Nucleare per energivori e data center: chi comprerà l'energia dei piccoli reattori

Il dibattito sul nucleare italiano si concentra su tecnologia, siti e decreti. C'è una domanda che riceve meno attenzione e che invece decide se i progetti si faranno: chi comprerà l'energia, per quanti anni e a quale prezzo. Un piccolo reattore costa miliardi, impiega anni a essere costruito e produce per decenni. Senza un acquirente affidabile, nessuna banca lo finanzia.

Negli ultimi mesi le risposte a questa domanda si sono moltiplicate, e vengono quasi tutte dai grandi consumatori: data center e industria energivora.

Il caso Amazon: il cliente che finanzia lo sviluppo

Il 19 ottobre Amazon, lo sviluppatore di reattori X-energy e l'utility American Electric Power (AEP) hanno annunciato un accordo per valutare la costruzione di 12 reattori Xe-100, per 960 MW complessivi, nella contea di Sullivan, in Indiana, sul sito di una ex centrale a carbone. Amazon finanzia lo sviluppo del progetto e sarà il primo cliente dell'energia, che servirà la rete regionale e i suoi data center; AEP è indicata come possibile gestore.

Va letto per quello che è: un accordo per esplorare il progetto, non una decisione di investimento. Non ci sono date di costruzione né di esercizio. Ma lo schema è chiaro: un grande consumatore con un bilancio solido si prende il rischio della fase iniziale in cambio di energia a lungo termine. È la stessa logica che negli Stati Uniti hanno seguito altri grandi gruppi tecnologici.

Il modello europeo: contratti sulla produzione nucleare

In Europa non servono i reattori nuovi per vedere come funziona. La Francia ne ha due versioni.

• Exeltium. Un consorzio di 24 imprese elettro-intensive, che sono insieme azioniste e clienti. Nel 2008 ha firmato con EDF un contratto approvato dalla Commissione europea: 148 TWh in 24 anni, in cambio di un anticipo di 1,75 miliardi di euro pagato nel 2010 e finanziato in gran parte con debito, più un prezzo legato ai costi del parco nucleare. A gennaio 2026 le parti hanno concordato fino a circa 30 TWh aggiuntivi fino al 2034, ancora con un anticipo.
• I contratti di allocazione della produzione nucleare (CAPN). Con la fine del vecchio meccanismo regolato a fine 2025, EDF assegna a singoli industriali una quota della capacità del proprio parco, condividendo con loro costi e rischi della produzione effettiva. ArcelorMittal ne ha firmato uno di 18 anni, con consegne dal 1° gennaio 2026; TotalEnergies uno di 12 anni per circa 400 MW, il 60% del fabbisogno dei suoi siti di raffinazione e chimica in Francia; Lafarge uno di 10 anni. Tra i firmatari c'è anche Data4, operatore di data center.

Il modello non è privo di critiche. L'associazione francese dei consumatori industriali ha osservato che la formula "a costo e a rischio" lascia all'industriale una doppia incertezza, sul volume che verrà davvero prodotto e sul prezzo finale. È il rovescio della medaglia: chi condivide i benefici condivide anche i rischi.

La terza via è il modello finlandese Mankala, già descritto nell'analisi su CfD, RAB e i modelli europei: imprese industriali ed elettriche possiedono la società che gestisce la centrale e ritirano l'energia a prezzo di costo in proporzione alle quote. In Finlandia circa metà dell'elettricità arriva da società organizzate così.

L'Italia: domanda forte, regole da scrivere

In Italia l'interesse c'è ed è documentato.

• Siderurgia. Nel luglio 2024 Federacciai ha firmato con EDF, Edison, Ansaldo Energia e Ansaldo Nucleare un protocollo d'intesa per valutare coinvestimenti negli SMR in Italia e forniture nucleari di lungo periodo. Secondo Federacciai le acciaierie elettriche lavorano circa 8.000 ore l'anno, e le rinnovabili ne coprirebbero solo una parte. A maggio il presidente Antonio Gozzi ha detto che le acciaierie bresciane sarebbero pronte a ospitare reattori da circa 200 MW, anche in consorzio.
• Regioni. Lo studio della Regione Lombardia con la Fondazione Politecnico, riportato l'11 ottobre, prevede in uno scenario circa 1,8 GW di SMR al 2050 per sostenere la domanda industriale.
• Data center. L'amministratore delegato di Terna, Pasqualino Monti, ha parlato il 16 ottobre di oltre 100 GW di richieste di connessione per quasi 600 iniziative di data center, precisando che superano ampiamente ciò che sarà davvero realizzato.

Manca invece la cornice. La legge 169/2026 prevede in termini generali strumenti per sostenere gli investimenti e remunerare l'energia prodotta, ma non dice se e come un grande consumatore potrà firmare contratti di lungo periodo, entrare nel capitale o ritirare energia a costo. Secondo le anticipazioni del ministero, il primo decreto attuativo non tratterà il sostegno economico.

Un precedente italiano esiste, anche se riguarda le rinnovabili: l'Energy Release 2.0 anticipa alle imprese energivore energia a 65 euro al MWh per tre anni, in cambio dell'impegno a costruire nuovi impianti rinnovabili e restituire l'energia per vent'anni con un contratto per differenza con il GSE. Mostra che il legislatore sa costruire strumenti dedicati agli energivori; resta da vedere se ne farà uno simile per il nucleare.

I limiti da tenere presenti

Tre cautele. La prima è il prezzo: nessuno conosce ancora il costo dell'energia dei primi SMR europei. Per il Nuward, proposto da Edison ed EDF, il costo finale dell'energia non è ancora stabilito e dipenderà, tra l'altro, dal costo del capitale e dal numero di unità ordinate. La seconda sono i tempi: un data center si costruisce in due-tre anni, un reattore in molti di più. Un contratto oggi è una scommessa su energia che arriverà, nelle stime più ottimistiche, verso la metà degli anni Trenta (vedi quando torna il nucleare in Italia). La terza sono le regole europee: un contratto che privilegia alcuni consumatori deve superare il vaglio europeo, come accadde per Exeltium nel 2008.

Cosa significa per le imprese

Per le imprese energivore, la finestra per pesare nelle regole è adesso. I decreti decideranno se sarà possibile partecipare ai progetti come soci o come acquirenti di lungo periodo. Le associazioni di settore che arrivano con proposte concrete, volumi e garanzie avranno più ascolto di chi aspetta il testo finale.

Per gli operatori di data center, il nucleare è un'opzione di lungo periodo, non una soluzione per i progetti di oggi. Può entrare nella strategia di approvvigionamento come contratto futuro, accanto a rinnovabili e accumuli.

Per i fornitori, i progetti trainati da un grande cliente industriale tendono a nascere vicino ai suoi stabilimenti: il distretto bresciano è il caso più citato. Conta anche per la scelta dei siti, discussa nell'analisi dove si costruiranno le centrali.

Per gli investitori, un contratto lungo con un acquirente solido è ciò che trasforma un reattore in un'infrastruttura finanziabile. È il dato da cercare in ogni annuncio: chi compra l'energia, per quanto tempo e con quali garanzie.

Prima di chiedersi quale reattore costruire, ogni progetto deve rispondere a una domanda più semplice: chi pagherà l'energia per i prossimi quarant'anni?

I modelli di finanziamento sono discussi nell'analisi su chi paga le centrali nucleari; il quadro generale è nella guida al nucleare in Italia, i termini tecnici nel glossario. Lo stato dei decreti è nel tracker, gli aggiornamenti nella sezione Notizie.