica che ha fatto chiudere i tredici reattori prima di loro. Nel marzo 2026 la Commissione europea ha messo in guardia contro la chiusura prematura delle centrali nucleari, ma non ha il potere di impedirla.
Come perde denaro un impianto che costa poco far funzionare: il merit order
I mercati elettrici chiamano in servizio i generatori in ordine di costo marginale, a partire dal più economico. Eolico e solare hanno un costo marginale praticamente nullo: una volta costruiti gli impianti, il combustibile è gratis. Quando producono, spingono in basso il prezzo di equilibrio del mercato. Quando le rinnovabili non producono, di solito sono le centrali a gas a fissare il prezzo. Il nucleare sta nel mezzo, con un costo marginale basso perché il combustibile costa poco e costi fissi alti per personale, manutenzione, conformità alle norme e sicurezza. Quando il gas a buon mercato e le rinnovabili a costo zero spingono i prezzi all'ingrosso sotto il costo operativo totale del nucleare per un numero sufficiente di ore all'anno, l'impianto perde denaro, anche se ogni megawattora che produce non costa quasi nulla al margine. Il prezzo spot paga la prossima unità di energia. Alcuni mercati, come PJM negli Stati Uniti orientali, aggiungono pagamenti per la capacità, cioè per il fatto di essere disponibili, ma né l'uno né gli altri pagano un impianto per essere a emissioni zero, a meno che non intervengano un prezzo del carbonio o un programma statale. Questo disegno sottovaluta qualsiasi generatore il cui beneficio principale, una produzione a emissioni zero giorno e notte, non si riflette nel prezzo.Il problema della sostituzione
Quando una centrale nucleare chiude, qualcosa deve generare l’elettricità che produceva. Eolico e solare, da soli, non possono replicare ciò che forniva il nucleare: la loro produzione dipende dal meteo, e per eguagliare quella di un reattore, giorno e notte, con la pioggia o con il sole, servono anche accumuli, linee di trasmissione o altra capacità programmabile. Nelle chiusure studiate finora, gran parte del vuoto è stata colmata dai combustibili fossili.
Indian Point, nello Stato di New York, era una centrale da due gigawatt. Il suo ultimo reattore ha chiuso il 30 aprile 2021; l’Unità 2 era stata spenta un anno prima. Nel 2022 le centrali a gas naturale e a doppia alimentazione fornivano più della metà dell’energia della rete di New York, contro circa il 40% del 2017, prima che iniziasse la chiusura. Tre centrali a gas della regione, Bayonne, CPV Valley e Cricket Valley, sono state costruite o ampliate per colmare il vuoto, sostituendo insieme con la combustione circa il 90% della potenza nominale di Indian Point.
L’assenza di Indian Point ha aggiunto nel 2022 una quantità di CO2 stimata in 8 milioni di tonnellate, che non sarebbe stata emessa se la centrale avesse continuato a funzionare. È all’incirca l’intera produzione annua di CO2 fossile della Costa Rica, un paese di 5,1 milioni di abitanti.
Lo schema si ripete in tutto il paese. Considerando le chiusure nucleari statunitensi dal 1993 al 2022, una chiusura fa salire in media del 6–8% le emissioni annue di carbonio pro capite a livello statale, secondo una stima econometrica, attraverso il passaggio alla produzione da combustibili fossili, soprattutto carbone. Massachusetts, New York e Pennsylvania hanno mostrato la stessa dinamica dopo lo spegnimento dei loro reattori: le rinnovabili sono cresciute in tutti e tre gli Stati, ma è stato il gas naturale a colmare gran parte del vuoto.
La Germania offre la versione su più vasta scala della stessa storia: una rete simulata che sarebbe stata quasi del tutto priva di emissioni se la flotta nucleare fosse stata mantenuta, contro una rete reale che brucia ancora gas e carbone, con un governo che mette a gara 12 GW di nuova capacità, in gran parte a gas. Dal 2023 il carbone bruciato in Germania è diminuito, con la crescita delle rinnovabili e il calo della domanda, ma ogni terawattora che i reattori avrebbero potuto fornire avrebbe scacciato altro gas e altro carbone ancora in funzione. La scelta è stata ripetuta più volte nell’arco di oltre un decennio, sapendo benissimo che cosa avrebbe prodotto l’aritmetica delle emissioni.
I danni vanno oltre il carbonio. Alcuni ricercatori hanno simulato che cosa accadrebbe se l’intera flotta nucleare statunitense venisse dismessa e la sua produzione sostituita da centrali a carbone, gas e petrolio già esistenti. Sostituire il nucleare con la produzione fossile fa aumentare il particolato fine e l’ozono troposferico. Hanno stimato 5.200 morti premature in più all’anno dovute al solo inquinamento atmosferico aggiuntivo: persone che muoiono di malattie respiratorie e cardiovascolari perché un impianto a emissioni zero è stato sostituito da uno che brucia combustibile. Hanno quantificato i danni climatici di un solo anno di emissioni sostitutive tra 11 e 180 miliardi di dollari.
I salvataggi e i loro limiti
Nel 2016 lo Stato di New York ha introdotto per primo gli Zero-Emission Credits (crediti a emissioni zero), obbligando le utility ad acquistare crediti dalle centrali nucleari dello Stato come compenso per il fatto di non emettere carbonio. Il programma ha tenuto in funzione Ginna, Nine Mile Point e FitzPatrick. Exelon ha comprato FitzPatrick da Entergy perché i crediti rendevano economicamente sostenibile continuare a farla funzionare. Nel gennaio 2026 la Public Service Commission dello Stato ha prorogato il programma fino al 2049; questi quattro reattori del nord dello Stato oggi forniscono più del 40% dell’elettricità a emissioni zero di New York. Così New York ha creato un programma per salvare le centrali nucleari a nord mentre celebrava la chiusura di Indian Point più a sud, e poi ha visto il gas prendere il posto di Indian Point.
L’Illinois ha adottato un modello simile. A livello federale, il credito d’imposta sulla produzione della sezione 45U dell’Inflation Reduction Act offre fino a 1,5 ¢/kWh alle centrali nucleari esistenti fino al 2032: un credito pensato esplicitamente per evitare le chiusure per ragioni economiche. Nella prima metà del 2026 i crediti §45U sono stati scambiati in media a circa 0,96 dollari per ogni dollaro di valore del credito, il prezzo più alto fra tutte le categorie sul mercato dei crediti d’imposta trasferibili.
Diablo Canyon, l’ultima centrale nucleare della California, doveva chiudere nel 2024–2025 in base a un accordo del 2016 tra PG&E e alcune associazioni ambientaliste. Nel settembre 2022 il governatore Newsom ha firmato la legge SB 846, che ha ribaltato la decisione. Nell’aprile 2026 la NRC ha approvato un rinnovo ventennale della licenza, autorizzando i reattori a funzionare fino al 2044 e al 2045, anche se per andare oltre il 2030 serve ancora un voto del Parlamento della California. Dall’altra parte dell’Atlantico, nel maggio 2025 il parlamento belga ha votato 102 a 8 per abrogare integralmente la legge del 2003 sull’uscita dal nucleare. Quella legge vietava anche nuovi reattori; la sua abrogazione riapre la porta alle estensioni della vita operativa e alle nuove costruzioni, e il governo si è dato l’obiettivo di avere 4 GW di nucleare nel mix.
La politica è cambiata a tal punto che nel maggio 2025 il presidente Trump ha firmato quattro ordini esecutivi volti a consolidare la leadership statunitense nell’energia nucleare, tra cui una spinta per 5 GW di aumenti di potenza, che spremono più energia da reattori già costruiti.
Ma ogni intervento elencato qui è stato costruito su misura per determinate centrali e dipende dalla politica che l’ha prodotto. I mercati della capacità pagano la disponibilità e il prezzo europeo del carbonio fa salire i costi dei concorrenti fossili, ma nessun grande mercato all’ingrosso paga di norma il nucleare esistente per la sua produzione a emissioni zero. Ogni salvataggio richiede la sua battaglia politica, la sua legge e il suo meccanismo di sussidio. Il credito §45U non ha alcuna garanzia di rinnovo, e la prossima amministrazione può revocare un ordine esecutivo. Dove nessun paladino politico è disposto a spendere capitale in quella battaglia, le centrali chiudono. E una volta chiuse, la possibilità di tornare indietro è, a tutti gli effetti pratici, perduta.
Quanto costa «tanto possiamo sempre riaccenderla più avanti»
Palisades, in Michigan, ha chiuso nel maggio 2022 e sta cercando di diventare il primo reattore commerciale statunitense a ripartire dopo essere entrato in fase di smantellamento. Il tentativo è sostenuto da 1,52 miliardi di dollari in garanzie sui prestiti del DOE, un prestito che Holtec deve restituire, più 300 milioni di dollari dello Stato del Michigan. Il riavvio, promesso in un primo momento per la fine del 2025, è slittato al 2026 mentre le squadre riparavano migliaia di tubi incrinati dei generatori di vapore. Il caricamento del combustibile è finalmente iniziato alla fine di agosto 2026, poi si è fermato quando un elemento di combustibile è rimasto inclinato all'interno del nocciolo del reattore; a metà ottobre Holtec non aveva ancora indicato una data di riavvio. Gli 814 milioni di dollari l'anno che nel 2018 avrebbero riportato in pareggio tutte le centrali nucleari statunitensi in perdita sono meno della metà del denaro pubblico impegnato per riavviare la sola Palisades, anche se gran parte di quel denaro è un prestito e non un contributo a fondo perduto. Una volta spenta una centrale, la forza lavoro specializzata si disperde, il combustibile viene rimosso, gli impianti si degradano e lo status regolatorio della centrale cambia, così un riavvio diventa un cantiere pluriennale da un miliardo di dollari, che richiede nuove autorizzazioni della NRC a ogni fase. Per la stragrande maggioranza dei reattori chiusi il riavvio non verrà mai tentato, e questo rende la chiusura definitiva nei fatti.Perché il nucleare non sa difendere la propria causa
Il problema è ben documentato. Il meccanismo economico è noto, le conseguenze sulle emissioni sono misurate alla megatonnellata, e gli strumenti politici esistono e sono stati applicati con successo in casi specifici. Eppure la risposta politica arriva ancora in ritardo rispetto alle chiusure che cerca di prevenire.
L’atteggiamento pubblico abituale del settore nucleare è difensivo: risponde ai timori sulla sicurezza con dati sulla sicurezza, e così concede che sia la sicurezza la questione rilevante per le centrali esistenti. Quando qualcuno chiede se una centrale nucleare debba restare aperta, l’industria risponde con la probabilità di danno al nocciolo per reattore-anno. Al pubblico suona come un discorso sui danni. L’associazione di categoria del settore porta sì l’argomento climatico, cioè che la flotta nucleare statunitense è la più grande singola fonte di elettricità a emissioni zero del paese, e che chiuderla significa consegnarne la produzione al gas. I suoi sostenitori più in vista, però, sono arrivati da fuori del settore: climatologi come James Hansen, modellisti dei sistemi energetici e ambientalisti eterodossi che su questo tema hanno rotto con le proprie organizzazioni.
Poi c’è l’opposizione organizzata. Il Sierra Club definisce «inequivocabile» la propria opposizione all’energia nucleare, senza eccezioni per le centrali esistenti. Nel giugno 2021 Mohit Chhabra, analista senior dell’NRDC, scriveva che l’organizzazione stava «lavorando da anni per far chiudere la vecchia centrale nucleare di Diablo Canyon». Lo stesso anno l’NRDC ha festeggiato la chiusura di Indian Point. A Indian Point, la conseguenza diretta della chiusura per cui queste organizzazioni si erano battute è stata più combustione di gas naturale e più emissioni di carbonio, un esito a cui sono, almeno sulla carta, contrarie. Diablo Canyon è sfuggita alla stessa sorte solo perché nel 2022 il Parlamento della California ha scavalcato l’accordo di chiusura.
Nel marzo 2026 l’NRDC ha cambiato rotta. Ha presentato alla NRC osservazioni a sostegno del trasferimento di licenza che costituisce un primo passo verso il riavvio del reattore Duane Arnold, in Iowa, pur sottolineando di non aver ancora preso posizione sul riavvio in sé. Il presidente Manish Bapna l’ha definita la prima volta nella storia del gruppo in cui l’organizzazione si è mossa a sostegno di una singola centrale nucleare. Il documento ne spiegava il motivo: in Iowa la produzione da carbone è salita del 32% tra il 2024 e il 2025, e le emissioni di CO2 delle centrali elettriche dello Stato sono aumentate del 24% in un solo anno. È stata una svolta limitata e piena di cautele, da parte di un gruppo che per anni aveva fatto campagna per chiudere singole centrali.
L’asimmetria politica che sta sotto tutto questo è strutturale. Chiudere una centrale nucleare accontenta un elettorato ambientalista organizzato e finanziato e non impone alcun costo visibile, perché l’aumento delle emissioni si distribuisce su un’intera rete e compare solo più tardi, nei dati di produzione. Anche tenere aperta una centrale ha sostenitori organizzati, soprattutto i sindacati dei lavoratori che vi sono impiegati, e in Illinois hanno contribuito a far approvare due leggi di salvataggio; ma il loro interesse è locale, e chi paga le bollette non scende in piazza per il carico di base. Salvarne una richiede comunque che un governatore o un legislatore spenda capitale politico contro avversari che lo additeranno pubblicamente, gli faranno campagna contro e presenteranno la questione come un problema di sicurezza.
Questa asimmetria spiega perché i governi agiscono contro i propri obiettivi dichiarati di decarbonizzazione, pur conoscendo le conseguenze sulle emissioni, visto che sono loro stessi a pubblicarle: i costi politici del tenere aperte le centrali nucleari sono concentrati, mentre i costi climatici del chiuderle sono diffusi e invisibili.
Intanto la flotta continua a invecchiare. Le proroghe delle licenze comprano vent’anni quando vengono concesse, eppure il meccanismo politico per trasformare una proroga ventennale in vent’anni di produzione a emissioni zero quasi non esiste, in nessuna parte del mondo.
La Spagna sta seguendo la strada della Germania. Almaraz, la sua centrale nucleare più grande, sorge sulle pianure aride dell’Estremadura, nella Spagna occidentale. L’impianto da due gigawatt genera più del 7% dell’elettricità del paese, abbastanza per quattro milioni di case. Fino all’estate del 2026 l’Unità 1 doveva chiudere nel 2027 e l’Unità 2 nel 2028. Quelle date non avevano nulla a che vedere con le condizioni dei reattori; venivano da un calendario politico fissato da un governo deciso a chiudere tutto il nucleare spagnolo entro il 2035.
Iberdrola, Endesa e Naturgy hanno chiesto una proroga di tre anni. Ci sono voluti il via libera del Consiglio di sicurezza nucleare e un nuovo shock dei prezzi dell’energia perché Madrid la concedesse: nell’agosto 2026 il governo ha prorogato la licenza di Almaraz fino al giugno 2030. Ascó, Vandellós, Cofrentes e Trillo restano nel calendario dell’uscita dal nucleare, tutte destinate a spegnersi entro il 2035.
Almaraz ha guadagnato meno di tre anni. A meno che Madrid non intervenga di nuovo, nel 2030 la Spagna spegnerà una centrale che la sua autorità di sicurezza ha appena autorizzato a funzionare, e qualcos’altro dovrà generare più del 7% dell’elettricità del paese.
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Area della centrale nucleare di Isar – Wikipedia
Fonti principali e riferimenti
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Crux, “Understanding the §45U tax credit for existing nuclear power plants,” 2026. §45U credits averaged $0.958 and made up 11.8% of transfer volume in H1 2026. https://www.crux.com/blog/understanding-the-45u-tax-credit-for-existing-nuclear-power-plants
American Nuclear Society, “NRC approves Diablo Canyon license renewal, extension,” April 2026. https://www.ans.org/news/step-1775241106/
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Michigan Public, “Fuel loading begins at Palisades nuclear plant,” September 1, 2026, and U.S. Nuclear Regulatory Commission, “NRC Reviewing Palisades License Amendment Request, Public Comment Opportunity Open,” October 6, 2026 (request to move a tilted fuel assembly from the core to the spent fuel pool). https://www.michiganpublic.org/economy/2026-09-01/fuel-loading-begins-at-palisades-nuclear-plant · https://www.nrc.gov/about-nrc/news-releases/2026/palisades-requests-license-amendment-review
Sierra Club, Nuclear Free Future campaign. “The Sierra Club remains unequivocally opposed to nuclear energy.” https://www.sierraclub.org/nuclear-free · http://web.archive.org/web/20260913224716/https://www.sierraclub.org/nuclear-free
Nuclear Energy Institute, “NEI’s Korsnick: No Climate Solution Without Nuclear,” 2018. Maria Korsnick on closures raising emissions as retired units are replaced by gas; and “Maria Korsnick’s Remarks at the Annual State of the Energy Industry Forum,” 2021: the US fleet as America’s largest source of carbon-free power. https://www.nei.org/news/2018/nei-korsnick-washington-post-energy-202-live · https://www.nei.org/news/2021/korsnick-usea-speech-2021
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NRDC, Mohit Chhabra, “CPUC’s Clean Energy Order: Necessary, Timely, and Ambitious,” June 2021. Statement on working to retire Diablo Canyon. https://www.nrdc.org/bio/mohit-chhabra/cpucs-clean-energy-order-necessary-timely-and-ambitious · http://web.archive.org/web/20241207091937/https://www.nrdc.org/bio/mohit-chhabra/cpucs-clean-energy-order-necessary-timely-and-ambitious
NRDC, comments to NRC supporting Duane Arnold license transfer, Docket NRC-2026-0298, March 2, 2026. Iowa coal generation up 32% and power-plant CO2 emissions (EPA Clean Air Markets data) up 24% from 2024 to 2025. https://www.nrdc.org/sites/default/files/2026-03/NRDC_Comments_Docket_NRC-2026-0298_2Mar2026.pdf
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NucNet, Almaraz extension request by Iberdrola, Endesa, Naturgy for three-year extension to mid-2030, 2025. https://www.nucnet.org/news/spain-s-energy-ministry-confirms-request-for-almaraz-nuclear-plant-extension-11-0-2025
World Nuclear News, “Spanish regulator supports Almaraz licence extension,” July 2026. https://wnn.world-nuclear.org/articles/spanish-regulator-supports-almaraz-licence-extension
World Nuclear News, “Government approves extended operation of Almaraz plant,” August 14, 2026. Licence extended to June 2030; 2035 phase-out of the remaining fleet unchanged. https://wnn.world-nuclear.org/articles/government-approves-extended-operation-of-almaraz-plant
Boletín Oficial del Estado, Ministry order renewing the Almaraz operating authorization (BOE-A-2026-17756), August 14, 2026. Extension of about 31 and 19 months for Units I and II; 2035 end date of the fleet unchanged; reasons cited include the Middle East crisis and fossil-fuel price volatility. https://www.boe.es/boe/dias/2026/08/14/pdfs/BOE-A-2026-17756.pdf
