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Argomento: Energetiche

Energia, Noci (Politecnico di Milano): “Senza gigawatt l’Italia affitterà l’IA da altri”

Scritto da Anna Petroni il . Pubblicato in ADI News.

Energia, Noci (Politecnico di Milano): “Senza gigawatt l’Italia affitterà l’IA da altri” – Roma, 6 luglio 2026 – (PPN ADI) . “Senza energia a basso costo e disponibile in quantità, tutto il resto del ragionamento sull’Ai resta teorico”. Lo ha dichiarato Giuliano Noci, prorettore del Politecnico di Milano ed esperto di strategie sull’intelligenza artificiale, in un’intervista esclusiva a PPN ADI Agenzia Delle Infrastrutture, secondo cui la potenza degli Stati si misurerà in gigawatt prima ancora che in algoritmi.

Per diventare un “elettro-Stato” credibile, ha spiegato Noci, l’Italia “deve muoversi su tre binari insieme: accelerare le rinnovabili dove abbiamo vantaggio naturale, riaprire seriamente il dossier nucleare di nuova generazione con tempi credibili, e mettere mano a una rete elettrica che oggi non è pensata per assorbire i consumi dei data center”. La conclusione è netta: “Chi non risolve il nodo energetico resterà un Paese che affitta intelligenza artificiale da altri, non che la produce”.

Sul fronte geopolitico, Noci ha distinto due piani: “Sul piano diplomatico l’Italia ha tutto l’interesse a mantenere il rapporto storico con Washington. Ma sul piano industriale e tecnologico l’autonomia non è una scelta anti americana, è una condizione di sopravvivenza: si può restare alleati e allo stesso tempo smettere di essere dipendenti”.

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Con lo Stretto di Hormuz ancora bloccato il gas del Qatar si ferma ma le infrastrutture italiane tengono

Scritto da Anna Petroni il . Pubblicato in Infrastrutture.

A più di quattro mesi dalla chiusura dello Stretto di Hormuz, decisa da Teheran a inizio marzo in risposta agli attacchi americani e israeliani, il gas naturale liquefatto del Qatar continua a non arrivare in Italia. L’ultima conferma è del 1 luglio, quando Edison ha reso nota una nuova notifica di forza maggiore da parte di QatarEnergy. Eppure, il sistema energetico nazionale non ha finora registrato problemi di fornitura. La partita si gioca sul prezzo e sulla tenuta delle infrastrutture, non sulla disponibilità fisica del metano.

La crisi del Qatar

La società milanese ha spiegato che QatarEnergy non sarà in grado di consegnare altri quattro carichi al terminale Adriatic Lng di Rovigo fino all’inizio di settembre. Con questi salgono a ventuno i carichi complessivamente saltati nel periodo aprile-giugno, per un volume di circa 2,7 miliardi di metri cubi. Al 30 giugno Edison aveva già sostituito quattordici carichi, pari a circa 1,3 miliardi di metri cubi e a metà del deficit, confermando di poter reperire gas alternativo per tutti i clienti. Il contratto di lungo termine con il gruppo qatarino, attivo dal 2009, vale 6,4 miliardi di metri cubi l’anno per venticinque anni ed era una delle colonne dell’import italiano ma gli attacchi iraniani sull’impianto di Ras Laffan hanno colpito proprio uno dei treni di liquefazione che riforniscono Edison.

Il sorpasso americano ai terminali

Il vuoto lasciato da Doha è stato riempito quasi per intero dal gas statunitense. Secondo i dati Snam, nei primi sei mesi del 2026 sono arrivate in Italia 113 navi cariche di GNL, di cui 70 partite dagli Stati Uniti e appena 16 dal Qatar. La quota americana è così salita al 62% del totale, contro il 47% dello stesso periodo del 2025, mentre quella qatarina è crollata. Ad Adriatic Lng, storicamente alimentato da Doha, dei 44 carichi ricevuti 28 sono ora americani e solo 16 qatarini. Il rigassificatore di Livorno ha lavorato 23 navi, quello di Piombino 22 e quello di Ravenna 10, in larga parte statunitensi, mentre Panigaglia ha continuato a ricevere metano algerino. La stessa dinamica si osserva in Europa, dove secondo S&P Global la quota di GNL americano ha ormai raggiunto il 60%.

Perché il sistema regge

La tenuta dipende dall’architettura costruita negli ultimi anni. L’Italia dispone oggi di dieci punti di ingresso del gas, cinque terrestri e cinque marini, e di due rigassificatori in più rispetto al 2022, le navi di Piombino e Ravenna. Nel primo semestre il GNL ha coperto circa un terzo del gas immesso in rete, appena dietro al metano algerino via Transmed e davanti a quello azero che arriva in Puglia con il TAP. A questo si aggiunge lo stoccaggio, che al 30 giugno era già al 67%, oltre diciotto punti sopra la media europea del 49% e molto lontano dal 41% della Germania. L’amministratore delegato di Snam, Agostino Scornajenchi, ha ribadito a margine della Ceo Conference di Mediobanca che i depositi saranno pieni prima dell’inverno. Per il gas del Golfo non esiste una vera alternativa via tubo, e questo rende i terminali di rigassificazione l’unico strumento per cambiare rapidamente rotta di approvvigionamento.

Cosa resta aperto nel medio termine

Il nodo vero non è l’estate ma gli anni a venire. Dopo la tregua tra Stati Uniti e Iran, QatarEnergy ha avviato i lavori per riprendere le esportazioni regolari, ma il 17% della capacità di liquefazione dell’emirato ha subito danni e richiederà dai tre ai cinque anni per essere riparato. Le stime dell’Agenzia internazionale dell’energia, riprese dall’ISPI, parlano di un ammanco potenziale fino a 120 miliardi di metri cubi di gas qatarino da qui al 2030, sommando i danni agli impianti e il rinvio dell’espansione del giacimento North Field. Su questo fronte l’Italia punta sull’infrastruttura. Il piano industriale di Snam prevede 14 miliardi di euro fino al 2030, di cui circa 9 destinati al potenziamento della rete di trasporto, a partire dalla Linea Adriatica che porta il gas dal Sud al Nord, e 2 agli stoccaggi. Il rischio, confermato dai prezzi ancora sopra i livelli precedenti alla crisi, resta legato non alla quantità di gas disponibile ma al costo per procurarselo.
 

Dolomiti Energia ottiene la certificazione Top Employer Italia 2026

Scritto da Anna Petroni il . Pubblicato in ADI News.

Dolomiti Energia ottiene la certificazione Top Employer Italia 2026 – Trento, 25 giugno 2026 – (PPN ADI) – Dolomiti Energia ha ottenuto la certificazione internazionale Top Employer Italia 2026, riconoscimento che attesta il rispetto dei più elevati standard internazionali nelle pratiche di gestione delle risorse umane e nella qualità dell’ambiente di lavoro. La certificazione si basa su un processo di analisi indipendente che valuta le principali aree HR, tra cui people strategy, attrattività verso nuovi talenti, formazione, diversità, equità e inclusione e benessere dei lavoratori.

Il riconoscimento si inserisce nel percorso di evoluzione organizzativa del gruppo trentino, che negli ultimi anni ha integrato la crescita industriale con quella delle persone. A testimoniarlo, le 164 nuove assunzioni nell’ultimo anno, in un modello che punta a generare valore per la comunità, sostenere l’innovazione e contribuire alla transizione energetica.

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Decreto FerX, firmato il provvedimento per le rinnovabili mature

Scritto da Anna Petroni il . Pubblicato in Politica.

Il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Gilberto Pichetto Fratin, ha firmato il decreto FerX definitivo, il nuovo meccanismo di sostegno alle fonti rinnovabili mature destinato a mobilitare oltre 37 GW di nuova capacità produttiva. La firma arriva a dieci giorni dal via libera della Commissione europea, che l’8 giugno ha autorizzato il regime di aiuti di Stato da 23 miliardi di euro, giudicandolo compatibile con il mercato interno. Il testo dovrà ora superare il vaglio contabile della Ragioneria Generale dello Stato e la registrazione della Corte dei Conti, prima di essere pubblicato sul sito del MASE ed entrare in vigore il giorno successivo.

I numeri del decreto

Il provvedimento fissa un contingente massimo di 37,15 GW di nuova capacità rinnovabile. Gli impianti oltre i 10 GW saranno assoggettati al regime di autorizzazione unica, fatta eccezione per quelli in capo agli enti locali finanziati dal PNRR. Per gli impianti sopra 1 MW, che parteciperanno alle aste competitive bandite dal GSE, sono riservati 16,5 GW per l’eolico, 10 GW per il fotovoltaico, 0,63 GW per l’idroelettrico e 0,02 GW per gli impianti a gas residuati dai processi di depurazione. Dieci GW di fotovoltaico sono invece riservati agli impianti fino a 1 MW di potenza, che accedono direttamente al meccanismo di supporto senza passare dalle aste.

Prezzi di riferimento e tempistiche

Il decreto stabilisce i prezzi di riferimento per ciascuna tecnologia: 80 euro/MWh per il fotovoltaico, con una forbice tra 65 e 95 euro; 85 euro/MWh per l’eolico, tra 70 e 95 euro; 90 euro/MWh per l’idroelettrico, tra 80 e 105 euro; 85 euro/MWh per gli impianti a gas da depurazione, tra 75 e 100 euro. Sono previste correzioni al prezzo di aggiudicazione, con un incremento di 27 euro/MWh per i fotovoltaici realizzati in sostituzione di coperture in eternit o amianto e di 10 euro/MWh per gli impianti realizzati su specchi d’acqua.

Sul fronte realizzativo, i tempi massimi per gli interventi a valle delle aste vanno dai 36 mesi per eolico e fotovoltaico, fino a 48 mesi per le nuove costruzioni e i potenziamenti collegati agli impianti a gas da depurazione, e 54 mesi per le nuove costruzioni nell’idroelettrico.

I prossimi passi

Entro sessanta giorni dall’entrata in vigore del decreto, il MASE dovrà approvare, su proposta del Gestore dei Servizi Energetici guidato da Vinicio Mosè Vigilante, le regole operative per l’accesso al meccanismo, comprese le modalità per gli impianti entro 1 MW e il calendario delle procedure competitive. Entro i successivi trenta giorni sarà pubblicato l’avviso per la presentazione delle richieste di qualifica preliminare: solo i soggetti qualificati potranno poi presentare la manifestazione di interesse per la singola asta, fase attesa per fine estate, che richiederà il versamento di una cauzione provvisoria pari al 5% dell’investimento. La prima asta dovrebbe tenersi all’inizio dell’autunno 2026.

Comunità energetiche, assegnati altri 202 milioni

Scritto da Anna Petroni il . Pubblicato in ADI News.

GSE assegna altri 202 milioni alle comunità energetiche con il terzo atto di concessione PNRR – Roma, 15 giugno 2026 (PPN ADI) — Il Gestore dei Servizi Energetici ha pubblicato il terzo atto di concessione nell’ambito della misura PNRR dedicata alle Comunità Energetiche Rinnovabili e all’autoconsumo collettivo, assegnando contributi in conto capitale a ulteriori 5.296 soggetti beneficiari per un valore complessivo di 202,6 milioni di euro.

Le nuove risorse si aggiungono ai 361,2 milioni già distribuiti con i primi due atti, portando il totale erogato a 563,8 milioni di euro e il numero complessivo di beneficiari ammessi al contributo a oltre 24 mila. Il GSE punta a chiudere il mese di giugno con circa 30 mila iniziative finanziate, in linea con le scadenze previste dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza.

Sul fronte delle risorse future, nel corso dell’audizione parlamentare sulla rimodulazione del PNRR il ministro per gli Affari europei, il PNRR e le Politiche di coesione Tommaso Foti ha annunciato lo stanziamento di ulteriori 173 milioni di euro destinati alle Comunità Energetiche Rinnovabili.

Intelligenza artificiale e Data Center mettono sotto pressione le reti elettriche globali

Scritto da Anna Petroni il . Pubblicato in Economia.

Per quasi vent’anni Europa e Stati Uniti hanno vissuto con una domanda elettrica sostanzialmente ferma. La stagflazione energetica che aveva caratterizzato i primi due decenni del secolo è oggi alle spalle, spazzata via da un motore di crescita che nessun modello previsionale aveva del tutto anticipato nella sua portata: l’intelligenza artificiale. Dietro ogni modello di AI si cela una rete crescente di Data Center che richiedono energia continua, capacità di rete, sistemi di raffreddamento sempre più sofisticati e infrastrutture dedicate. Il settore elettrico sta tornando su una traiettoria espansiva che non si registrava dalla fine degli anni Novanta.

I dati dell’IEA e l’aggiornamento del 2026

Le proiezioni più autorevoli disponibili su questo fenomeno sono quelle dell’Agenzia internazionale dell’energia. Nel rapporto “Energy and AI”, pubblicato nell’aprile 2025, l’IEA stimava che i consumi elettrici globali dei data center avrebbero superato quota 945 TWh entro il 2030, partendo dai circa 415 TWh registrati nel 2024. Un raddoppio in sei anni, per un volume che supera l’intero fabbisogno elettrico annuo del Giappone. A guidare questa crescita saranno soprattutto i Data Center ottimizzati per l’intelligenza artificiale, la cui domanda energetica è attesa quadruplicare nello stesso arco temporale. L’aggiornamento pubblicato ad aprile 2026, “Key Questions on Energy and AI”, ha confermato la solidità di questo scenario di base. I consumi dei Data Center sono già cresciuti del 17 per cento nel solo 2025, un ritmo che ha ampiamente surclassato il più modesto più tre per cento registrato dalla domanda elettrica globale nel suo complesso. Le strutture dedicate all’AI sono cresciute ancora più rapidamente, con una capacità più che triplicata negli ultimi diciotto mesi secondo il monitoraggio satellitare condotto dall’Agenzia stessa. L’IEA stima ora che entro il 2030 la domanda complessiva dei Data Center raggiunga circa 950 TWh, con quella dei centri AI-focused che triplica rispetto ai livelli attuali. Per il 2035 lo scenario base porta il dato a circa 1.200 TWh.

Il peso degli investimenti e la concentrazione geografica

Dietro questi numeri c’è una corsa agli investimenti senza precedenti. Secondo il rapporto IEA del 2026, le spese in conto capitale dei cinque principali gruppi tecnologici mondiali hanno superato i 400 miliardi di dollari nel 2025 e sono attese crescere di un ulteriore 75 per cento nel corso del 2026. Si tratta di cifre che superano la spesa globale in esplorazione e produzione di petrolio e gas. Gli Stati Uniti rappresentano di gran lunga la quota maggiore della crescita prevista, seguiti dalla Cina: insieme i due Paesi coprono circa l’80 per cento dell’incremento globale atteso entro il 2030. Negli USA, secondo l’IEA, entro fine decennio i Data Center consumeranno più elettricità di quanto ne assorba l’intera produzione industriale ad alta intensità energetica, dalla lavorazione dell’alluminio alla produzione di acciaio, cemento e prodotti chimici messi insieme. In Europa la crescita è stimata nell’ordine dei 45 TWh aggiuntivi entro il 2030, pari a un incremento del 70 per cento rispetto ai livelli attuali, con concentrazioni significative intorno ai principali hub: Francoforte, Amsterdam, Londra e Milano.

L’Italia e le 300 richieste di connessione

In questo contesto l’Italia non è spettatrice. Al 30 giugno 2025 Terna aveva già ricevuto oltre 300 richieste di connessione alla rete elettrica nazionale da parte di operatori di Data Center, per una potenza complessiva superiore ai 50 GW. Si tratta di un dato che fotografa con chiarezza la pressione crescente che questo settore esercita sull’infrastruttura elettrica nazionale. Il 70 per cento dei Data Center italiani è concentrato in Lombardia, con Milano che da sola ospita oltre 70 strutture. Nelle ultime settimane si sono moltiplicate anche le richieste in Piemonte e in altre regioni del Nord, a conferma di una redistribuzione ancora parziale ma in atto. Non tutti questi progetti arriveranno a realizzazione, ma il dato testimonia l’interesse degli operatori e solleva con urgenza la questione della capacità della rete di sostenerli. Il documento “Data Center e futuro” elaborato da Terna sottolinea che la competizione tra territori non riguarda più soltanto il costo dell’elettricità o la disponibilità dei terreni, ma la capacità di garantire connessioni affidabili, tempi autorizzativi compatibili con le esigenze del mercato e infrastrutture adeguate a sostenere carichi elettrici sempre più elevati.

La sfida reale è sulle reti e sugli accumuli

Se il dibattito pubblico si è a lungo concentrato sulla quantità di energia necessaria per alimentare i Data Center, oggi la sfida appare più complessa. Non si tratta soltanto di produrre più elettricità ma di portarla dove serve, quando serve, con livelli di affidabilità che infrastrutture così critiche non possono permettersi di compromettere. Un singolo rack AI può assorbire oltre 100 kW in modo continuativo, le GPU utilizzate per l’intelligenza artificiale operano a temperature comprese tra gli 80 e i 90 gradi Celsius e richiedono sistemi di raffreddamento avanzati, anche a liquido. La disponibilità del 99,999 per cento, standard richiesto dai Data Center di grande scala, equivale a meno di cinque minuti di interruzione all’anno: un obiettivo che impone di progettare l’intero sistema contro eventi estremi, errori umani, blackout e fenomeni atmosferici severi. È in questo quadro che diventano centrali i sistemi di accumulo su batterie, le reti di trasmissione e distribuzione e le capacità di generazione flessibile. Secondo gli scenari elaborati da Terna e Snam, entro il 2030 l’Italia dovrà installare tra 50 e 65 GW di capacità rinnovabile aggiuntiva e circa 122 GWh di accumulo distribuito e centralizzato, tra pompaggi, batterie e grandi impianti. I Bess, i sistemi di accumulo su batterie, sono chiamati a svolgere un ruolo di interfaccia tra la produzione rinnovabile variabile e la domanda continua e prevedibile dei Data Center.

Fonti energetiche e tensioni sociali

Dal lato dell’offerta, l’IEA prevede che circa la metà della crescita della domanda dei Data Center al 2030 sarà soddisfatta da fonti rinnovabili, con il gas naturale a coprire una quota rilevante della parte restante e il nucleare destinato a guadagnare spazio nella seconda metà del decennio. I principali operatori tecnologici hanno già firmato circa il 40 per cento di tutti i contratti aziendali di acquisto di energia rinnovabile sottoscritti a livello globale nel 2025. Il pipeline di accordi condizionati tra operatori di Data Center e progetti di piccoli reattori modulari è cresciuto da 25 GW a fine 2024 a 45 GW oggi. Sul fronte opposto, l’espansione fisica dei Data Center sta incontrando resistenze crescenti nei territori. In Italia il caso della provincia di Milano, dove si conta di costruire il settantesimo data center dell’area metropolitana, mostra come la percezione locale del rischio ambientale e sanitario stia diventando un fattore non secondario nel dibattito pubblico. Le preoccupazioni riguardano l’impatto termico sull’ambiente circostante, i consumi idrici necessari al raffreddamento, la necessità di centrali elettriche dedicate e la presenza di generatori diesel di emergenza. Anche l’IEA riconosce nel suo aggiornamento del 2026 che l’accettabilità sociale è diventata una variabile critica per lo sviluppo ordinato del settore, insieme ai colli di bottiglia nelle catene di fornitura di chip avanzati e memoria ad alta larghezza di banda.

Pichetto: “Do per scontato un referendum sul nucleare nel 2028 o nel 2029”

Scritto da Anna Petroni il . Pubblicato in ADI News.

Pichetto: “Do per scontato un referendum sul nucleare nel 2028 o nel 2029” Roma, 15 giugno (PPN ADI) – Il ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica Gilberto Pichetto Fratin ha aperto con decisione alla possibilità di un nuovo referendum sul nucleare, indicando il biennio 2028-2029 come finestra temporale naturale per una consultazione popolare. “Lo do per scontato”, ha detto il ministro a Torino, intervenendo alle Ogr durante l’evento “Da Fermi al futuro”. “È un diritto della nostra Costituzione poter partecipare alle decisioni. Credo che sia del tutto naturale che in democrazia si possano raccogliere delle firme per fare un referendum. La cosa fondamentale è che dobbiamo cercare, tutti noi, di dare il massimo della chiarezza, dare tutte le risposte e la massima trasparenza.”

Le parole di Pichetto arrivano a poche settimane dal primo via libera parlamentare al disegno di legge delega sul nucleare sostenibile. La Camera ha approvato il provvedimento il 4 giugno con 155 voti favorevoli, il sostegno della maggioranza e di Azione, l’astensione di Italia Viva e il no del centrosinistra. Il testo è ora all’esame del Senato, con l’obiettivo del governo di ottenere il via libera definitivo prima della pausa estiva e di varare i decreti legislativi attuativi entro fine anno.

Il ddl delega riapre formalmente un capitolo che l’Italia aveva chiuso da quasi quarant’anni: il Paese aveva abbandonato il nucleare con il referendum del 1987, e la Camera ha ora compiuto il primo passo verso il superamento di quel vincolo. Il governo, tuttavia, precisa che non si tratta di riportare in vita le grandi centrali del passato: la strategia punta sui piccoli reattori modulari, tecnologia più moderna e sicura, sebbene ancora in fase prototipale, con i primi impianti operativi attesi tra il 2034 e il 2035.

In questo quadro, l’apertura al referendum non suona come una concessione alle opposizioni, ma come una scelta politica deliberata: costruire consenso attorno a una transizione di lungo periodo, lasciando ai cittadini l’ultima parola su una delle scelte energetiche più divisive della storia repubblicana.

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Il nucleare come soluzione all’inquinamento marittimo

Scritto da Rachele Galli il . Pubblicato in Infrastrutture.

La notizia che ha dato concretezza al dibattito è arrivata nei primi giorni di giugno 2026: la Camera dei Deputati ha approvato il disegno di legge delega per il ritorno al nucleare sostenibile in Italia. Il provvedimento, che ora passa al Senato, dove il vicepremier Antonio Tajani ha auspicato si faccia “in fretta”, non parla più delle grandi centrali del passato, quelle abbandonate dopo il referendum del 1987. Il governo Meloni guarda agli Small Modular Reactor (SMR) di terza generazione avanzata e ai reattori di quarta generazione, gli Advanced Modular Reactor (AMR), raffreddati a metalli liquidi. Secondo il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Gilberto Pichetto Fratin, i decreti attuativi saranno pronti entro fine anno, con l’obiettivo di chiudere la legislatura con la nuova legge quadro pienamente operativa. I primi impianti, ha precisato il ministro, potrebbero essere disponibili tra la fine di questo decennio e l’inizio del prossimo.

Fincantieri e la scommessa navale

Tra le novità del DDL delega c’è l’esplicita apertura alle applicazioni navali della tecnologia nucleare modulare: i reattori più piccoli, quelli da 10–15 MW, potrebbero essere installati sulle navi mercantili. È l’ipotesi che Pichetto Fratin sta esplorando con Fincantieri, il gruppo cantieristico guidato da Pierroberto Folgiero che si è detto convinto che “le navi mercantili saranno il primo banco di prova del mini-nucleare”. Folgiero ha spiegato che una nave alimentata a energia nucleare può navigare per 20-25 anni senza bisogno di carburante, abbattendo notevolmente l’impatto ambientale di un settore che oggi produce circa il 3% delle emissioni globali di CO2. Fincantieri sta lavorando a questo scenario attraverso il programma Minerva, dedicato alla propulsione nucleare navale, in collaborazione con la Marina Militare, Ansaldo Nucleare e Newcleo. La miniaturizzazione dei reattori non è una novità nel mondo navale: le applicazioni militari esistono da decenni. La sfida è portare la tecnologia sulle navi commerciali, in un settore che negli ultimi anni si è spostato verso i cantieri di Cina e Corea. “Chi corre di più?”, si è sentito chiedere Folgiero. “Tutti i grandi Paesi della cantieristica. Chi arriva prima costruirà competenze e filiere difficili da recuperare”.

Propulsione nucleare

I reattori che verrebbero utilizzati sulle navi mercantili non produrrebbero energia nucleare come una centrale, ma userebbero un reattore per la sola propulsione. Fincantieri studia in particolare i sistemi di raffreddamento a piombo: il metallo viene mantenuto liquido a temperature comprese tra i 400°C e i 550°C e, grazie alla sua densità e alle proprietà termiche, rimuove il calore dal nocciolo tramite moti convettivi naturali, eliminando la necessità di pompe meccaniche e azzerando i rischi di blackout del sistema di raffreddamento. Questi mini-reattori possono essere alimentati a plutonio, lo scarto prodotto dal reattore tradizionale che a sua volta viene alimentato a uranio. Il vantaggio è duplice: il plutonio ha una grande carica energetica e non va procurato da chi estrae uranio, perché è già contenuto nel combustibile irraggiato prodotto dalle centrali esistenti, rendendolo una risorsa ricavabile direttamente dalle scorie nucleari. Come ha sottolineato lo stesso Folgiero, è un combustibile “geopoliticamente più disponibile” rispetto all’uranio.

L’inquinamento del trasporto marittimo

Per capire perché questa tecnologia stia raccogliendo interesse, è necessario guardare all’entità del problema ambientale che il settore marittimo rappresenta. Secondo il rapporto IMO sulla decarbonizzazione marittima, il trasporto via mare contribuisce al 3% delle emissioni globali di CO2, pari a circa 1.050 milioni di tonnellate l’anno. Una quota difficile da regolare attraverso le politiche nazionali, data la natura intrinsecamente internazionale del settore. Il Rapporto sul Trasporto Marittimo Europeo, pubblicato da EEA ed EMSA nel febbraio 2025, colloca il settore marittimo al 13,5% delle emissioni di gas serra da trasporto nell’UE, dietro al settore aereo (14,4%) e a quello stradale (71%), ma con problematiche aggiuntive: oltre alla CO2, le navi emettono metano, ossidi di azoto e ossidi di zolfo. Un dato positivo riguarda gli ossidi di zolfo, calati del 70% nell’area europea grazie alle normative IMO. Meno rassicurante è l’aumento del 40% dal 2014 nel rilascio di acque grigie, ovvero gli scarichi operativi delle navi, cresciuto soprattutto per l’espansione del settore crocieristico.

Il consenso degli italiani

Il dibattito sul nucleare non è più quello del passato: non si parla di tabù ideologici ma di costi in bolletta e autonomia energetica. Lo dimostra il sondaggio realizzato da Only Numbers per il programma televisivo Porta a Porta: il 54,9% degli italiani si dichiara favorevole all’utilizzo del nucleare di nuova generazione come fonte energetica alternativa, nella prospettiva di ridurre il costo delle bollette. Tra i giovani il dato è ancora più netto: il 75% dei ragazzi tra i 18 e i 24 anni conosce l’argomento, segno di una generazione cresciuta dentro le emergenze energetiche senza preclusioni ideologiche. Il consenso varia sensibilmente per orientamento politico: nell’elettorato di centrodestra sfiora l’ 80%, mentre nel centrosinistra il quadro è più diviso. Tra gli elettori del PD il 40% si dice favorevole. Le voci più critiche rimangono quelle di Verdi e Sinistra, con il 58% contrario. Sul fronte dell’opposizione, la segretaria dem Elly Schlein ha dichiarato di non avere “preclusioni pregiudiziali”, ma ha espresso “perplessità sui tempi”, mentre Giuseppe Conte ha definito il piano un “diversivo” che richiederebbe vent’anni per essere realizzato.

Una direzione, non una soluzione immediata

L’utilizzo della propulsione nucleare per alimentare le navi mercantili si inserisce come una delle risposte tecnologiche alla sfida della decarbonizzazione marittima. Non una soluzione immediata in quanto gli esperti concordano sull’inizio del prossimo decennio come orizzonte realistico per i primi test in mare, ma una direzione verso cui l’Italia, con Fincantieri in prima linea, sembra voler scommettere con decisione. La legge delega, ha chiarito Pichetto Fratin, non è la fine del percorso ma il suo inizio: serve per costruire il quadro giuridico entro cui le valutazioni industriali e tecnologiche possano finalmente essere fatte con serietà. Come ha osservato il ministro, “non possiamo sapere se tra qualche anno ci sarà una tecnologia più conveniente di quelle oggi in fase sperimentale”. Ma non muoversi significa lasciare ad altri la costruzione di competenze e filiere che saranno difficili da recuperare.

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Saipem favorita per il maxi-contratto offshore del giacimento Dorra, in gioco oltre 10 miliardi

Scritto da Rachele Galli il . Pubblicato in Infrastrutture.

Per Saipem, la multinazionale italiana leader nell’ingegneria e nella costruzione di progetti nei settori dell’energia e delle infrastrutture, c’è la potenzialità di un nuovo contratto in Medio Oriente. Secondo UpstreamOnline, il consorzio composto dall’indiana Larsen & Toubro (L&T) e Saipem sarebbe il favorito per due pacchetti Epc (Engineering, Procurement, Construction) offshore e onshore relativi al giacimento di gas Dorra, che attualmente è sviluppato da Arabia Saudita e Kuwait. I due pacchetti includono diverse strutture offshore, gasdotti marini e più di 50 mila tonnellate di attività di fabbricazione, per un valore complessivo di circa 10 miliardi di dollari.

Le tensioni in Medio Oriente

Gli analisti di Banca Akros sottolineano come l’operatore del campo non abbia ancora preso una decisione finale, a causa delle incertezze sullo sviluppo del conflitto mediorientale, amplificate dalla nuova escalation in corso e dall’avanzamento di Israele in Libano, che sta aumentando la tensione regionale. “Il contratto in questione potrebbe essere di grande valore, ma la decisione finale non è ancora stata presa e il conflitto in corso introduce incertezza sullo sviluppo di questo progetto”, spiegano gli esperti della banca d’affari.

La disputa sul giacimento

La quota di competenza di Saipem nel consorzio L&T non è ancora nota. Il giacimento si trova nella zona di confine marittima contesa tra Arabia Saudita e Kuwait, ma a complicare il quadro c’è la disputa con l’Iran, che ne rivendica i diritti. La disputa risale agli anni ’60 e riguarda la sovrapposizione di concessioni nella zona di confine marittima contesa tra Iran e Kuwait, ricca di gas naturale. A oggi non è chiaro in quale misura questa rivendicazione pesi concretamente sull’iter decisionale e sui tempi di sviluppo del progetto, né è stata indicata una tempistica attesa per la decisione finale.

Il ruolo cruciale dell’azienda italiana

In questo scenario Saipem gioca un ruolo rilevante in una partita ancora aperta. L’eventuale aggiudicazione dei pacchetti 2A e 2B aggiungerebbe un capitolo significativo a un portafoglio ordini già da record (il backlog nel primo trimestre 2026 valeva 29,7 miliardi di euro), consolidando la presenza strutturale nel Golfo che, come stanno dimostrando i numeri di questo 2026, rappresenta il motore della crescita del gruppo. La decisione finale sarà un test importante non solo per Saipem, ma per tutta l’industria dei servizi energetici offshore.

Il Power of Siberia 2 detta le regole tra Pechino e Mosca

Scritto da Antonio Contu il . Pubblicato in Esteri.

L’ultimo incontro a Pechino tra Xi Jinping e Vladimir Putin ha riportato in auge un argomento molto caro al leader russo: il gasdotto Power of Siberia 2. In continuità con il primo già realizzato, si tratta di un’infrastruttura mastodontica di oltre 2.600 chilometri di lunghezza progettata per collegare i giacimenti artici russi della penisola Yamal ai centri industriali di Pechino e Shanghai, che taglia in verticale la Mongolia. Il vertice tra i due capi di Stato è avvenuto tra l’altro dopo il summit strategico tra Xi e il presidente americano Donald Trump, arrivato a Pechino una decina di giorni prima di Putin.

Una sequenza temporale interessante, perché l’incontro Cina-Russia era fissato da molto tempo; la coincidenza però è emblematica, soprattutto visto l’instabile clima geopolitico. Putin ha cercato in Xi Jinping un appoggio immediato per fortificare l’alleanza orientale prima che entrino in gioco i dazi statunitensi e che possano limitare l’asse Pechino-Mosca. Solo che il presidente cinese non ha per niente fretta, anzi. Sul piano diplomatico il Cremlino ha confermato un accordo di massima sui parametri e sulla porzione geografica, come confermato dal portavoce Dmitry Peskov, ma la realtà dei fatti è che siamo davanti a un cantiere fermo. La causa? Il prezzo del gas.

Immagine generata con l’intelligenza artificiale

La posizione di vantaggio della Cina

Pechino sa benissimo di trovarsi in una posizione di totale vantaggio contrattuale e pretende dall’agenzia statale russa per il gas, Gazprom, delle tariffe stracciate. La richiesta si avvicina ai prezzi del mercato interno russo. Mosca, pur di non svendere la sua risorsa più preziosa, insiste per una formula di mercato ancorata ai vecchi standard europei. Dalla Cina definiscono “solida” questa cooperazione energetica, ma di fatto nei comunicati cinesi non è mai stato citato il gasdotto. Però nel contesto attuale gioca una partita a scacchi su due fronti: da un lato quello russo, perché aiuterebbe economicamente Mosca, viste le sanzioni occidentali imposte dall’inizio dell’attacco all’Ucraina, dall’altro quello americano, perché la leadership cinese deve calibrare i suoi passi per evitare le ire commerciali di Trump. Mostrandosi fredda o quantomeno non frettolosa sul Power of Siberia 2, la Cina dimostra a Washington di non essere totalmente allineata ai desiderata bellici o economici di Mosca, usando il gasdotto come elemento contrattuale su entrambi i tavoli.

I numeri

Per far comprendere l’importanza del progetto basta esaminare i numeri, che sono enormi. Secondo i dati analizzati dal centro di ricerca della major energetica cinese CNPC (China National Petroleum Corporation) e dalle proiezioni di Gazprom, il Power of Siberia 2, una volta a pieno regime (all’incirca tra gli 8 e i 10 anni), trasporterà 50 miliardi di metri cubi (bcm) di gas all’anno. Questa quota si andrà ad aggiungere ai circa 38-44 bcm già garantiti dal Power of Siberia 1 (infrastruttura basata su un contratto trentennale da ben 400 miliardi di dollari siglato nel 2014).

I due gasdotti arriverebbero a coprire complessivamente un quinto dell’intero fabbisogno nazionale cinese. Per quanto riguarda i ricavi, le stime del settore indicano per Mosca un indotto economico di circa 4 miliardi di dollari annui. Per le casse del Cremlino sarebbe un toccasana, anche se la cifra si discosta ancora tanto dai 20 miliardi l’anno garantiti dall’Unione europea nel periodo pre-conflitto.

Perché è così importante?

Al di là delle cifre, l’importanza del Power of Siberia 2 risiede nella riconfigurazione strutturale delle mappe energetiche mondiali per due motivi fondamentali: per la Russia, Yamal è lo stesso gigantesco bacino che alimentava i gasdotti Nord Stream diretti in Europa. Con il mercato europeo azzerato dalle sanzioni, il cosiddetto PoS-2 è l’unica infrastruttura in grado di reindirizzare fisicamente quei volumi enormi verso l’Asia. Senza questo tubo, quel gas resta intrappolato sotto il permafrost. Per la Cina, Pechino non ha il pieno controllo delle rotte marittime (soprattutto negli stretti asiatici di Malacca e di Hormuz). Ricevere 50 miliardi di metri cubi di gas via terra, attraverso la terraferma mongola, mette la sicurezza energetica cinese al riparo da qualsiasi blocco navale o sanzione marittima guidata dagli Stati Uniti nel Pacifico.

Hormuz senza data di riapertura: quanto ci costerà l’incertezza

Scritto da Anna Petroni il . Pubblicato in Esteri.

Tre mesi di blocco, sette decreti carburanti in Italia, quarantadue miliardi di euro in più sulla bolletta energetica europea. Lo Stretto di Hormuz è ancora fermo, e non lo è per una sola ragione ma per due sovrapposte: l’Iran controlla militarmente il passaggio attraverso i Guardiani della Rivoluzione, mentre gli Stati Uniti hanno imposto un blocco navale sui porti iraniani. Finché entrambi i blocchi restano in piedi, il corridoio attraverso cui transitavano ogni giorno fino a venti milioni di barili di greggio, un quinto del fabbisogno mondiale, rimane di fatto inaccessibile alla navigazione commerciale ordinaria.

In questi giorni si parla di una bozza di accordo che sarebbe stata finalizzata e che prevederebbe una tregua di sessanta giorni, la riapertura dello stretto e la rinuncia iraniana alle scorte di uranio, ma la firma non è arrivata. Da Teheran non è giunto il via libera politico sul testo, e la Casa Bianca ha fatto sapere di non voler affrettare la conclusione. Nel frattempo, l’Iran sta trattando con l’Oman per introdurre una forma di pedaggio sulle navi in transito, una prospettiva contro cui si sono schierati l’Unione Europea e numerosi leader internazionali: una Convenzione delle Nazioni Unite del 1982 vieta ai paesi che si affacciano su passaggi internazionali di chiedere pedaggi, e l’istituzione di un precedente simile preoccupa vari esperti per le possibili imitazioni da parte di altri stati. Teheran ha già formalizzato la propria strategia istituendo l’Autorità dello Stretto del Golfo Persico, un organismo incaricato di gestire i transiti e riscuotere tariffe, con alcune navi che avrebbero già pagato fino a due milioni di dollari per singolo passaggio.

Prezzi, scorte e tempi di recupero

Anche nell’ipotesi migliore, cioè quella di un accordo credibile firmato nei prossimi giorni, il ritorno alla normalità economica non sarà immediato. Secondo molti analisti, ci vorrà circa un mese per normalizzare i flussi petroliferi al cento per cento, mentre per i prodotti raffinati, i chimici e l’alluminio i tempi si allungano a tre-sei mesi. L’effetto sui prezzi potrebbe però anticipare quello sui flussi fisici: se l’accordo sarà convincente, i mercati dei future potrebbero reagire positivamente già prima che le navi riprendano a circolare. Sul fronte petrolifero, il WTI è salito da meno di sessanta dollari a inizio anno a quasi cento dollari al barile a metà maggio, mentre il Brent ha superato i centocinque dollari. La riapertura potrebbe portare a un calo rapido e brusco: se Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti salissero al massimo della loro capacità estrattiva, il mercato globale si ritroverebbe con un’offerta aggiuntiva di tre-quattro milioni di barili al giorno, un surplus capace di far crollare le quotazioni in tempi brevi. Ma anche le infrastrutture danneggiate pesano sui calcoli: il terminale GNL di Ras Laffan in Qatar, danneggiato durante il conflitto, richiederà tempi di recupero più lunghi per tornare alla piena capacità produttiva di gas naturale liquefatto.

Lo scenario per l’Europa e l’Italia

Per l’economia europea la posta è alta. Con la fine delle ostilità e il ritorno alla libera circolazione nello stretto, gli effetti negativi sulla crescita dell’eurozona si limiterebbero a meno tre decimi di punto percentuale per il 2026, e a meno quattro decimi per l’Italia: cifre significative ma gestibili, ben diverse dagli scenari di prolungamento del blocco. Il problema è che nemmeno la firma dell’accordo chiuderebbe il capitolo in modo definitivo. Teheran ha avvertito che in caso di accordo la situazione nello stretto non tornerà alle condizioni precedenti alla guerra, e che l’Iran intende continuare a esercitare la propria sovranità sul passaggio in vari modi. Questo significa che armatori e assicuratori non torneranno rapidamente ad assumere i rischi di quella rotta: il premio assicurativo rimarrà elevato, le tariffe di nolo resteranno alte, e la filiera dei prodotti che dipendono da Hormuz, dai fertilizzanti all’alluminio, dalla chimica alla raffinazione, continuerà a scontare un’incertezza strutturale. La presidente della Commissione europea Ursula von der Leyen ha chiesto esplicitamente un accordo che garantisca la piena libertà di navigazione senza ostacoli, ma ottenere quella garanzia da un Paese che ha già dimostrato di saper usare lo stretto come leva negoziale è tutt’altra cosa rispetto al firmare un cessate il fuoco. Il nodo vero, insomma, non è quando riaprirà Hormuz: è a quali condizioni, e chi pagherà il conto dell’incertezza che nel frattempo si è accumulata.

Festival dell’Economia di Trento, il tema energetico al centro del dibattito

Scritto da Anna Petroni il . Pubblicato in Economia.

dal nostro inviato

Con la crisi dello stretto di Hormuz e le guerre in corso tra Russia e Ucraina e nei paesi prossimi al Medio Oriente il tema energetico è entrato nelle case, e nelle preoccupazioni, delle famiglie italiane. L’attuale mancanza di vie d’uscita a queste situazioni rende difficoltosi gli approvvigionamenti di gas e petrolio, soprattutto per i paesi europei, e porta la comunità internazionale a interrogarsi su come potenziare le energie alternative, dalle rinnovabili fino al nucleare.

Modello Cina

La XXVI edizione del Festival dell’Economia in svolgimento a Trento organizzato dal gruppo il Sole 24 ore insieme a Trentino Marketing per conto della Provincia autonoma di Trento, ha affrontato con una serie di panel e attraverso analisi di professionisti del settore e attori istituzionali, quello che oramai è un problema mondiale. Così Paolo Scaroni, presidente di Enel, ha illustrato la sua ricetta: “Bisogna puntare sull’energia domestica. Rinnovabili, facciamone il più possibile, e batterie e poi nucleare, tanto. Dobbiamo fare sì che sia la fonte principale dei nostri consumi energetici. A suo tempo abbiamo sbagliato a voltare le spalle al nucleare e attribuisco alla dichiarazione della von der Leyen sul tema un grande peso”. Portando l’esempio Cina il presidente di Enel ha continuato: “Sta investendo in modo importante in tutte le forme di produzione di energia elettrica. Rinnovabili, carbone, nucleare. Cerca shale gas e shale oil e fa addirittura centrali idroelettriche costruendo le dighe. L’obiettivo della Cina è di avere elettricità a prezzi più competitivi. In parallelo stanno elettrificando la loro economia. Oggi in Europa l’elettrico rappresenta il 20 per cento dei consumi, mentre la Cina punta al 35 per cento. Questo – spiega Scaroni – lo fanno per avere tutta l’energia possibile domestica, per essere al pari degli Stati Uniti e smettere di importare. Perché non si è dipendenti politicamente senza l’indipendenza energetica”.

Le ricette per l’indipendenza energetica

Nel panel “La transizione energetica, serve un sistema stabile e sostenibile” il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, Gilberto Pichetto Fratin, ha ribadito la preoccupazione del governo per il caro energia: “Preoccupa sia sul fronte energetico che su quello del gas che in questo momento è molto alto. Per questo stiamo intervenendo sperando che si sblocchi presto la situazione del Golfo”. Rilanciando sulle rinnovabili ha evidenziato: “Dobbiamo andare avanti ma la tendenza e a crescere ulteriormente. A fine 2025 eravamo oltre il cronoprogramma che ci eravamo dati. Oggi dipendiamo all’80 per cento dagli altri Paesi e questo ha come conseguenza che ogni fruscio determina un aumento del prezzo”. Mentre sul nucleare Pichetto punge gli eventuali contrari: “Do per scontato che qualcuno si metterà a raccogliere firme ma sono fiducioso perchè il referendum è espressione massima della democrazia ma bisogna dare informazioni corrette e giuste”.

Anche dalla CEO di Veolia, Emanuela Trentin arrivano indicazioni chiare “Si parla molto della necessità di costruire un mix energetico equilibrato e diversificato, capace di rendere il sistema più resiliente sia rispetto agli shock geopolitici sia all’elevata volatilità dei prezzi dell’energia. Tra le leve che devono necessariamente far parte di questo mix – ha aggiunto – c’è l’efficientamento energetico, inteso come una riduzione strutturale dei consumi, che richiede investimenti e una visione progettuale di lungo periodo. A questo si aggiunge l’installazione di impianti da fonti rinnovabili: la combinazione tra efficienza energetica e rinnovabili consente infatti di aumentare ulteriormente l’efficienza complessiva del sistema, con benefici stimati fino al 25%”. L’AD di Snam, Agostino Scornajenchi, ha tranquillizzato sulla situazione relativa agli stoccaggi di gas: “Nelle ultime settimane siamo riusciti ad anticipare la campagna di iniezione del gas e già oggi siamo seduti su gas stoccato nei nostri depositi che vale il 54% del totale e abbiamo chiuso contratti che ci consentiranno di chiudere la stagione estiva con livelli del 93-94%, contro una media europea che, ad oggi, è nell’ordine del 35%. Ciò significa che gli altri paesi sono in ritardo”. Ci auguriamo che questo ritardo venga colmato nei prossimi mesi», ha aggiunto il manager che ha sottolineato “A oggi non abbiamo previsioni critiche nel breve termine. Ci auguriamo che questa situazione si risolva presto ma a livello europeo altrimenti potrebbero esserci dei problemi sull’accumulo di gas nei prossimi mesi”.

La linea che emerge da Trento è ottimistica per lavorare e andare verso un’unica direzione, quella dell’indipendenza energetica dell’Italia che può garantire stabilità e competitività economica e, soprattutto, ne riduce la vulnerabilità politica.