Chi paga le centrali nucleari? CfD, RAB e i modelli europei tra cui l'Italia dovrà scegliere

Una centrale nucleare costa molto prima di produrre un solo chilowattora: anni di progettazione, autorizzazioni e cantiere in cui si spende senza incassare. Per questo il costo finale dell'energia dipende in larga parte dal costo del capitale, cioè dal rischio che gli investitori percepiscono. Chi paga e chi si prende il rischio di ritardi ed extracosti è la domanda che i decreti attuativi della legge delega dovranno affrontare, e che finora è rimasta aperta.

Cosa dice la legge italiana

La legge 169/2026 stanzia 20 milioni di euro l'anno dal 2027 al 2029, più alcuni milioni per l'informazione pubblica: risorse per la fase preparatoria, non per costruire impianti. Sul finanziamento degli impianti fissa alcuni principi ma rinvia i dettagli ai decreti:

• gli investimenti possono essere sostenuti con strumenti finanziari dedicati, inclusi meccanismi per remunerare l'energia prodotta, senza indicare quali;
• gli operatori devono prestare garanzie finanziarie per lo smantellamento e la gestione di rifiuti e combustibile esaurito;
• le compensazioni ai territori sono a carico dei proponenti.

Restano aperti il riparto degli oneri tra bolletta e fiscalità generale, la tutela dei consumatori e la compatibilità con le regole europee sugli aiuti di Stato. Il ministro Pichetto Fratin ha detto che gli investimenti "potranno arrivare anche dai privati" e che il compito del governo è definire il percorso. Elettricità Futura, l'associazione delle imprese elettriche, ha chiesto invece modelli di partenariato pubblico-privato nelle prime fasi. Sono i due poli entro cui si muoverà la scelta.

I quattro modelli europei

1. Prezzo garantito: il contratto per differenza (CfD). Lo Stato garantisce al produttore un prezzo fisso per l'energia per un lungo periodo: se il prezzo di mercato è più basso paga la differenza, se è più alto la incassa. Per Hinkley Point C il Regno Unito ha fissato nel 2013 un prezzo tra 89,50 e 92,50 sterline al MWh (prezzi 2012, indicizzato all'inflazione), a seconda che EDF realizzasse anche Sizewell C, per 35 anni dall'entrata in esercizio. Il rischio di costruzione resta al costruttore, EDF, che ha dovuto assorbire aumenti di costo e ritardi.

2. Il modello RAB con lo Stato socio. Per Sizewell C il Regno Unito ha cambiato strada. Con il modello RAB (Regulated Asset Base) l'investitore riceve una remunerazione regolata già durante la costruzione, pagata in bolletta: secondo le stime ufficiali circa una sterlina al mese per famiglia. La decisione finale di investimento è arrivata a luglio 2025 con un costo stimato di 38 miliardi di sterline. Lo Stato è il primo azionista con il 44,9%, accanto a La Caisse (20%), Centrica (15%), EDF (12,5%) e Amber Infrastructure (7,6%), e il debito arriva in gran parte dal National Wealth Fund, il fondo pubblico britannico. Il rischio si sposta in parte sui consumatori, in cambio di un costo del capitale più basso.

3. Prestito pubblico e CfD bidirezionale: la Repubblica Ceca. Per la nuova centrale di Dukovany la Commissione europea ha approvato nel 2024 un pacchetto con un prestito statale che copre la maggior parte dei costi di costruzione, un contratto per differenza bidirezionale e una protezione contro cambi di politica. Il sostegno sui prezzi è stato ridotto da 60 a 40 anni. Il costo stimato delle due unità affidate alla coreana KHNP è di 407 miliardi di corone, circa 18,6 miliardi di dollari.

4. Capitale, garanzie e CfD: la Polonia. A dicembre 2025 Bruxelles ha approvato il sostegno alla prima centrale polacca: un apporto di capitale pubblico di 14 miliardi di euro (circa il 30% dei costi), la garanzia dello Stato sul 100% del debito e un CfD di 40 anni anziché i 60 proposti, su un costo complessivo di circa 42 miliardi. Condizione: almeno il 70% dell'energia prodotta va venduto sui mercati aperti.

Esiste anche una strada diversa, quella finlandese del modello Mankala: la società che costruisce e gestisce la centrale, come TVO per Olkiluoto 3, è posseduta da imprese industriali ed elettriche che ritirano l'energia a prezzo di costo in proporzione alle quote. Funziona dove esistono grandi consumatori industriali disposti a impegnarsi per decenni, e anche lì il cantiere è durato 18 anni.

In tutti i casi recenti lo Stato si è preso una parte del rischio: con un prezzo garantito, con il capitale, con le garanzie sul debito o con la bolletta. Il capitale privato entra quando il rischio di costruzione è contenuto.

Cosa cambia con i piccoli reattori

Gli SMR riducono la dimensione del singolo investimento, non il problema. In Canada il progetto di quattro BWRX-300 a Darlington è stimato in 20,9 miliardi di dollari canadesi, di cui 6,1 per la prima unità, che sconta i costi del primo esemplare. Il vantaggio è che un impegno più piccolo è alla portata di consorzi privati: in Polonia un gruppo di imprenditori ha appena investito circa 128 milioni di dollari nei progetti SMR di Synthos Green Energy. Il proponente italiano più avanzato, la cordata Edison-EDF del Nuward, stima oltre 10 miliardi di euro per una prima fase: anche qui serviranno regole chiare sulla remunerazione dell'energia.

Cosa significa per le imprese

Il modello di finanziamento non è un tema solo per banche e ministeri. Decide tre cose che contano per la filiera.

• Chi è il committente: una società a forte controllo pubblico, come in Polonia, o un consorzio privato con un CfD. Cambiano procedure di gara, condizioni contrattuali e attenzione al contenuto locale.
• Chi paga gli extracosti: con un prezzo garantito il rischio resta al costruttore, che tende a trasferirlo ai fornitori con penali e clausole rigide; con RAB o garanzie pubbliche la catena è più protetta, ma più esposta a controlli e rendicontazione.
• La quota per le imprese nazionali: dove lo Stato finanzia, il ritorno industriale diventa un obiettivo esplicito. In Ontario l'80% della spesa per gli SMR andrà a imprese della provincia; in Polonia oltre 1 miliardo di zloty è già stato affidato a fornitori locali.
• Per gli investitori: CfD e RAB trasformano il nucleare in un investimento infrastrutturale a rendimento regolato, ma solo dopo l'approvazione europea degli aiuti, che in Polonia ha richiesto meno di un anno. Prima di quel passaggio il rischio resta pieno.

Il tema si lega ai rischi già discussi nell'analisi su referendum, scorie e finanziamenti e ai tempi descritti in quando torna il nucleare in Italia: senza un modello di finanziamento credibile, nessuna data è realistica.

Per i termini tecnici rimandiamo al glossario; il quadro generale è nella guida al nucleare in Italia e gli aggiornamenti nelle notizie.