Per diverso tempo la ricerca sui droni ha inseguito un obiettivo preciso: renderli invisibili. Materiali trasparenti, rivestimenti mimetici, sistemi ottici sofisticati e tecnologie di occultamento hanno rappresentato le strade più battute nei laboratori di ricerca e nei programmi militari. Alla Northwestern University, però, il punto di partenza è stato completamente diverso: più che nascondere il velivolo, gli ingegneri hanno deciso di sfruttare un limite della percezione umana, quello che impedisce all’occhio di distinguere con precisione un oggetto quando ruota a velocità molto elevata.

Da questa intuizione è nato Phantom Twist, un drone sperimentale che non diventa realmente invisibile, ma si trasforma in una sagoma sfocata, tanto da confondersi con lo sfondo e risultare molto più difficile da individuare rispetto ai velivoli tradizionali. Il progetto – presentato alla conferenza internazionale Robotics: Science and Systems 2026 di Sydney – introduce un approccio inedito alla progettazione dei sistemi a pilotaggio remoto: invece di modificare l’ambiente circostante o il materiale del drone, modifica il modo in cui il cervello umano lo percepisce. È una differenza sostanziale, perché apre una nuova linea di ricerca nella cosiddetta bassa osservabilità, destinata a interessare non soltanto il mondo della robotica ma anche quello della sicurezza, della sorveglianza e, inevitabilmente, delle applicazioni militari.

Come nasce Phantom Twist: quando è l’AI a progettare il velivolo

Il cuore dell’innovazione è il progetto stesso del drone: nei comuni quadricotteri il corpo centrale resta fermo mentre ruotano soltanto le quattro eliche, lasciando sempre visibile la struttura principale. Phantom Twist adotta invece una soluzione completamente diversa: dispone di un solo motore e di un’unica elica, mentre l’intero corpo del velivolo ruota in senso opposto fino a circa 25 volte al secondo. A questa velocità il sistema visivo umano non riesce più a ricostruire nitidamente la forma dell’oggetto, che appare come una leggera foschia sospesa nell’aria.

Per arrivare a questo risultato i ricercatori hanno affidato un ruolo decisivo all’intelligenza artificiale: gli algoritmi hanno generato circa 20 mila possibili configurazioni del drone, valutandone stabilità aerodinamica, distribuzione delle masse e livello di visibilità. Successivamente hanno riorganizzato migliaia di volte la posizione di batteria, circuito elettronico, contrappesi ed elica fino a individuare la disposizione più efficace. Ogni configurazione è stata poi simulata su oltre cento scenari reali e analizzata attraverso un modello capace di riprodurre il funzionamento della percezione visiva umana. Secondo i test del gruppo di ricerca, il risultato finale è un drone circa dieci volte meno visibile rispetto a un quadricottero convenzionale, senza compromettere la stabilità del volo.

Dalla ricerca ambientale alla sicurezza: le applicazioni di una tecnologia a doppio uso

Le possibili applicazioni vanno ben oltre l’esercizio di laboratorio. I ricercatori immaginano innanzitutto un impiego in ambito civile, dove un drone meno evidente potrebbe monitorare colonie di uccelli, osservare ecosistemi fragili, ispezionare ponti, dighe, linee elettriche o impianti industriali riducendo al minimo l’impatto della propria presenza. In molti casi, infatti, animali e persone modificano il proprio comportamento non appena notano un velivolo in volo, alterando la qualità delle osservazioni. Ridurre questa interferenza significa ottenere dati più affidabili senza ricorrere a tecnologie particolarmente invasive.

Allo stesso tempo è difficile ignorare le implicazioni strategiche di un sistema concepito per essere meno percepibile, in quanto un drone di questo tipo potrebbe trovare spazio nelle missioni di ricognizione, nella sorveglianza discreta di infrastrutture critiche o nelle operazioni di raccolta informazioni. Il prototipo, tuttavia, è ancora lontano da una maturità operativa: il rumore dell’elica rimane facilmente udibile, alcune barre di supporto e i cavi sono ancora visibili e la particolare configurazione rotante limita la manovrabilità rispetto ai quadricotteri tradizionali, soprattutto quando si tratta di effettuare cambi di direzione rapidi o trasportare sensori aggiuntivi. Sono limiti che i ricercatori riconoscono apertamente e sui quali stanno già lavorando.

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La nuova frontiera della competizione tecnologica passa anche dalla percezione umana

Più che un prodotto destinato ad arrivare presto sul mercato, Phantom Twist rappresenta un’indicazione della direzione che potrebbe prendere la prossima generazione di sistemi autonomi. Negli ultimi anni la competizione internazionale si è concentrata sull’intelligenza artificiale, sulla miniaturizzazione dell’elettronica e sull’autonomia decisionale dei droni. Ora si aggiunge un’altra variabile: la progettazione della percezione. Rendere una macchina meno riconoscibile senza ricorrere a sofisticati sistemi di occultamento significa sfruttare direttamente il funzionamento dell’occhio umano, trasformando un limite biologico in un vantaggio tecnologico.

È una prospettiva che interessa tanto la ricerca scientifica quanto le industrie della difesa, sempre più orientate verso piattaforme autonome difficili da individuare e capaci di operare in ambienti complessi. Il gruppo della Northwestern University sta già sviluppando versioni future con materiali ancora più trasparenti e sistemi di propulsione meno rumorosi. Se questi ostacoli verranno definitivamente superati, il valore di Phantom Twist non risiederà soltanto nella sua forma o nella sua meccanica, ma nell’aver dimostrato che la prossima evoluzione dei droni potrebbe non passare dall’invisibilità assoluta, bensì dalla capacità di rendersi quasi impercettibili agli occhi di chi li osserva.

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A oltre 700 metri di profondità, tra i camini idrotermali della caldera di Higashi-Aogashima, a sud di Tokyo, un gruppo di ricercatori giapponesi ha individuato una delle concentrazioni di oro più insolite mai documentate. Il metallo non forma vene, né minuscole pepite, ma è incorporato nella struttura cristallina della pirite, il minerale conosciuto come “oro degli sciocchi”. È una presenza invisibile, individuabile soltanto con tecniche di analisi capaci di osservare la materia su scala atomica. Lo studio – pubblicato su Scientific Reports – offre uno strumento inedito per comprendere dove e come l’oro possa concentrarsi nei sistemi idrotermali sottomarini, un risultato con implicazioni che vanno ben oltre la geologia.

L’area in cui è stata condotta la ricerca si trova nell’arco vulcanico di Izu-Ogasawara, una delle regioni più attive del Pacifico occidentale, dove il fondale ospita tre campi idrotermali alimentati da fluidi ricchi di minerali che risalgono dalla crosta terrestre. Per raggiungerli, il team ha impiegato veicoli sottomarini robotizzati capaci di operare oltre i 700 metri di profondità, recuperando campioni di rocce provenienti dai camini vulcanici e dai grandi depositi di solfuri metallici che si accumulano sul fondo della caldera. Proprio l’analisi di questi campioni ha restituito un dato inatteso: concentrazioni di oro fino all’1,9% in peso, equivalenti a oltre 19 mila parti per milione all’interno della pirite, valori nettamente superiori a quelli osservati in altri sistemi idrotermali studiati finora.

L’oro è nascosto dentro i cristalli della pirite

Il risultato più interessante dello studio riguarda infatti la forma con cui l’oro si presenta: nei giacimenti tradizionali il metallo compare generalmente sotto forma di granuli o minuscole inclusioni distribuite nella roccia. Nella caldera di Higashi-Aogashima, invece, gli atomi d’oro risultano incorporati direttamente nel reticolo cristallino della pirite, come una soluzione solida che non può essere individuata con le normali osservazioni mineralogiche. Per dimostrarlo i ricercatori hanno combinato diverse tecniche di laboratorio, fino ad arrivare alla spettrometria di massa agli ioni secondari (SIMS), uno strumento capace di rilevare la distribuzione degli elementi su scala microscopica attraverso perforazioni quasi impercettibili all’interno dei campioni.

L’indagine ha anche permesso di ricostruire le condizioni che favoriscono questo fenomeno. La presenza di elementi come arsenico, rame e piombo altera infatti la struttura della pirite, creando minuscole imperfezioni nel reticolo cristallino che consentono agli atomi d’oro di rimanere intrappolati durante la formazione del minerale. Non tutta la pirite, però, si comporta allo stesso modo: i campioni più ricchi provengono dal cono centrale della caldera e appartengono soprattutto alla cosiddetta pirite colloforme, formatasi quando i fluidi idrotermali surriscaldati entrano rapidamente in contatto con l’acqua marina più fredda. È proprio questa combinazione di processi geologici e caratteristiche mineralogiche a fornire agli studiosi nuovi indicatori per riconoscere, in futuro, depositi auriferi nascosti che fino a oggi sarebbero potuti passare completamente inosservati.

Dalla ricerca ai nuovi criteri per trovare i giacimenti

L’aspetto forse più interessente della ricerca non riguarda l’eventuale sfruttamento di questo deposito, quanto il metodo che mette a disposizione della comunità scientifica. I risultati suggeriscono infatti che la composizione chimica della pirite e la sua particolare morfologia possano diventare indicatori affidabili per individuare zone ricche di oro anche in altri sistemi idrotermali del pianeta. In altre parole, la pirite smette di essere considerata soltanto un minerale associato ai giacimenti auriferi e diventa una sorta di archivio geologico, capace di conservare tracce preziose dei processi che hanno concentrato il metallo nel sottosuolo. È un cambio di prospettiva che potrebbe orientare le future campagne di esplorazione, soprattutto in quelle aree dove l’oro non è visibile e sarebbe quindi impossibile da individuare con le tecniche tradizionali.

Estrarre minerali da profondità simili resta una sfida tecnologica, economica e ambientale estremamente complessa. Tuttavia, comprendere come e dove l’oro si accumula nei sistemi vulcanici sommersi permette di affinare i modelli geologici utilizzati in tutto il mondo per la ricerca di nuovi giacimenti. Le tecniche micro-analitiche impiegate nello studio potrebbero essere applicate anche ad altri depositi idrotermali, contribuendo a distinguere le aree realmente promettenti da quelle prive di un interesse minerario concreto.

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I fondali oceanici restano una delle grandi frontiere delle risorse strategiche

La scoperta arriva in una fase in cui il mare profondo è tornato al centro dell’interesse internazionale: la forte domanda di metalli indispensabili per la transizione energetica, l’elettronica avanzata e numerose applicazioni industriali ha riacceso l’interesse sul potenziale dei fondali oceanici, considerati da molti uno dei principali serbatoi di risorse ancora poco conosciuti. In questo scneario, studi come quello condotto nella caldera di Higashi-Aogashima assumono un valore che va oltre il singolo risultato scientifico, perché contribuiscono a comprendere meglio i processi che governano la formazione dei depositi minerari e forniscono nuovi strumenti per interpretarli.

Aver dimostrato che l’oro può essere incorporato direttamente nella struttura della pirite con concentrazioni così elevate offre una chiave di lettura inedita sull’evoluzione dei sistemi idrotermali e apre nuove prospettive per la geologia mineraria. In un momento storico in cui la competizione per le risorse naturali si gioca sempre più sulla capacità di individuarle prima ancora che di estrarle, anche una scoperta apparentemente invisibile può contribuire a rivoluzionare il modo in cui vengono esplorati gli oceani.

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La competizione globale sui semiconduttori non si gioca più soltanto tra Stati Uniti e Cina, ma anche l’Europa prova a ritagliarsi uno spazio in un settore considerato ormai decisivo per l’economia, la sicurezza e la transizione digitale. È qui che si colloca l’apertura dello Smart Power Fab di Infineon a Dresda, il più grande stabilimento al mondo dedicato alla produzione di semiconduttori di potenza, realizzato con un investimento di 5 miliardi di euro, il più consistente nella storia del gruppo tedesco.

L’inaugurazione arriva con tre mesi di anticipo rispetto ai tempi previsti e rappresenta uno dei progetti industriali più importanti sostenuti dall’European Chips Act, il piano con cui Bruxelles punta a rafforzare la produzione continentale di componenti elettronici strategici e a ridurre la dipendenza dalle forniture asiatiche. Il nuovo impianto – sostenuto anche da un miliardo di euro di fondi pubblici europei – consentirà a Infineon di raddoppiare la capacità produttiva del sito sassone e di creare circa mille posti di lavoro diretti.

Per il cancelliere tedesco Friedrich Merz il progetto ha un valore che va oltre l’investimento industriale: rafforzare la capacità europea di produrre semiconduttori significa aumentare la resilienza economica del continente in un settore sempre più esposto alle tensioni geopolitiche e alle interruzioni delle catene di approvvigionamento.

I semiconduttori che alimentano l’AI e la transizione energetica

La nuova fabbrica non produrrà processori destinati a smartphone o computer, ma una categoria di componenti destinata ad assumere un peso sempre maggiore negli anni a venire. I semiconduttori di potenza servono infatti a gestire e convertire l’energia elettrica in modo più efficiente e sono indispensabili per il funzionamento dei data center dedicati all’AI, delle reti elettriche intelligenti, degli impianti eolici e fotovoltaici e dei veicoli elettrici di nuova generazione.

La domanda di questi dispositivi sta aumentando rapidamente proprio perché cresce il fabbisogno energetico delle infrastrutture digitali. L’espansione dell’AI, insieme all’elettrificazione dei trasporti e dell’industria, richiede infatti sistemi capaci di controllare flussi di energia sempre più complessi, riducendo consumi e dispersioni. Per Infineon questo mercato rappresenta oggi uno dei principali motori di sviluppo, tanto da spingere l’azienda ad ampliare in modo consistente la propria capacità produttiva proprio mentre governi e imprese cercano di mettere al sicuro le filiere delle tecnologie considerate strategiche per il prossimo decennio.

Una fabbrica digitale per riportare i chip al centro dell’industria europea

Lo stabilimento di Dresda nasce anche con l’obiettivo di accorciare i tempi di produzione in un settore dove la velocità è ormai un fattore competitivo. Prima ancora che iniziassero i lavori, Infineon ha realizzato un gemello digitale dell’intera fabbrica per simulare processi, organizzazione degli spazi e flussi produttivi, mentre l’intelligenza artificiale viene già impiegata per qualificare nuovi prodotti e pianificare la produzione. Il sito entrerà inoltre nella rete “One Virtual Fab”, che collega gli impianti di Dresda e Villach, in Austria, permettendo di condividere dati, sviluppo tecnologico e processi produttivi.

L’obiettivo è rendere più flessibile l’intera filiera, così da rispondere più rapidamente alle richieste del mercato. Una scelta che riflette l’evoluzione dell’industria dei semiconduttori, sempre meno legata alla sola capacità manifatturiera e sempre più dipendente dall’integrazione tra automazione, software e analisi dei dati. Anche il profilo ambientale è stato inserito nella progettazione della struttura: lo Smart Power Fab funzionerà senza ricorrere al gas naturale, recupererà fino al 45% dell’energia impiegata nei processi produttivi e riciclerà circa il 90% dell’acqua utilizzata. Misure che rispondono sia agli obiettivi climatici europei che alla necessità di contenere i costi energetici di una delle produzioni industriali più energivore al mondo.

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Il vero obiettivo è la sovranità industriale in un mercato sempre più conteso

Negli ultimi anni i semiconduttori sono diventati uno degli strumenti attraverso cui si misura il peso economico e strategico delle grandi potenze. Le tensioni commerciali tra Washington e Pechino, le restrizioni all’export di tecnologie avanzate e le difficoltà emerse durante la pandemia hanno convinto Bruxelles che affidare all’estero una parte così rilevante della produzione rappresenti un rischio industriale prima ancora che politico.

Non è un caso che l’European Chips Act punti a rafforzare la capacità produttiva del continente, con l’obiettivo di aumentare il peso dell’Europa nella manifattura globale dei semiconduttori entro il 2030. In questo scenario Dresda, già considerata il principale polo europeo del settore, consolida ulteriormente il proprio ruolo: nella cosiddetta Silicon Saxony operano migliaia di imprese e centri di ricerca e, secondo il governo tedesco, un chip europeo su tre viene già prodotto in Sassonia.

La nuova fabbrica di Infineon non cambierà da sola gli equilibri mondiali di un mercato ancora dominato dall’Asia, ma conferma una tendenza ormai evidente: l’Europa non vuole più limitarsi a essere un grande consumatore di tecnologie strategiche. L’obiettivo è costruire una filiera più autonoma, capace di sostenere la crescita dell’intelligenza artificiale, della mobilità elettrica e della transizione energetica senza dipendere esclusivamente da fornitori esterni. In una competizione che si gioca sempre più sulla capacità di produrre componenti critici, ogni nuovo impianto rappresenta molto più di una fabbrica: è un investimento sulla resilienza industriale del continente.

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La lotta agli incendi boschivi entra in una fase completamente diversa e Atene ha deciso di farlo puntando su una tecnologia che, fino a pochi anni fa, apparteneva soprattutto ai programmi spaziali e militari. La Grecia è infatti il primo Paese ad aver integrato una costellazione di satelliti dedicata all’interno del proprio sistema nazionale antincendio, inaugurando un modello che potrebbe diventare un riferimento per molti altri Stati europei chiamati a fronteggiare estati sempre più lunghe, temperature record e incendi in costante aumento.

Il fulcro del progetto è costituito da quattro nanosatelliti sviluppati dall’azienda tedesca OroraTech e lanciati in orbita terrestre bassa nel maggio 2026. Pur avendo dimensioni ridotte – inferiori a quelle di un normale bagaglio a mano – questi satelliti sono equipaggiati con sensori termici ad alta sensibilità in grado di individuare focolai estremamente piccoli, fino a circa quattro metri di diametro. Si tratta di una capacità di osservazione molto superiore rispetto ai tradizionali sistemi satellitari impiegati finora, che generalmente riescono a rilevare soltanto incendi già sviluppati e quindi molto più difficili da contenere.

La vera novità, però, non riguarda soltanto la qualità delle immagini raccolte: l’intero sistema è progettato per trasformare i dati provenienti dallo spazio in informazioni operative immediatamente utilizzabili dai vigili del fuoco. Ogni rilevazione viene infatti elaborata da algoritmi di intelligenza artificiale che analizzano la firma termica dell’evento, verificano se si tratta realmente di un incendio e inviano quasi in tempo reale ai centri di comando un rapporto completo con posizione, dimensioni e intensità del focolaio.

Come l’AI riduce i falsi allarmi e aiuta a decidere dove intervenire

Uno dei principali limiti delle tecnologie di osservazione tradizionali è rappresentato dai falsi positivi: superfici rocciose surriscaldate dal sole, tetti industriali, pannelli fotovoltaici o altre fonti di calore possono infatti essere scambiate per principi di incendio, costringendo i servizi di emergenza a verifiche inutili e disperdendo risorse preziose. Per evitare questo problema, la piattaforma sviluppata da OroraTech utilizza modelli di AI addestrati proprio a distinguere le anomalie termiche naturali o artificiali dai veri incendi. Solo dopo questa fase di validazione gli allarmi vengono trasmessi alle autorità competenti, riducendo il rischio di interventi superflui e aumentando l’affidabilità complessiva del sistema.

L’obiettivo non è sostituire il lavoro delle squadre antincendio, ma fornire ai responsabili operativi un quadro molto più preciso della situazione sul territorio. Quando sono presenti più incendi contemporaneamente, infatti, la priorità diventa capire quali rappresentino la minaccia maggiore e quali possano invece essere monitorati senza impiegare immediatamente uomini e mezzi. Il sistema integra inoltre modelli previsionali che simulano l’evoluzione dell’incendio e consentono di valutare dove convenga concentrare le squadre di intervento prima che la situazione peggiori.

Perché la Grecia investe nello spazio per difendersi dagli incendi

La scelta di Atene nasce da un’esperienza diretta maturata negli ultimi anni. Il Paese mediterraneo è infatti tra quelli europei maggiormente esposti agli incendi boschivi, fenomeno aggravato dall’aumento delle temperature e dalle sempre più frequenti ondate di calore. Il 2024 è stato l’anno più caldo mai registrato in Grecia, mentre il 2025 si è collocato al terzo posto della serie storica. Allo stesso tempo, il Paese ha dovuto affrontare alcuni degli incendi più estesi e distruttivi d’Europa, con conseguenze pesanti per le comunità locali, il patrimonio naturale e il sistema economico. Da qui la decisione di rafforzare progressivamente gli strumenti di prevenzione, affiancando ai tradizionali mezzi terrestri una rete tecnologica capace di intervenire già nelle primissime fasi dell’emergenza.

I satelliti non operano in modo isolato, ma fanno parte di una rete più articolata composta da droni, sistemi di monitoraggio a terra e piattaforme digitali condivise tra le diverse autorità coinvolte nella gestione delle emergenze. L’obiettivo è costruire una capacità di sorveglianza continua che riduca il tempo necessario per individuare un nuovo focolaio, limitando così la probabilità che un incendio possa trasformarsi rapidamente in un evento fuori controllo.

Secondo il ministro greco della Governance Digitale, Dimitris Papastergiou, questa tecnologia risulta particolarmente preziosa nelle aree montane, nei parchi nazionali e nelle zone remote, dove spesso un incendio può svilupparsi per lungo tempo senza essere notato da residenti o escursionisti. In questi casi il rilevamento satellitare rappresenta un vantaggio concreto perché permette di individuare i punti caldi anche in assenza di segnalazioni provenienti dal territorio.

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Un modello che guarda oltre la Grecia e rafforza l’autonomia tecnologica europea

Il progetto greco fa da apripista a una strategia a lungo termine con cui l’Unione Europea punta a rafforzare le proprie capacità tecnologiche nei sistemi di osservazione della Terra. La rete – finanziata con circa 200 milioni di euro di fondi comunitari – continuerà ad ampliarsi nel corso del 2026 attraverso il lancio di ulteriori satelliti destinati a integrare rilevazioni termiche, radar e ottiche in un’unica infrastruttura.

L’iniziativa assume così una forte valenza strategica di fronte a incendi boschivi diventati ormai una minaccia strutturale per l’intero continente. L’integrazione tra satelliti, intelligenza artificiale e protezione civile inaugura difatti un nuovo modello, nel quale la rapidità di individuazione e la qualità dei dati spaziali diventano elementi decisivi quanto la disponibilità di uomini e mezzi sul campo.

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L’energia nucleare non serve più soltanto a produrre elettricità. È questa l’idea che l’India sta cercando di trasformare in una realtà industriale inaugurando a Kalpakkam – nello Stato del Tamil Nadu – un impianto dimostrativo che utilizza il calore di un reattore nucleare per produrre idrogeno pulito.

Il nuovo impianto – sviluppato dal Dipartimento dell’Energia Atomica attraverso la collaborazione tra il Bhabha Atomic Research Centre (BARC) e l’Indira Gandhi Centre for Atomic Research (IGCAR) – rappresenta il primo dimostratore operativo al mondo basato sul ciclo termochimico rame-cloro alimentato direttamente dal calore di un reattore nucleare veloce. L’obiettivo non è semplicemente dimostrare che il sistema funziona, ma verificare se questa tecnologia possa diventare una soluzione industriale capace di produrre grandi quantità di idrogeno senza ricorrere ai combustibili fossili.

Per l’India il tema ha anche un valore strategico: la domanda energetica continua ad aumentare insieme alla crescita economica, mentre il Paese vuole ridurre la dipendenza dalle importazioni di petrolio e gas e rispettare gli impegni internazionali sulla decarbonizzazione. In quest’ottica, il nucleare non viene più considerato soltanto una fonte stabile di elettricità, ma una piattaforma capace di alimentare nuove industrie ad alta intensità energetica, tra cui proprio quella dell’idrogeno.

Perché il ciclo rame-cloro può cambiare la produzione di idrogeno

Il cuore del progetto è il Fast Breeder Test Reactor, il reattore sperimentale raffreddato a sodio operativo dal 1985 presso il centro di ricerca di Kalpakkam. Negli ultimi anni l’impianto ha progressivamente aumentato la propria potenza fino a raggiungere i 40 megawatt termici, diventando una delle infrastrutture più importanti del programma nucleare indiano. La novità consiste nell’utilizzare il calore prodotto dal reattore non per generare energia elettrica ma per alimentare il cosiddetto ciclo termochimico Cu-Cl, cioè il processo rame-cloro sviluppato dai ricercatori del BARC.

A differenza dell’elettrolisi – che separa idrogeno e ossigeno utilizzando grandi quantità di elettricità – questa tecnologia sfrutta una sequenza di reazioni chimiche ad alta temperatura per scindere le molecole d’acqua. Secondo il Dipartimento dell’Energia Atomica il processo presenta due vantaggi fondamentali: richiede temperature inferiori rispetto ad altri cicli termochimici sperimentali e offre un’efficienza termodinamica più elevata. Se alimentato con il calore continuo prodotto da reattori nucleari avanzati, consente inoltre di eliminare quasi completamente le emissioni associate alla produzione di idrogeno.

Oggi infatti la quasi totalità dell’idrogeno mondiale continua a essere ottenuta attraverso il reforming del metano, un processo che utilizza gas naturale e genera elevate emissioni di anidride carbonica. Secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia, nel 2023 meno dell’1% dei circa 97 milioni di tonnellate di idrogeno prodotti a livello globale proveniva da fonti a basse emissioni. Le stime dell’Agenzia indicano però che entro il 2030 la produzione di idrogeno a basse emissioni potrebbe arrivare a circa 49 milioni di tonnellate all’anno, un’evoluzione che rende particolarmente rilevante qualsiasi tecnologia capace di ridurne costi e consumi energetici.

Dal laboratorio all’industria: il piano di Nuova Delhi

L’inaugurazione dell’impianto arriva al termine di un lungo percorso di sviluppo tecnologico che ha coinvolto progettazione, costruzione delle apparecchiature, collaudi e integrazione tra il sistema nucleare e il processo chimico. Le autorità indiane sottolineano come questa struttura abbia soprattutto una funzione sperimentale: raccogliere dati operativi, verificare l’affidabilità dell’impianto e perfezionare ulteriormente il ciclo Cu-Cl prima di un eventuale utilizzo commerciale. L’esperienza accumulata servirà anche per sostenere i futuri programmi nucleari del Paese. Il progetto, infatti, si integra nella strategia energetica di lungo periodo dell’India, che punta a sviluppare reattori avanzati in grado non solo di produrre elettricità ma anche calore di processo destinato ad applicazioni industriali.

Tra queste figura già un reattore raffreddato a gas ad alta temperatura da 5 MW termici – attualmente in fase di sviluppo – pensato proprio per essere integrato con sistemi di produzione termochimica dell’idrogeno. Il collegamento con il programma nucleare nazionale è tutt’altro che secondario: il Fast Breeder Test Reactor rappresenta infatti una tappa fondamentale del piano indiano basato sul ciclo del torio e ha contribuito allo sviluppo del Prototype Fast Breeder Reactor da 500 megawatt elettrici, uno dei progetti simbolo dell’autonomia tecnologica perseguita da Nuova Delhi nel settore atomico.

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Una tecnologia che ridefinisce il ruolo del nucleare

Negli ultimi anni il mercato globale dell’idrogeno è diventato uno dei principali terreni di competizione industriale tra grandi economie. Europa, Stati Uniti, Cina, Giappone e Corea del Sud stanno investendo miliardi di euro nello sviluppo di nuove tecnologie produttive e nella costruzione di filiere dedicate, mentre la progressiva domanda di energia spinge molti governi a cercare soluzioni capaci di garantire sicurezza degli approvvigionamenti e basse emissioni. L’India prova a inserirsi in questa corsa seguendo una strada diversa rispetto a molti concorrenti, puntando sull’integrazione tra nucleare e idrogeno invece che esclusivamente sulle fonti rinnovabili.

Il progetto di Kalpakkam è la rappresentazione tangibile di come il ruolo dell’energia nucleare stia evolvendo rapidamente: non più soltanto una fonte continua di elettricità, ma un’infrastruttura capace di sostenere nuovi processi industriali e nuovi vettori energetici, in una fase storica in cui innovazione tecnologica, autonomia strategica e transizione energetica stanno diventando elementi sempre più strettamente collegati e interconnessi.

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La corsa globale verso l’elettrificazione dei trasporti ha svelato una delle più grandi vulnerabilità strutturali dell’Unione Europea, spostando rapidamente il baricentro dello scontro dalle catene di montaggio automobilistiche alla sicurezza degli approvvigionamenti delle materie prime critiche. Mentre i governi continentali si concentrano sulla costruzione di mega-fabbriche di celle, la vera partita si gioca a monte, laddove la disponibilità di minerali strategici determina la sopravvivenza stessa dell’industria.

È in questo preciso punto di rottura che trova spazio l’accordo strategico tra la norvegese Vianode e la tedesca Cylib, due realtà che hanno formalizzato un memorandum d’intesa per avviare una fase decisiva di test e validazione industriale, con l’obiettivo esplicito di sottrarre la grafite alla morsa delle importazioni extra-europee. Una mossa che non rappresenta ancora un contratto commerciale vincolante, ma delinea una chiara direttrice tattica in cui il riciclo smette di essere esclusivamente una pratica di gestione dei rifiuti per trasformarsi in un asset di sovranità economica.

La collaborazione si muove su un doppio binario operativo, in cui Cylib mette a disposizione la propria tecnologia proprietaria per estrarre la grafite direttamente dalle batterie esauste, mentre Vianode prende in consegna il materiale rigenerato per verificarne la purezza e valutarne l’integrazione nei propri anodi ad alte prestazioni, cercando così di colmare quel vuoto di filiera che rischia di paralizzare i piani di decarbonizzazione europei di fronte ai colli di bottiglia dei mercati internazionali.

La formula idrometallurgica per l’autonomia

Il ruolo della grafite all’interno delle celle agli ioni di litio è tanto silenzioso quanto insostituibile, poiché costituisce l’elemento fondamentale dell’anodo e governa il flusso degli ioni durante i cicli di carica e scarica, un passaggio tecnico da cui dipendono l’autonomia e l’efficienza dei veicoli elettrici di nuova generazione. La vera criticità, però, risiede nella geografia di questa catena del valore, che vede la Cina esercitare un monopolio quasi assoluto non solo sull’estrazione mineraria, ma soprattutto sulle delicate fasi di raffinazione chimica e trasformazione industriale ad alta purezza.

Per scardinare questa concentrazione strategica, il progetto industriale tra l’asse tedesco e quello norvegese punta sull’implementazione del processo OLiC sviluppato da Cylib, un sistema idrometallurgico a base acquosa che permette un recupero selettivo superiore al 90% di tutti i materiali critici presenti nelle celle esauste – tra cui litio, nichel, cobalto, manganese e la stessa grafite – che viene isolata senza alterarne le proprietà elettrochimiche essenziali.

Questo flusso continuo di materia rigenerata viene poi trasferito negli impianti di Vianode – azienda già specializzata nella produzione di grafite sintetica a basso impatto – che ha il compito di testarne la perfetta compatibilità con i severi standard qualitativi richiesti dalle case automobilistiche globali, trasformando un materiale di scarto in una risorsa industriale nobile e integrata direttamente nella progettazione dell’anodo fin dal principio.

Il paradosso verde e la necessità di un’infrastruttura circolare

Questo tentativo di chiudere il ciclo dei materiali si scontra con il paradosso strutturale di un’Europa che, nel legittimo tentativo di accelerare la transizione energetica per azzerare le proprie emissioni fossili, si ritrova ad aumentare pericolosamente la propria esposizione strategica verso fornitori esterni. Una vulnerabilità che trasforma la sostenibilità ambientale in una leva di pressione economica nelle mani di attori terzi.

La risposta tecnologica a questo cortocircuito non può che poggiare su parametri di efficienza ecologica e industriale altrettanto stringenti. Il processo OLiC di Cylib dichiara infatti una riduzione delle emissioni nocive fino all’80% rispetto ai metodi estrattivi tradizionali in miniera, mentre Vianode rivendica un’impronta carbonica inferiore del 90% per i suoi materiali anodici rispetto agli standard oggi utilizzati su scala globale. Un doppio vantaggio che unisce la riduzione dell’impatto climatico alla sicurezza degli approvvigionamenti.

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La nuova geografia delle risorse

L’obiettivo temporale delle due aziende è stringente e prevede il completamento dei cicli di validazione entro i prossimi mesi, per poi strutturare una fornitura commerciale stabile che possa alimentare il mercato continentale, dimostrando che il riciclo avanzato non è una componente accessoria o un’operazione di conformità ecologica, ma rappresenta una vera e propria infrastruttura industriale pesante, capace di immunizzare il vecchio continente dagli shock di fornitura globali e dalle restrizioni all’esportazione imposte dai competitor asiatici.

In quest’ottica, le batterie a fine vita stanno rapidamente cessando di essere un mero problema ambientale di smaltimento per configurarsi come il nuovo bacino minerario urbano dell’Occidente, una riserva strategica di valore che i Paesi industriali tendono sempre più a voler mantenere all’interno dei propri confini.

In questa nuova geografia delle risorse, il controllo dei flussi circolari di materia si profila come uno dei pilastri fondamentali della sicurezza economica del futuro, una dinamica in cui la capacità di un sistema industriale di rigenerare costantemente i propri componenti critici non risponde più soltanto a un dovere ecologico, ma diventa una condizione indispensabile per mantenere l’autonomia produttiva e la propria sovranità strategica.

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Con un traguardo finale fissato oltre la soglia dei 100 GWh di capacità installata, l’intesa appena siglata tra Tesla e NatPower si impone da subito come una delle più vaste operazioni europee nel settore dell’accumulo energetico. L’alleanza – che debutterà con un primo blocco da 25 GWh diviso tra Italia e Regno Unito – nasce per rispondere all’urgenza più pressante della rete elettrica continentale: creare enormi “serbatoi” in grado di stoccare l’elettricità verde e cederla al sistema solo nei momenti di picco della domanda.

L’investimento stimato per il primo ciclo di realizzazione oscilla tra i 4 e i 5 miliardi di dollari e punta alla costruzione di cinque grandi impianti equipaggiati con i sistemi Megapack sviluppati da Tesla. Accanto all’hardware entrerà in funzione anche la piattaforma software della società americana dedicata alla gestione e al trading dell’energia, capace di decidere automaticamente quando immagazzinare elettricità e quando restituirla alla rete sulla base delle condizioni del mercato e della domanda.

L’obiettivo non è semplicemente installare batterie, ma costruire un’infrastruttura capace di accompagnare l’espansione delle fonti rinnovabili, oggi sempre più diffuse ma ancora condizionate dall’intermittenza della produzione. Se il progetto verrà sviluppato secondo i tempi previsti, potrebbe diventare uno dei principali programmi europei dedicati allo storage elettrico, con ricavi potenziali superiori ai 15 miliardi di dollari nell’arco dei prossimi vent’anni.

Perché Italia e Regno Unito sono diventati mercati strategici

La scelta di partire proprio da Italia e Regno Unito non è casuale: entrambi i Paesi stanno accelerando gli investimenti nelle energie rinnovabili e, allo stesso tempo, devono affrontare il problema di una rete elettrica chiamata a gestire quantità sempre maggiori di energia prodotta in modo discontinuo. L’eolico e il fotovoltaico rappresentano ormai una quota consistente della generazione elettrica, ma non producono necessariamente quando famiglie, imprese e industrie hanno bisogno di consumare elettricità.

Da qui nasce la necessità di sistemi di accumulo sempre più grandi, capaci di assorbire i surplus di produzione e restituirli nelle ore di maggiore richiesta, riducendo gli sprechi energetici e limitando il ricorso agli impianti alimentati da combustibili fossili. Secondo Fabrizio Zago – amministratore delegato di NatPower – il settore dispone già delle tecnologie e delle risorse finanziarie necessarie, ma continua a incontrare difficoltà nella realizzazione concreta delle infrastrutture con i tempi richiesti dalla transizione energetica. L’accordo con Tesla punta proprio a colmare questo divario, creando un modello integrato in cui capitale, tecnologia ed esecuzione procedano insieme e possano essere replicati anche in altri mercati europei.

In questo scenario, le batterie non svolgono più soltanto una funzione di riserva ma diventano strumenti attivi nella gestione della rete, contribuendo alla stabilità del sistema elettrico e offrendo agli operatori la possibilità di acquistare energia quando il prezzo è basso per poi reimmetterla sul mercato nei momenti di maggiore valore economico.

Lo storage è ormai uno dei business più forti di Tesla

L’accordo conferma anche la trasformazione del ruolo di Tesla nel settore energetico. Se l’attenzione pubblica continua a concentrarsi soprattutto sulle automobili elettriche, è la divisione dedicata ai sistemi di accumulo a registrare la crescita più sostenuta: nel corso del 2025 l’azienda ha installato 46,7 GWh di capacità di storage, circa il 48% in più rispetto all’anno precedente. Secondo le stime degli analisti, anche il primo trimestre del 2026 avrebbe fatto segnare un nuovo record, con circa 14,4 GWh distribuiti in pochi mesi.

Il progetto con NatPower amplia ulteriormente questa strategia: attraverso la propria piattaforma software per la gestione intelligente delle batterie, Tesla punta a trasformare gli impianti di accumulo in asset economici capaci di operare direttamente sui mercati elettrici. L’iniziativa europea arriva inoltre dopo altri importanti sviluppi internazionali nel settore dello storage e rafforza una tendenza ormai evidente: le grandi aziende energetiche non considerano più l’accumulo come un’infrastruttura complementare, ma come uno degli elementi fondamentali per rendere sostenibile l’espansione delle energie rinnovabili e garantire maggiore flessibilità ai sistemi elettrici nazionali.

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Le batterie, infrastruttura strategica per la sicurezza energetica europea

L’intesa tra Tesla e NatPower racconta un cambiamento più profondo rispetto alla semplice costruzione di nuovi impianti: senza sistemi di accumulo su larga scala, una parte consistente dell’elettricità generata da sole e vento rischia di non poter essere utilizzata nel momento in cui viene prodotta.

Per questo motivo molti governi stanno accelerando gli investimenti nello storage, considerandolo una componente essenziale della sicurezza energetica insieme alle reti di trasmissione e agli impianti di generazione. L’Europa punta infatti a ridurre progressivamente la dipendenza dalle fonti fossili senza compromettere l’affidabilità del sistema elettrico, un equilibrio che richiede infrastrutture sempre più flessibili.

Se il programma annunciato raggiungerà davvero l’obiettivo finale di oltre 100 GWh, rappresenterà uno dei più grandi interventi europei nel settore dell’accumulo energetico. Più che una semplice espansione industriale, potrebbe diventare uno dei modelli attraverso cui le reti elettriche del continente cercheranno di adattarsi a un mix energetico sempre più dominato dalle fonti rinnovabili, trasformando le batterie in una delle infrastrutture strategiche della transizione energetica.

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La sfida delle rinnovabili non riguarda più soltanto la capacità di produrre energia pulita, ma anche la possibilità di conservarla quando la generazione supera la domanda. È questo il punto su cui si concentra il nuovo progetto nato dall’accordo tra Google ed Energy Dome, che porterà alla realizzazione in Irlanda di un impianto di accumulo a lunga durata basato sulla tecnologia della batteria a CO₂. La struttura sorgerà nella contea di Offaly, vicino alla località di Rhode, su un’area che ospitava una ex centrale elettrica alimentata a torba, e avrà una capacità di 23 megawatt con uno stoccaggio complessivo di 200 MWh. L’entrata in funzione è prevista per il 2028 e il progetto rappresenta il primo accordo commerciale diretto tra le due aziende per portare questa tecnologia su scala industriale.

L’obiettivo è affrontare uno dei problemi più complessi delle reti elettriche moderne: la produzione rinnovabile non sempre coincide con il momento in cui serve energia. Gli impianti eolici e solari possono generare grandi quantità di elettricità nelle ore di maggiore disponibilità, ma senza sistemi di accumulo parte di questa produzione rischia di non essere utilizzata, creando congestioni sulla rete.

Il sistema sviluppato da Energy Dome punta proprio a colmare questa distanza: l’elettricità in eccesso viene immagazzinata e restituita alla rete nei momenti di maggiore richiesta, aumentando la flessibilità del sistema elettrico e riducendo la necessità di ricorrere a impianti tradizionali di supporto. Inoltre, la scelta dell’Irlanda non è casuale: il Paese sta aumentando rapidamente la quota di energia rinnovabile – soprattutto grazie all’eolico – ma deve gestire una rete sottoposta a nuove pressioni tra cui una maggiore produzione variabile, crescita dei consumi e domanda crescente legata anche ai data center.

 Come funziona la batteria a CO₂ e perché guarda oltre il litio

La tecnologia di Energy Dome utilizza un principio diverso rispetto alle batterie agli ioni di litio oggi più diffuse: non si basa sull’impiego di materiali critici come litio, nichel o cobalto, ma sfrutta un ciclo termodinamico chiuso in cui l’anidride carbonica viene compressa e successivamente espansa per produrre elettricità. Durante la fase di ricarica, l’energia disponibile dalla rete alimenta dei compressori che trasformano la CO₂ in forma liquida, immagazzinando anche il calore prodotto durante il processo. Quando invece la rete ha bisogno di energia, il sistema rilascia il gas che, espandendosi, aziona una turbina collegata a un generatore elettrico.

La CO₂ non viene consumata ma continua a circolare all’interno dell’impianto, creando un sistema progettato per funzionare per lunghi periodi. Secondo Energy Dome, questa configurazione permette di fornire energia programmabile per diverse ore, una caratteristica che la rende diversa dalle batterie tradizionali, spesso ottimizzate per cicli più brevi.

Il vantaggio strategico è legato soprattutto alla durata dello stoccaggio: le batterie al litio sono fondamentali per molte applicazioni, ma hanno limiti economici e industriali quando si parla di accumulare grandi quantità di energia per molte ore. La batteria a CO₂ punta invece a inserirsi in quella fascia intermedia tra le batterie elettrochimiche e sistemi più tradizionali come l’idroelettrico a pompaggio. Per l’Europa, questo tipo di tecnologia assume un significato ulteriore perché riduce la dipendenza da filiere industriali esterne legate ai minerali necessari alle batterie convenzionali. La possibilità di utilizzare componenti industriali già disponibili – come acciaio, serbatoi e sistemi di compressione – è uno degli elementi su cui punta Energy Dome per favorire una diffusione più ampia.

Google e la corsa allo storage: il ruolo dei data center e dell’energia continua

Google punta a raggiungere un approvvigionamento energetico completamente privo di emissioni su base oraria entro il 2030, un obiettivo più complesso rispetto al semplice bilanciamento annuale dei consumi. Il problema è soprattutto la variabilità delle fonti rinnovabili: un impianto solare produce energia durante il giorno, mentre il picco dei consumi può arrivare nelle ore successive. L’eolico, invece, dipende dalle condizioni meteorologiche e può generare grandi quantità di elettricità in momenti in cui la domanda è più bassa. Per questa ragione, lo stoccaggio a lunga durata sta diventando una componente centrale delle nuove reti elettriche.

Il progetto irlandese arriva dopo un’altra iniziativa simile annunciata negli Stati Uniti, in Arizona, sempre da 200 MWh. La combinazione dei due interventi indica un tentativo di portare la tecnologia fuori dalla fase dimostrativa e inserirla in contesti energetici reali. In Irlanda l’impianto sarà inoltre integrato con un contratto di capacità decennale assegnato da EirGrid, il gestore della rete elettrica nazionale.

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Dalle vecchie centrali alle nuove reti: la trasformazione dell’infrastruttura energetica

Uno degli aspetti più interessanti del progetto riguarda anche il luogo scelto per la costruzione. L’impianto nascerà infatti su un sito industriale già utilizzato per la produzione energetica, trasformando un’ex centrale a torba in una struttura dedicata allo stoccaggio di energia pulita. Questo tipo di riconversione rappresenta una tendenza sempre più presente nei programmi di transizione energetica: utilizzare infrastrutture esistenti, collegamenti alla rete e aree industriali già disponibili per costruire nuovi sistemi energetici.

Se questa tecnologia riuscirà a mantenere le promesse industriali, le batterie a CO₂ potrebbero ritagliarsi uno spazio sempre più consistente nella nuova infrastruttura energetica globale, affiancando le soluzioni esistenti e contribuendo alla gestione di sistemi elettrici sempre più complessi.

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La decisione della svedese Videberg Kraft di affidarsi a Rolls-Royce SMR per il progetto di installazione di tre reattori modulari di piccola taglia rappresenta una vera e propria svolta strutturale per l’intera penisola scandinava. L’annuncio – formalizzato dall’utility di Stato Vattenfall AB insieme a Industrikraft i Sverige AB, che detengono congiuntamente la proprietà della società veicolo – rappresenta l’avvio del primo nuovo progetto per la generazione di energia atomica nel Paese da più di quattro decenni. L’infrastruttura – denominata ufficialmente Progetto Videberg – sorgerà sulla costa occidentale, nella penisola di Värö, in diretta prossimità del già esistente impianto nucleare di Ringhals, che costituisce attualmente uno dei pilastri fondamentali dell’approvvigionamento elettrico nazionale.

L’obiettivo industriale dell’operazione è chiaro: immettere circa 1,5 gigawatt (GW) di capacità energetica complessiva nella rete svedese, offrendo una risposta concreta al fabbisogno delle industrie pesanti e delle famiglie nelle regioni meridionali. Secondo la tabella di marcia condivisa dai partner, il primo dei tre reattori da 470 megawatt dovrebbe entrare in funzione indicativamente nel 2030, avviando un ciclo operativo standardizzato e garantito per almeno sessant’anni. Con questa mossa, la Svezia entra tra i primi Paesi europei ad aver selezionato la tecnologia del gruppo di Derby, dopo il percorso avviato nel Regno Unito nell’ambito del programma sostenuto da Great British Energy – Nuclear e l’accordo raggiunto nella Repubblica Ceca con il gruppo energetico statale ČEZ.

La gara industriale e i motivi del successo di Rolls-Royce

Questo traguardo commerciale è il risultato finale di un rigoroso processo di selezione tecnica durato tre anni. Durante questo periodo, il consiglio di amministrazione di Videberg Kraft ha vagliato ed esaminato oltre 70 diverse opzioni tecnologiche disponibili sul mercato globale, restringendo progressivamente il campo fino a un duello finale molto serrato. La competizione ha visto contrapposti il reattore ad acqua pressurizzata (PWR) proposto da Rolls-Royce SMR e il modello a ebollizione BWRX-300 sviluppato dal consorzio nippo-americano GE Vernova Hitachi. Come spiegato da Anna Borg – amministratore delegato di Vattenfall e membro del board della società di progetto – la scelta è caduta sul costruttore britannico per ragioni di stabilità tecnologica e per un’impostazione contrattuale commercialmente molto solida.

Il modello PWR adotta infatti lo stesso principio ingegneristico già ampiamente utilizzato oggi nel sito di Ringhals, offrendo una familiarità operativa che riduce sensibilmente i rischi legati alla manutenzione e alla gestione quotidiana. Inoltre, la dirigente di Vattenfall Desirée Comstedt e il membro del consiglio di amministrazione di Videberg Kraft e Industrikraft Tom Erixon hanno rimarcato i vantaggi del concetto industrializzato di Rolls-Royce: gran parte delle componenti verrà fabbricata all’interno di stabilimenti dedicati per poi essere trasportata sul sito per l’assemblaggio finale. Questo approccio – secondo quanto sostenuto – riduce l’incertezza legata ai cantieri tradizionali e mitiga il rischio di ritardi strutturali, poggiando su una rete di fornitori e subappaltatori prevalentemente situata in Europa.

La spinta politica di Stoccolma e il mercato dei sussidi statali

L’accelerazione impressa al Progetto Videberg non è un caso isolato, ma riflette un radicale cambio di rotta della politica energetica svedese: la svolta si ha nel 2022 con l’insediamento del governo di centro-destra, che ha rimosso alcuni dei precedenti vincoli normativi e rilanciato il ruolo dell’atomo nel mix energetico nazionale. Successivamente, Stoccolma ha pubblicato una roadmap nazionale molto ambiziosa, la quale prevede la costruzione di nuovi reattori nei prossimi decenni, così da coprire l’impennata dei consumi legata alla transizione elettrica.

A dare una scossa agli investimenti industriali è stata anche l’introduzione di strumenti pubblici di sostegno, tra cui garanzie e meccanismi finanziari destinati a favorire lo sviluppo del nuovo nucleare. Videberg Kraft si è mossa d’anticipo rispetto ai concorrenti, presentando la prima richiesta formale di aiuti pubblici. Tuttavia, l’intero comparto scandinavo mostra segni di forte vivacità: lo sviluppatore svedese Blykalla ha recentemente richiesto finanziamenti governativi per un piano da sei reattori nel sito di Norrsundet, mentre Studsvik ha presentato piani dettagliati per l’installazione di ulteriori 1.400 megawatt di capacità nucleare nel sud del Paese, delineando una vera e propria corsa nazionale all’atomo di nuova generazione.

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La nuova mappa dell’energia e la sovranità industriale europea

Il successo svedese permette a Rolls-Royce di rafforzare la propria posizione tra i principali sviluppatori occidentali di tecnologia SMR, una trasformazione strategica rivendicata con forza dall’amministratore delegato del gruppo Tufan Erginbilgic. Più in generale, la vicenda fa emergere un profondo mutamento nell’approccio delle nazioni occidentali verso la transizione ecologica. Di fronte alla marcata volatilità dei mercati delle materie prime, la sicurezza degli approvvigionamenti ha progressivamente assunto un ruolo centrale, imponendo una visione decisamente più pragmatica.

I piccoli reattori modulari si stanno ormai rivelando una delle opzioni maggiormente considerate dagli Stati intenzionati a proteggere la competitività delle proprie filiere manifatturiere senza dover affrontare i costi finanziari e i lunghi tempi di realizzazione delle centrali nucleari tradizionali. In questo scenario, la Svezia rappresenta uno degli esempi più evidenti della nuova fase del nucleare europeo, in cui gli SMR vengono valutati come strumenti determinanti per rafforzare la sicurezza energetica e sostenere la competitività industriale.

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La partita sull’euro digitale entra in una fase decisiva: la Commissione per i Problemi economici e monetari (ECON) del Parlamento europeo ha approvato la propria posizione sul regolamento che dovrebbe introdurre una nuova forma elettronica della moneta unica emessa dalla Banca centrale europea, un passaggio che apre la strada ai negoziati con il Consiglio dell’Unione europea e la Commissione per definire il testo finale. Il progetto, sebbene sia ancora lontano dall’entrata in vigore definitiva, nasce con un obiettivo preciso: creare un sistema di pagamento pubblico europeo capace di affiancare il contante e gli strumenti privati già esistenti, offrendo ai cittadini una possibilità alternativa per effettuare transazioni digitali senza dipendere esclusivamente dalle infrastrutture di pagamento internazionali.

La proposta approvata dall’Eurocamera prevede che l’Euro digitale possa essere utilizzato sia online che offline. Nel primo caso i pagamenti funzionerebbero attraverso un sistema basato su account, mentre nella modalità offline il trasferimento di denaro avverrebbe direttamente tramite dispositivi locali, con un meccanismo simile all’utilizzo del denaro contante. Una differenza importante riguarda proprio la gestione del rischio: in caso di perdita del dispositivo contenente fondi offline, il denaro potrebbe non essere recuperabile.

Il tema riflette inevitabilmente l’intricato tema della sovranità finanziaria europea: secondo i dati della Banca centrale, i circuiti statunitensi Visa e Mastercard rappresentano una quota rilevante dei pagamenti con carta nell’area euro, soprattutto nelle transazioni oltre confine. Per questo l’Euro digitale viene considerato dalle istituzioni uno strumento per rafforzare l’autonomia del sistema dei pagamenti, senza però eliminare il ruolo delle banche private e delle soluzioni già presenti sul mercato.

Privacy, limiti di utilizzo e il tema della fiducia

Uno degli aspetti più delicati del progetto riguarda la gestione dei dati personali: il Parlamento europeo ha indicato la privacy come uno dei principi centrali dell’infrastruttura, prevedendo un modello definito “privacy by design” e “privacy by default”, cioè con tutele integrate fin dalla progettazione del sistema. Tra gli strumenti tecnici citati ci sono anche le cosiddette “prove a conoscenza zero”, tecnologie crittografiche che consentono di verificare alcune informazioni senza rendere disponibili tutti i dati dell’utente.

Secondo la posizione adottata dalla commissione ECON, la BCE non avrebbe accesso diretto ai dati identificativi delle persone che utilizzano l’Euro digitale, mentre le informazioni sarebbero trattate solo nella misura necessaria al funzionamento del servizio. La distribuzione della nuova moneta digitale non sarebbe dunque affidata direttamente alla banca centrale. Il modello previsto coinvolgerebbe banche, istituti di moneta elettronica, uffici postali e fornitori di servizi di pagamento regolamentati, che potrebbero offrire il servizio ai cittadini in tutta l’Unione europea.

Per favorire l’adozione, i servizi essenziali dovrebbero essere gratuiti: apertura del conto, gestione dei fondi e disponibilità almeno di uno strumento di pagamento. I fornitori potrebbero applicare costi per servizi aggiuntivi, mentre sarebbero previsti limiti sulle commissioni applicate ai commercianti e ai soggetti che partecipano alle transazioni. Resta però centrale il tema della fiducia pubblica: proprio per questo il Parlamento ha previsto campagne di informazione coordinate e una fase di introduzione graduale – con almeno 24 mesi di preparazione dopo l’autorizzazione definitiva – così da permettere a banche, imprese e cittadini di adeguarsi al nuovo sistema.

Il controllo sulla stabilità finanziaria e il confronto globale sulle valute digitali

Un altro elemento fondamentale riguarda il rapporto tra euro digitale e stabilità del sistema bancario: la proposta prevede un limite massimo alla quantità di euro digitali che ogni individuo potrà detenere, con l’obiettivo di evitare spostamenti eccessivi di liquidità dai conti bancari tradizionali verso la moneta digitale della BCE. Il tetto non è stato ancora definito nei dettagli e dovrebbe essere stabilito dalla Commissione sulla base delle indicazioni della Banca centrale europea, con revisioni periodiche. Le imprese, invece, non potrebbero detenere euro digitali in modo stabile, ma solo utilizzarli per ricevere pagamenti e trasferirli entro un periodo limitato.

La nuova moneta europea si inserisce in una competizione internazionale sempre più accesa sulle valute digitali pubbliche: la Cina ha già introdotto lo yuan digitale, mentre altri Paesi stanno lavorando a soluzioni simili. Negli Stati Uniti l’approccio seguito è differente: il governo ha rallentato sul progetto di una valuta digitale della Federal Reserve, puntando maggiormente sulle stablecoin private denominate in dollari. L’Ue, con l’euro digitale, punta invece a mantenere un ruolo pubblico all’interno dell’evoluzione tecnologica della moneta. In questa direzione, il progetto non riguarda solo la tecnologia dei pagamenti, ma anche il modo in cui il denaro della banca centrale potrà essere utilizzato in un’economia sempre più digitale.

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Verso il voto finale: il percorso dell’euro digitale non è ancora concluso

L’ok della commissione ECON apre quindi una nuova fase, ma il percorso verso l’introduzione della moneta digitale europea non è ancora terminato: dopo il voto della plenaria del Parlamento europeo, seguirà il confronto tra istituzioni europee e Stati membri per definire il testo definitivo del regolamento. Nel frattempo, la BCE e le banche centrali nazionali – tra cui la Banca d’Italia – proseguono il lavoro tecnico sull’infrastruttura e sui test necessari a valutarne il funzionamento. Se l’iter legislativo procederà secondo le tempistiche previste, l’euro digitale potrebbe entrare nella fase operativa entro la fine del decennio, aprendo di fatto un nuovo capitolo nella trasformazione del sistema dei pagamenti europeo.

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