Il prezzo garantito non coincide però con la disponibilità effettiva degli impianti, come ha mostrato l’estate del 2026
Settanta euro al megawattora: dal 1° gennaio 2026 il nucleare francese si vende a prezzo fisso. Ma lo scorso 26 agosto, con i fiumi in secca e i reattori costretti a ridurre la produzione per motivi termici, secondo Montel News il front francese si è impennato verso un massimo quasi triennale. La promessa di stabilità ha già incontrato il suo primo test climatico: il meccanismo pensato per attutire i picchi di prezzo deve fare i conti con l'unica variabile che nessun contratto può controllare, la disponibilità reale degli impianti.
La chimica del prezzo: 70 €/MWh e il prelievo sulla rendita
Dietro il prezzo fisso c'è una macchina di redistribuzione che vale la pena smontare pezzo per pezzo. Il governo francese e EDF hanno raggiunto un accordo sul prezzo di vendita dell'energia nucleare a partire dal 2026: 70 €/MWh al posto del tariffario ARENH, scaduto il 31 dicembre 2025. Non è soltanto un cambio di listino, è un meccanismo di cattura della rendita a due soglie.
Il funzionamento è lineare. Quando i prezzi all'ingrosso superano 78-80 €/MWh, i ricavi in eccesso di EDF vengono tassati al 50% e redistribuiti agli utenti finali, clienti residenziali e forse anche le PMI. Se i prezzi superano 110 €/MWh, la quota sale al 90% dei ricavi in eccesso. Più il mercato si impenna, più valore torna ai consumatori. Sulla carta la promessa è chiara: un prezzo fisso a monte, una rete di sicurezza a valle. Resta da capire cosa succede quando il sistema viene stressato dal clima, perché è lì che i 70 €/MWh smettono di essere un numero e diventano una soglia da difendere.
Il primo stress test: agosto 2026 e i fiumi caldi
Qui sta l'ironia del meccanismo. Il prezzo fisso a 70 €/MWh dovrebbe isolare gli utenti dalla volatilità, ma la produzione nucleare non è una costante fisica: è una funzione della temperatura dell'acqua di raffreddamento e della portata dei fiumi. Quando i corsi d'acqua si scaldano e la portata cala, i reattori devono ridurre la potenza per non immettere scarichi oltre i limiti termici consentiti. Il costo marginale sale, il prezzo spot si avvicina alle soglie di 78-80 e 110 €/MWh, e il prelievo sulla rendita si attiva proprio quando la produzione è più debole. Chi assorbe davvero il colpo? Non è più soltanto una questione di cartellino del prezzo: è una questione di quanta energia il parco nucleare riesce ancora a offrire nelle ore in cui serve di più, tipicamente le più calde dell'estate.
Il dato di agosto 2026 non è un aneddoto, ma un promemoria. Il meccanismo di cattura della rendita funziona bene quando i prezzi alti nascono dal costo del gas o dalla speculazione. Quando invece il vincolo è termico, il sistema si trova a corto di produzione reale e il prezzo alto non è una rendita da tassare: è il sintomo di una disponibilità che si è ridotta. In regime di ondate di calore, la stabilità promessa a 70 €/MWh diventa un'astrazione se i reattori non possono produrre al regime previsto.
Cosa cambia per chi installa e gestisce
È qui che il meccanismo incontra il mondo reale di chi installa e gestisce impianti. Per un operatore, i 70 €/MWh sono una garanzia di prezzo, non di disponibilità: la resilienza termica del parco nucleare francese è la variabile che determina se quella cifra regge sul campo. Il trade-off è tra il prezzo garantito e la capacità reale di produrre quando il sistema è sotto stress. La stabilità promessa a 70 €/MWh si gioca reattore per reattore, estate per estate.
L'accordo a 70 €/MWh non è una coperta. È un meccanismo economico che vive dentro un sistema fisico, e la variabile vera è la resilienza termica del parco nucleare francese. Per chi opera, il prezzo fisso è una certezza contrattuale; la disponibilità reale degli impianti è un'altra partita, e lo scorso 26 agosto ha mostrato che le due cose possono divergere proprio quando il caldo riduce la produzione.
