Il prezzo dell'atomo: come si finanzia il ritorno del nucleare

Mi chiamo Linnea, avvocata a Stoccolma. Mi occupo di project finance: infrastrutture, energia, contratti che devono reggere trent'anni. In Svezia il nucleare non è un tabù, è una voce in bolletta: circa il 30% della nostra elettricità viene da sei reattori (da verificare), e il governo ha messo nero su bianco che ne vuole di nuovi. Così, negli ultimi due anni, sulla mia scrivania è ricomparso un tipo di dossier che la mia generazione di avvocati pensava di non vedere mai: il finanziamento di un reattore nucleare. Oggi vi racconto perché è il problema più difficile del project finance mondiale, e quali architetture giuridiche stanno provando a risolverlo.

Perché il nucleare torna: la domanda ha cambiato forma

Per vent'anni la domanda elettrica europea è stata piatta o in calo. L'efficienza mangiava la crescita. In quel mondo, costruire un reattore da migliaia di megawatt era un investimento senza cliente. Quel mondo è finito.

Tre forze spingono la curva verso l'alto. Primo: i data center. L'intelligenza artificiale consuma elettricità in quantità che il settore non aveva previsto; le stime sulla domanda dei data center al 2030 variano molto tra le fonti, ma tutte puntano nella stessa direzione: su, e in fretta (da verificare). Secondo: l'elettrificazione di tutto il resto — auto, pompe di calore, acciaio verde, idrogeno. In Svezia i progetti industriali del nord, dall'acciaio senza carbone alle batterie, hanno moltiplicato le previsioni di fabbisogno nazionale (da verificare). Terzo: la fisica della rete. Eolico e solare producono quando vogliono loro; un sistema elettrico decarbonizzato ha bisogno di una base costante — il famoso baseload — che non emetta CO2. Le opzioni sono poche: idroelettrico dove c'è, geotermia dove c'è, e nucleare.

Il punto per chi fa il mio mestiere è che il cliente finale è cambiato. Non più solo utility regolate, ma industrie energivore e giganti tecnologici con bilanci da stato sovrano, disposti a firmare contratti di acquisto ventennali pur di garantirsi elettricità pulita e costante. Quando cambia il compratore, cambia la finanziabilità. In teoria.

Il problema: un rischio che nessuna banca vuole

In teoria, appunto. Perché il nucleare ha un difetto strutturale che nessun contratto di offtake può curare da solo: il rischio di costruzione. Un impianto eolico si costruisce in due anni con tecnologia di serie. Un reattore di terza generazione è un prototipo da decine di miliardi che richiede dieci-quindici anni, con una probabilità storica di sforamento di costi e tempi vicina alla certezza.

I precedenti europei sono tre lapidi. Olkiluoto 3, in Finlandia: ordinato nel 2003 con consegna prevista nel 2009, entrato in esercizio commerciale nel 2023, con costi lievitati da circa 3 a oltre 8-11 miliardi di euro secondo le ricostruzioni (da verificare); il contenzioso tra il committente TVO e il consorzio Areva-Siemens è durato più del cantiere. Flamanville 3, in Francia: costi passati da circa 3,3 miliardi a oltre 13 miliardi di euro e oltre dieci anni di ritardo (da verificare). Hinkley Point C, nel Regno Unito: le stime di costo sono state riviste più volte verso l'alto, fino a cifre nell'ordine dei 40 e più miliardi di sterline a valori correnti, con l'entrata in servizio slittata verso il 2029-2031 (da verificare).

Tradotto nella lingua dei finanziatori: il nucleare combina il capex di un'infrastruttura nazionale con il profilo di rischio di una startup. Nessuna banca commerciale prende rischio di costruzione nucleare su base non-recourse. Nessuna. Il project finance classico — la società veicolo che si indebita contro i flussi di cassa futuri del progetto — qui semplicemente non funziona, perché tra il primo euro speso e il primo euro incassato passano dieci anni durante i quali il progetto può raddoppiare di costo. Il costo del capitale diventa la variabile che decide tutto: a un WACC del 9% Hinkley Point C è un disastro economico; ad un costo del capitale da debito pubblico, lo stesso reattore produce elettricità a prezzi ragionevoli. Il problema del nucleare non è l'uranio. È il tasso di sconto.

Le architetture: CfD, RAB, Mankala e la via svedese

Ogni giurisdizione ha costruito la propria risposta giuridica. Vale la pena metterle in fila, perché sono un catalogo di come si può allocare un rischio che il mercato rifiuta.

Il Contract for Difference di Hinkley Point C. Il modello britannico del 2013: lo Stato garantisce al produttore un prezzo di esercizio — lo strike price, fissato per Hinkley a 92,50 sterline per MWh a prezzi 2012, indicizzato, per 35 anni (da verificare) — e il produttore restituisce la differenza quando il prezzo di mercato sale sopra, incassa l'integrazione quando scende sotto. Il CfD stabilizza i ricavi, ma lascia il rischio di costruzione interamente sull'investitore: EDF e il socio cinese CGN hanno finanziato il cantiere a equity, e ogni miliardo di sforamento è a carico loro. Risultato: uno strike price altissimo, perché il rendimento richiesto sull'equity doveva remunerare anche il rischio cantiere. Il Regno Unito ha imparato la lezione e ha cambiato modello.

Il Regulated Asset Base di Sizewell C. Il successore, disciplinato dal Nuclear Energy (Financing) Act 2022 (da verificare). Qui il progetto viene remunerato come una rete regolata: gli investitori ricevono un rendimento consentito sul capitale investito durante la costruzione, pagato attraverso una componente della bolletta dei consumatori britannici. Il rischio di sforamento entro certe soglie è condiviso con i consumatori; oltre soglie estreme interviene lo Stato. Il vantaggio è brutale nella sua semplicità: incassare durante il cantiere abbatte il costo del capitale, e ogni punto di WACC in meno vale miliardi sul costo finale dell'elettricità. Il prezzo giuridico-politico è altrettanto brutale: i consumatori pagano oggi un impianto che forse funzionerà tra dodici anni, e si assumono parte di un rischio che non possono né valutare né gestire.

Il modello Mankala finlandese. La risposta nordica, ed è quella che conosco meglio. Una società a costo — Mankala, dal nome di una vecchia causa fiscale finlandese (da verificare) — i cui soci sono industrie energivore e utility municipali. La società non distribuisce dividendi: ogni socio ha il diritto e l'obbligo di ritirare energia in proporzione alla propria quota, pagandola al costo di produzione. Niente prezzo di mercato, niente margine: il socio cartiera o il socio comune di Helsinki compra elettricità al costo, per decenni. È il modello con cui TVO ha costruito Olkiluoto — e che ha assorbito, dolorosamente ma senza default, anche il peggior sforamento della storia nucleare europea, perché il rischio era spalmato su bilanci industriali solidi che avevano un interesse esistenziale nell'energia, non un interesse finanziario nel progetto. Il Mankala è, in sostanza, un PPA perpetuo travestito da partecipazione societaria. Da avvocata lo trovo elegante: trasforma il compratore in azionista e cancella il conflitto tra chi costruisce e chi paga.

La via svedese. Il mio governo ha scelto una combinazione: l'obiettivo dichiarato è nuova capacità nucleare su larga scala entro il 2035-2045, sostenuta da un pacchetto che secondo le proposte in discussione comprende prestiti statali per coprire gran parte del capitale durante la costruzione, un contratto per differenza bidirezionale sui ricavi, e un meccanismo di condivisione del rischio tra Stato e investitori (da verificare). La filosofia è dichiarata senza pudore: il rischio di costruzione lo prende in larga parte lo Stato, perché è l'unico soggetto con un costo del capitale abbastanza basso e un orizzonte abbastanza lungo. Qui non si finge che sia project finance. Si ammette che è politica industriale con contratti sopra.

Gli SMR: serializzare il rischio

Poi ci sono gli Small Modular Reactors, la scommessa che tutti i miei clienti vogliono discutere. La tesi è finanziariamente seducente: se il problema del nucleare è il prototipo gigante — capex da 30 miliardi, cantiere unico, rischio non ripetibile — allora la soluzione è l'opposto. Reattori piccoli, da poche centinaia di megawatt, costruiti in fabbrica in serie e assemblati in sito. Capex per unità nell'ordine del miliardo invece delle decine: una taglia che un bilancio industriale può assorbire. E soprattutto un rischio ripetibile: il primo esemplare sforerà, il quinto meno, il ventesimo sarà un prodotto industriale con una curva di apprendimento, non un'opera d'arte. Il project finance ama la serialità: è ciò che ha reso bancabile il solare.

La realtà, a oggi, è che gli SMR occidentali sono ancora quasi tutti sulla carta, e il primo progetto americano di punta è stato cancellato nel 2023 per esplosione dei costi previsti (da verificare). Ma è successa una cosa che ha cambiato il calcolo: sono arrivati gli hyperscaler. Tra il 2024 e il 2025 i grandi nomi del cloud americano hanno firmato accordi con sviluppatori SMR — ordini quadro per centinaia di megawatt, impegni di acquisto, in alcuni casi investimenti diretti nello sviluppatore — e in parallelo contratti per riattivare o prenotare capacità di reattori esistenti (da verificare, sia i nomi che i volumi: gli annunci sono molti, i contratti vincolanti pubblicamente verificabili molti meno).

Per il finanziamento questo è il pezzo mancante: un offtaker con rating altissimo che firma per vent'anni risolve il lato ricavi meglio di qualunque CfD statale. Ma attenzione, perché come avvocata devo dire la cosa scomoda: un ordine quadro non è un contratto take-or-pay, e un comunicato stampa non è una garanzia. La domanda che farei a ogni term sheet SMR è una sola: chi paga se il reattore numero uno costa il triplo e arriva con sei anni di ritardo? Finché la risposta è "lo sviluppatore, che ha due anni di cassa", il rischio di costruzione non è sparito. È solo più piccolo e meglio vestito.

La tassonomia UE e il cantiere italiano

Sul piano regolatorio europeo, il passaggio decisivo è stato l'atto delegato complementare alla tassonomia — il Regolamento delegato (UE) 2022/1214 (da verificare il riferimento esatto) — che ha incluso il nucleare tra le attività transitorie ammissibili come sostenibili. Non un via libera incondizionato: paletti tecnici sul combustibile, obbligo di piani dettagliati per lo smaltimento dei rifiuti, disponibilità di un deposito geologico profondo per i rifiuti ad alta attività entro il 2050, e finestre temporali per i permessi delle nuove costruzioni (da verificare le singole condizioni). La conseguenza pratica per il mio lavoro: un finanziamento nucleare conforme può entrare nei portafogli ESG, nei green bond framework, nei mandati degli investitori istituzionali. Dieci anni fa era impensabile. La finanza sostenibile europea ha litigato ferocemente su questo punto, e il contenzioso — anche giudiziario, con ricorsi contro l'atto delegato (da verificare) — non è chiuso. Ma oggi, formalmente, il nucleare è finanziabile come sostenibile nell'Unione.

E l'Italia. Vista da Stoccolma, la traiettoria italiana è notevole: un Paese che ha chiuso il nucleare con due referendum e che ora discute apertamente di rientrarci. Il governo ha avviato una piattaforma normativa per il ritorno al nucleare sostenibile — un disegno di legge delega per disciplinare autorizzazioni, autorità di sicurezza, gestione dei rifiuti, con orizzonte sugli SMR e sui reattori di nuova generazione (da verificare stato e contenuti dell'iter) — e i grandi gruppi energetici e della difesa hanno costituito veicoli comuni per valutare la filiera (da verificare). Da giurista esterna faccio notare due cose. Primo: senza un'autorità di sicurezza indipendente, dotata di organico e credibilità, nessun finanziatore internazionale firmerà nulla; il regolatore è un prerequisito di bancabilità, non un dettaglio amministrativo. Secondo: l'Italia non ha ancora un deposito nazionale nemmeno per i rifiuti esistenti, e la tassonomia europea fa della gestione dei rifiuti una condizione di ammissibilità. Il percorso giuridico italiano verso un reattore finanziabile passa, paradossalmente, da un deposito prima che da un cantiere.

Cosa serve davvero a un avvocato in un deal nucleare

Chiudo con il mestiere. Se un deal nucleare arriva sul vostro tavolo — e in Italia, se la piattaforma normativa avanza, arriverà — questi sono i fronti dove si vince o si perde.

Allocazione del rischio di costruzione. È il cuore di tutto. EPC chiavi in mano con prezzo fisso, come Olkiluoto? Il contractor che accetta è un contractor che ha prezzato male, e il contenzioso è già scritto. Contratti target-cost con meccanismi di condivisione degli extracosti, soglie, incentivi, e un regime di varianti che non diventi un bancomat? È più onesto e più gestibile. La lezione finlandese è che la clausola perfetta non salva un progetto: serve un'architettura in cui chi sopporta lo sforamento abbia le spalle per sopportarlo e un interesse a minimizzarlo.

Decommissioning. Lo smantellamento a fine vita è un costo certo, lontano decenni, di importo incerto. Il diritto europeo impone fondi segregati alimentati durante l'esercizio (da verificare la disciplina applicabile per ordinamento); il contratto deve definire chi versa, chi custodisce, cosa succede se il fondo è insufficiente o se l'operatore fallisce prima. In un'operazione con orizzonte 2100, la solidità del veicolo che custodisce il fondo conta più del tasso di rendimento promesso.

Responsabilità per i rifiuti e danno nucleare. Il regime internazionale — Convenzioni di Parigi e Vienna e protocolli (da verificare le adesioni per singolo Stato) — canalizza la responsabilità civile sull'operatore, con massimali e coperture assicurative obbligatorie e, sopra, l'intervento statale. Per il finanziatore la domanda è dove finisce l'esposizione del progetto e dove comincia quella pubblica; per lo sponsor, se la canalizzazione copre davvero ogni pretesa o se residuano azioni fuori regime. E per i rifiuti: il trasferimento della titolarità allo Stato o all'agenzia nazionale, con che corrispettivo, a che momento — sono clausole che valgono quanto l'intero margine del progetto.

Il resto è il consueto arsenale del project finance — security package, direct agreement, step-in rights, cambio di legge, condizioni sospensive regolatorie — con una differenza di scala: qui la controparte implicita di ogni clausola è lo Stato, per un secolo.

La mia sintesi da Stoccolma è fredda, come si addice: il ritorno del nucleare non è una questione di tecnologia e nemmeno di opinione pubblica. È una questione di costo del capitale, e il costo del capitale è una funzione di chi porta il rischio di costruzione. Ogni modello che vi ho descritto — CfD, RAB, Mankala, prestiti statali svedesi — è un modo diverso di rispondere alla stessa domanda: quanto rischio nucleare mettiamo, per legge o per contratto, sulle spalle di famiglie e imprese che non hanno firmato niente?

E allora la domanda scomoda, per i colleghi italiani che discutono di rinascimento nucleare: se nessuna banca al mondo accetta il rischio di costruzione di un reattore nemmeno al 9% di rendimento, con quale onestà intellettuale lo si può mettere in bolletta a cittadini che rendimento non ne avranno mai?