A Dilsen-Stokkem, nella provincia belga del Limburgo, è iniziata la costruzione di Green Turtle, il primo sistema di accumulo a batteria (BESS) realizzato da GIGA Storage in Belgio. L’impianto avrà una potenza di 700 MW e una capacità di 2.800 MWh – pari a 2,8 GWh – e sarà sviluppato con tecnologia Tesla. Una volta completato, il progetto dovrebbe diventare il più grande complesso di accumulo energetico del Paese, con una messa in servizio prevista entro la fine di marzo 2028.

Il sito non è stato scelto casualmente: Green Turtle sorgerà infatti nell’area di un’ex fabbrica di zinco, a Dilsen-Stokkem, in prossimità del punto di connessione delle reti elettriche di Belgio, Paesi Bassi e Germania. L’impianto sarà collegato alla rete ad alta tensione gestita da Elia e, secondo i dati forniti sul progetto, avrà una capacità equivalente a quella necessaria a soddisfare il consumo giornaliero di circa 385.000 abitazioni. Per GIGA Storage si tratta di un passaggio fondamentale nel piano che punta ad arrivare ad almeno 2 GW di capacità di accumulo operativa entro il 2030.

640 Megapack per immagazzinare l’energia rinnovabile

Il cuore dell’impianto sarà costituito da 640 batterie Tesla Megapack 3, progettate per accumulare l’elettricità prodotta in eccesso da fonti come eolico e solare e restituirla alla rete quando la domanda aumenta. Green Turtle risponde così a una delle esigenze legate alla crescita delle rinnovabili: la produzione non coincide sempre con i momenti in cui l’elettricità serve, mentre l’accumulo permette di conservarla e renderla disponibile in un momento successivo, contribuendo al tempo stesso alla stabilità della rete. La possibilità di spostare nel tempo la disponibilità dell’energia consente quindi di gestire meglio la distanza tra i momenti di maggiore produzione e quelli in cui il sistema elettrico registra una domanda più elevata.

L’investimento previsto è di 650 milioni di dollari e porterà Green Turtle a rientrare tra i più grandi impianti di accumulo a batterie in Europa. La struttura adotterà l’architettura Megablock di nuova generazione di Tesla, pensata per integrare più unità di accumulo all’interno di un sistema su larga scala. Nel sito belga, l’azienda statunitense non si occuperà soltanto della fornitura tecnologica: sarà responsabile anche delle attività di engineering, procurement and construction (EPC) e della manutenzione a lungo termine dell’impianto.

Il ruolo dell’accumulo in una rete europea

La collocazione di Green Turtle introduce un ulteriore elemento nel progetto: Dilsen-Stokkem si trova infatti in una zona direttamente collegata ai sistemi elettrici di tre Paesi, Belgio, Paesi Bassi e Germania, all’interno di un mercato energetico fortemente interconnesso. L’accumulo non servirà quindi soltanto a conservare elettricità destinata al sistema belga, ma sarà inserito in un’area nella quale le reti nazionali sono strettamente collegate. E’ proprio la possibilità di assorbire energia quando la produzione supera la domanda e di restituirla nei momenti di maggiore necessità a rendere le batterie una componente sempre più importante per accompagnare la crescita delle fonti rinnovabili.

Nel caso di Green Turtle, la scala dell’impianto porta questa funzione a un successivo livello industriale: 2,8 GWh di capacità permettono di operare su volumi molto superiori rispetto ai sistemi di accumulo destinati a singoli impianti o utenze. La posizione vicino ai confini tedesco e olandese assume quindi un peso specifico anche per il funzionamento di una rete nella quale gli scambi elettrici oltrepassano i confini nazionali. Il progetto mette insieme, nello stesso sito, capacità di stoccaggio, connessione alla rete ad alta tensione e accesso a un’area centrale per il mercato elettrico dell’Europa occidentale.

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Tesla porta in Europa la nuova generazione dello storage

Per Tesla, Green Turtle rappresenta anche un banco di prova per la propria attività nello stoccaggio energetico. L’impiego della piattaforma Megapack 3 e dell’architettura Megablock su un progetto da 2,8 GWh porta infatti la tecnologia dell’azienda in un impianto di dimensioni particolarmente elevate. La costruzione dovrà ora trasformare le specifiche del progetto in un’infrastruttura operativa, con l’obiettivo di arrivare alla messa in servizio entro marzo 2028. Sarà soprattutto quella fase a permettere di verificare sul campo la capacità dell’impianto di svolgere le funzioni previste, dall’accumulo dell’energia rinnovabile al suo successivo rilascio, fino al contributo alla stabilità della rete.

Per GIGA Storage, invece, Green Turtle costituisce il primo sito BESS in Belgio e una delle infrastrutture attraverso cui la società intende ampliare rapidamente la propria capacità installata. Il progetto porta così nello stesso punto gli obiettivi di espansione dello storage europeo e la strategia industriale di Tesla sulle batterie per la rete. Sarà ora la messa in funzione dell’impianto a definire il contributo effettivo dei 700 MW di potenza e dei 2,8 GWh di capacità al bilanciamento del sistema elettrico e alla gestione degli scambi all’interno della rete europea.

Fonti:

Renewables Now, Construction kicks off at 2.8-GWh Tesla-powered battery in Belgium, 2026. Disponibile su: https://renewablesnow.com/news/construction-kicks-off-at-2-8-gwh-tesla-powered-battery-in-belgium-1301466/ Basenor, Tesla breaks ground on $650M, 2.8 GWh Megapack site in Belgium, 2026. Disponibile su: https://www.basenor.com/blogs/news/tesla-breaks-ground-on-650m-2-8-gwh-megapack-site-in-belgium?srsltid=AU7gw4WPTBp4MDYtQMbAC5E7sIYzqoxxqWnz2SXgi21FXxy6uqiijjmx

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A Grenoble la Francia ha compiuto un passo concreto nella costruzione di una filiera europea delle terre rare. La multinazionale energetica Orano e il Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) hanno prodotto con successo magneti permanenti al neodimio-ferro-boro (NdFeB) di grado N45UH, una tipologia ad alte prestazioni destinata a diverse applicazioni industriali. Il risultato è arrivato sulla linea pilota gestita congiuntamente dai due partner, inaugurata nel settembre 2025 presso il sito del CEA nell’Isère.

La fabbricazione di questi componenti è uno dei passaggi più complessi da ricostruire fuori dall’Asia: secondo la Commissione europea, il 98% della domanda dell’Unione di magneti permanenti a base di terre rare è ancora coperto da fornitori cinesi. Ridurre questa dipendenza richiede quindi qualcosa di più dell’accesso alle materie prime: servono tecnologie e competenze in grado di trasformare i metalli delle terre rare in componenti destinati a motori, generatori, attuatori e sistemi ad alta tecnologia.

A Grenoble nasce il magnete N45UH

Il grado N45UH ottenuto sulla linea pilota appartiene alla fascia dei magneti NdFeB ad alte prestazioni. Questi materiali offrono una delle più elevate densità di energia magnetica oggi disponibili su scala industriale e trovano impiego in settori nei quali dimensioni, efficienza e resistenza alla demagnetizzazione sono determinanti. Il N45UH, inoltre, combina un’elevata forza magnetica con una particolare resistenza alle alte temperature; per questo può essere utilizzato in componenti destinati alla mobilità elettrica, alla produzione di energia, alla robotica e all’industria high-tech, oltre che in applicazioni legate alla difesa.

Per Orano e CEA il dato più importante non è soltanto il livello di prestazione raggiunto dal magnete, in quanto la linea di Grenoble ha permesso di mettere a punto e qualificare l’intero processo produttivo, dalla preparazione dei materiali fino alla realizzazione del prodotto finito. I due partner sostengono di aver acquisito la padronanza delle diverse fasi necessarie alla produzione di magneti permanenti NdFeB e di poter ora lavorare anche su altri gradi concepiti per differenti applicazioni. È questo il passaggio che può incidere sulla futura capacità industriale europea: portare la tecnologia fuori dal laboratorio e dimostrarne la riproducibilità attraverso una linea pilota.

Il punto debole della filiera europea

La concentrazione della produzione in Cina riguarda più anelli della catena. L’Europa dispone di aziende energetiche e produttori di sistemi industriali che impiegano grandi quantità di magneti permanenti, ma resta comunque dipendente dall’estero per una componente essenziale di queste tecnologie. La Commissione europea indica Pechino come principale fornitore dei magneti a base di terre rare importati nell’Ue, mentre la capacità di recuperare queste materie prime dai prodotti a fine vita rimane ancora limitata: meno dell’1% viene riciclato nell’Unione. Costruire una filiera più completa significa quindi intervenire anche sulla fase successiva all’utilizzo, trasformando ciò che oggi viene scartato in una fonte di materie prime.

È su questo passaggio che Orano e CEA intendono concentrare la fase successiva del lavoro. Dopo aver dimostrato la capacità di produrre il magnete N45UH, i due partner stanno studiando l’impiego di materiali recuperati dal riciclo nella fabbricazione di nuovi componenti, collegando così il recupero dei prodotti a fine vita alla produzione industriale.

Una soluzione per più settori industriali

La questione riguarda una gamma di tecnologie molto più ampia dell’automobile: i magneti NdFeB sono utilizzati nei motori elettrici e nei generatori, compresi quelli impiegati in sistemi energetici, ma trovano spazio anche nella robotica, negli attuatori e nei sensori. Le loro proprietà li rendono inoltre importanti per diverse applicazioni nel settore della difesa. Disporre di una capacità produttiva interna significa quindi intervenire su un segmento che si trova a valle dell’estrazione e della raffinazione delle terre rare.

Anche qualora l’Europa riuscisse a procurarsi quantità maggiori di neodimio, praseodimio e degli altri elementi necessari, resterebbe il problema di trasformarli in magneti con caratteristiche precise e costanti. Il progetto riunisce competenze differenti proprio per affrontare questo passaggio: Orano porta l’esperienza nell’industrializzazione e nella gestione di processi complessi, mentre il CEA contribuisce con la propria attività di ricerca sui magneti e sui materiali avanzati. La linea pilota consente così di concentrare all’interno della stessa filiera conoscenze che normalmente possono essere distribuite tra soggetti e Paesi diversi.

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Il prossimo obiettivo è il riciclo

Il progetto si collega inoltre a due iniziative complementari: la prima è Magellan, consorzio europeo nato nel 2024 e coordinato da Orano, che riunisce 14 organizzazioni di 8 Paesi con l’obiettivo di sviluppare una filiera europea per il riciclo e la produzione di magneti permanenti. La seconda è Magnolia, iniziativa francese creata nel 2022 alla quale partecipano Orano, CEA Liten, Valeo, Paprec e Daimantel, impegnata nello sviluppo di una filiera nazionale per il recupero dei magneti sinterizzati e la produzione di nuovi componenti.

Il risultato ottenuto a Grenoble porta quindi l’attenzione su un passaggio decisivo della filiera delle terre rare: non basta avere accesso alle materie prime, occorre anche saperle trasformare in magneti ad alte prestazioni. La linea pilota dimostra che questa capacità può essere sviluppata in Europa; il passaggio successivo sarà verificare se il modello può essere trasferito a una scala industriale, riducendo la dipendenza dalle importazioni e collegando produzione, utilizzo e riciclo all’interno della stessa filiera.

Fonti:

Business Wire, Orano and the CEA Validate High-Performance Magnet Production on Their Pilot Line, 2026. Disponibile su: https://www.businesswire.com/news/home/20260924771444/en/Orano-and-the-CEA-Validate-High-Performance-Magnet-Production-on-Their-Pilot-Line

Orano Group, Orano and the CEA validate high-performance magnet production on their pilot line, 2026. Disponibile su: https://www.orano.group/en/news/news-group/2026/september/orano-and-the-cea-validate-high-performance-magnet-production-on-their-pilot-line

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La Nasa ha annunciato che due astronauti italiani cammineranno sulla Luna. La dichirazione di Jared Isaacman, amministratore dell’agenzia statunitense, che non ha ancora indicato né i nomi degli astronauti né le missioni alle quali saranno assegnati, arriva insieme a un accordo che spiega perché l’Italia avrà un ruolo diretto nelle prossime missioni lunari: Roma fornirà a Washington il Multi-Purpose Habitation module (MPH), un modulo pressurizzato destinato alla superficie lunare e sviluppato da Thales Alenia Space Italia per l’Agenzia Spaziale Italiana.

È attorno a questa struttura che si concentra una parte importante del contributo italiano ad Artemis. Secondo quanto riferito da Isaacman durante la Air, Space & Cyber Conference, l’Italia sta investendo oltre 5 miliardi di dollari per realizzare uno dei primi moduli abitativi destinati alla Luna. Il progetto è ancora in sviluppo, ma a maggio la Nasa ha autorizzato il passaggio verso la Preliminary Design Review, mentre il lancio è attualmente previsto per il 2033.

L’MPH dovrà essere molto più di un semplice ambiente pressurizzato. Il progetto prevede infatti una struttura nella quale gli astronauti possano vivere e lavorare sulla superficie, con una vita operativa stimata in dieci anni e la possibilità di essere spostata sul terreno lunare. È una differenza sostanziale rispetto alle prime missioni Apollo, costruite attorno a permanenze brevi: Artemis sta progettando infrastrutture che possano rimanere sulla Luna e diventare parte delle missioni successive.

Dall’orbita lunare alla superficie

La capacità italiana di costruire habitat per astronauti, del resto, non nasce con l’MPH. Thales Alenia Space Italia è già coinvolta nella realizzazione del Lunar I-Hab, il modulo abitativo europeo destinato al Gateway, la stazione internazionale che sarà posizionata in orbita lunare. Il modulo, costruito a Torino, dovrebbe raggiungere il Gateway con Artemis IV e metterà a disposizione degli equipaggi circa 10 metri cubi di spazio abitabile.

L’esperienza maturata con le strutture pressurizzate per la Stazione Spaziale Internazionale e trasferita al programma Gateway rappresenta quindi una delle basi industriali sulle quali si innesta il progetto lunare dell’ASI. I-Hab porta queste competenze in orbita lunare; con l’MPH, la stessa esperienza viene trasferita sulla superficie. Cambiano le condizioni di lavoro e le esigenze tecniche, ma resta lo stesso obiettivo: mantenere un ambiente abitabile lontano dalla Terra.

È dentro questa stessa architettura che si colloca anche la partecipazione degli astronauti italiani. Luca Parmitano è stato selezionato come pilota di Artemis III, missione prevista per il 2027 che servirà a testare in orbita terrestre le operazioni di rendezvous e docking con i sistemi commerciali destinati alle missioni lunari successive. L’allunaggio umano dell’attuale programma Artemis è invece previsto con Artemis IV nel 2028. I due astronauti annunciati da Isaacman si aggiungono dunque a una presenza italiana che non si limita alla scelta degli equipaggi, ma comprende componenti essenziali dell’infrastruttura.

Per arrivare sulla Luna non basta costruire un habitat

Una volta sulla superficie, infatti, il problema diventa anche quello di muoversi, orientarsi e comunicare ed è per questo che accanto ai moduli abitativi stanno avanzando altri progetti italiani destinati alle operazioni lunari. A luglio l’ASI ha utilizzato i terreni vulcanici dell’Etna per testare il rover ETNA, sviluppato per verificare sistemi di navigazione e autonomia. Il test non riguarda soltanto la capacità di un veicolo di muoversi su un terreno accidentato: sulla Luna l’indipendenza operativa assume un peso maggiore perché i sistemi dovranno operare senza poter contare sulle condizioni e sulle infrastrutture disponibili sulla Terra.

Lo stesso vale per le comunicazioni: l’ASI ha finanziato uno studio di fattibilità per un Lunar Beacon, sviluppato da Thales Alenia Space Italia insieme a Qascom e all’Università di Tor Vergata, con la partecipazione tecnica della Nasa. L’obiettivo è creare un sistema capace di fornire servizi di posizionamento, navigazione, sincronizzazione temporale e comunicazione sulla superficie lunare.

Habitat, mobilità e navigazione rispondono dunque alla stessa esigenza: rendere possibile una permanenza sulla Luna che non dipenda ogni volta da un singolo volo di andata e ritorno. È anche il motivo per cui il Polo Sud lunare è diventato uno dei principali punti di interesse di Artemis.

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Il Polo Sud e la nuova corsa alla Luna

Nelle regioni permanentemente in ombra del Polo Sud potrebbero infatti trovarsi depositi di ghiaccio d’acqua che potrebbe essere utilizzata dagli astronauti e, attraverso processi ancora da sviluppare su scala operativa, trasformata in ossigeno e idrogeno per produrre propellente. La disponibilità di acqua cambierebbe quindi le condizioni logistiche delle future missioni, riducendo almeno in parte ciò che dovrebbe essere trasportato dalla Terra.

È anche qui che entra la competizione con la Cina: Isaacman ha richiamato la missione Chang’e-7 – attualmente prevista per il 2027 – sostenendo che un arrivo troppo tardivo nelle aree considerate più interessanti potrebbe significare trovarle già occupate da altre attività. La questione non riguarda soltanto chi raggiungerà per primo la Luna, ma chi riuscirà a installare infrastrutture utilizzabili per le missioni successive.

Per l’Italia, gli astronauti destinati alla superficie saranno la parte più visibile di questo processo, ma dietro l’annuncio emerge un contributo industriale che parte dai moduli abitativi sviluppati per l’orbita terrestre, passa dal Gateway e arriva alla superficie lunare con l’MPH, mentre rover e sistemi di navigazione e comunicazione cercano di risolvere i problemi che emergeranno una volta fuori dall’habitat. La presenza italiana nella nuova esplorazione lunare, quindi, non si esaurisce nel passo di un astronauta sulla superficie, ma passa soprattutto dalle strutture e dalle tecnologie necessarie a garantirne la permanenza.

Fonti:

European Spaceflight, Italy to spend over $5 billion to send two astronauts to the Moon, 2026. Disponibile su: https://europeanspaceflight.com/italy-to-spend-over-5-billion-to-send-two-astronauts-to-the-moon/

ASI, LMPH – Multipurpose Habitation Module riceve l’ok della NASA per la Preliminary Design Review, 2026. Disponibile su: https://www.asi.it/2026/05/lmph-multipurpose-habitation-module-riceve-lok-della-nasa-per-la-preliminary-design-review

Thales Alenia Space, Thales Alenia Space firma un contratto con l’Agenzia Spaziale Italiana (ASI) per lo sviluppo del primo avamposto umano sulla superficie lunare, 2025. Disponibile su: https://www.thalesaleniaspace.com/it/press-releases/thales-alenia-space-firma-un-contratto-con-lagenzia-spaziale-italiana-asi-lo

ESA, Gateway Lunar I-Hab, s.d. (aggiornato al 2024). Disponibile su: https://www.esa.int/Science_Exploration/Human_and_Robotic_Exploration/Gateway_Lunar_I-Hab

NASA, NASA marches toward Artemis III mission in 2027, names crew members, 2026. Disponibile su: https://www.nasa.gov/news-release/nasa-marches-toward-artemis-iii-mission-in-2027-names-crew-members

ASI, Dall’Etna alla Luna, 2026. Disponibile su: https://www.asi.it/2026/07/dalletna-alla-luna

ASI, Beacon lunari: nuove tecnologie per la Luna, 2026. Disponibile su: https://www.asi.it/2026/04/beacon-lunari-nuove-tecnologie-per-la-luna

NASA, NASA provides update on Artemis III moon landing regions, 2024. Disponibile su: https://www.nasa.gov/news-release/nasa-provides-update-on-artemis-iii-moon-landing-regions

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Nel Mare del Nord l’Europa ha ora il suo primo sito su vasta scala per lo stoccaggio permanente della CO₂. È Greensand, il progetto danese guidato da INEOS Energy, che dopo la fase pilota entra nell’operatività commerciale con una capacità iniziale di 400.000 tonnellate l’anno. Nel dettaglio, la filiera prevede il trasporto della CO₂ dal porto di Esbjerg fino al bacino di Nini West, dove viene iniettata a circa 1.800 metri sotto il fondale, in un giacimento petrolifero esaurito situato a circa 250 chilometri dalla costa.

La particolarità di Greensand non sta soltanto nel deposito offshore, ma nella catena che lo alimenta: l’anidride carbonica – che proviene soprattutto dagli impianti danesi di biometano – viene liquefatta e trasferita al terminal dedicato di Esbjerg, da dove successivamente prosegue verso il sito di stoccaggio a bordo della Carbon Destroyer 1, la prima nave porta-CO₂ appositamente costruita nell’Unione europea. Una volta raggiunto Nini West, viene infine iniettata nel sottosuolo e destinata allo stoccaggio permanente.

Si tratta di un passaggio fondamentale, che permette al progetto di uscire dalla pura dimensione sperimentale. Greensand aveva già dimostrato nel 2023 che la CO₂ poteva essere trasportata oltre i confini nazionali e iniettata in sicurezza in un sito offshore; ora le diverse fasi sono riunite in una filiera commerciale. Il progetto è guidato da INEOS Energy insieme a Harbour Energy e al Danish North Sea Fund e ha ricevuto anche 41 milioni di euro dal Fondo per l’innovazione dell’Unione europea.

La capacità dovrà crescere molto oltre i primi 400.000 tonnellate

La capacità iniziale è relativamente contenuta rispetto ai volumi che l’Europa sta programmando per lo stoccaggio del carbonio. INEOS prevede infatti di aumentare progressivamente l’infrastruttura fino a 4-8 milioni di tonnellate di CO₂ all’anno, mentre il progetto Greensand Future punta a immagazzinare circa 2,4 milioni di tonnellate complessive nell’arco di otto anni.

Per arrivare a questi numeri non sarà sufficiente ampliare il deposito nel Mare del Nord, ma serviranno nuovi impianti capaci di catturare CO₂ , terminali per gestirla e collegamenti che consentano di trasferirla dai siti industriali verso i depositi offshore. È questo uno dei punti su cui si gioca lo sviluppo della Carbon Capture and Storage (CCS) europea: la disponibilità di spazio per immagazzinare l’anidride carbonica deve procedere insieme alla capacità di raccoglierla e trasportarla.

Greensand parte inoltre da una fonte precisa, gli impianti danesi di biometano, ma i suoi promotori intendono estendere progressivamente la filiera alla proveniente da altre industrie europee. L’obiettivo è quindi trasformare un’infrastruttura nazionale in un punto di accesso a una rete di stoccaggio più ampia, nella quale la provenienza della CO₂ non coincida necessariamente con il Paese in cui viene depositata.

Cemento e acciaio tra i settori che guardano alla CCS

La questione riguarda soprattutto le industrie nelle quali ridurre le emissioni con le sole tecnologie disponibili è particolarmente difficile. In particolare, cemento e acciaio rientrano tra i comparti per i quali la cattura e lo stoccaggio della CO₂ possono diventare uno degli strumenti per abbattere le emissioni residue. L’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) e l’Agenzia internazionale dell’energia considerano la CCS tra le tecnologie utilizzabili per contenere il riscaldamento globale, pur in presenza di costi elevati e di una filiera che richiede infrastrutture dedicate.

A ciò si aggiunge l’obiettivo fissato dall’Unione europea con il Net-Zero Industry Act: almeno 50 milioni di tonnellate di capacità annua di stoccaggio della CO₂ entro il 2030. La capacità iniziale di Greensand rappresenta quindi soltanto una parte del fabbisogno previsto, mentre anche il suo potenziale massimo di 4-8 milioni di tonnellate rimarrebbe al di sotto dell’obiettivo comunitario. Il valore del progetto, però, riguarda anche la dimostrazione che trasporto e stoccaggio possono essere organizzati insieme e inseriti in una struttura commerciale.

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La Danimarca entra nella corsa europea allo stoccaggio offshore

Greensand, inoltre, si inserisce in una competizione infrastrutturale che coinvolge anche altri Paesi del Nord Europa; in Norvegia, il progetto Northern Lights ha effettuato nell’agosto 2025 la prima iniezione nell’ambito del primo servizio commerciale di trasporto e stoccaggio della CO₂ al mondo. L’iniziativa – sviluppata da Equinor, Shell e TotalEnergies – dovrebbe portare la propria capacità annuale da 1,5 a cinque milioni di tonnellate entro la fine del decennio.

La differenza, per il progetto danese, sta nel fatto che il nuovo sito si trova all’interno dell’Unione europea e nasce già collegato a una catena logistica dedicata. L’infrastruttura dovrà ora dimostrare che la capacità può aumentare insieme ai volumi di CO₂ disponibili, passando dagli impianti di biometano che alimentano la prima fase a una platea più vasta di industrie.

Il passaggio alla fase commerciale sposta quindi l’attenzione dal funzionamento della tecnologia alla sua capacità di crescere. Per raggiungere i 50 milioni di tonnellate annue fissati dall’Ue entro il 2030 servirà una rete molto più estesa di impianti di cattura, terminali, navi e siti di stoccaggio. Greensand può dunque essere considerato uno dei primi tasselli di questa rete e la sua espansione sarà decisiva per capire quanto rapidamente il modello potrà essere replicato oltre il Mare del Nord.

Fonti:

Daily Sun, Denmark inaugurates CO2 storage facility in North Sea, 2026. Disponibile su: https://www.daily-sun.com/world/898577/denmark-inaugurates-co2-storage-facility-in-north-sea

INEOS, INEOS opens the first full-scale CO2 storage site in the EU, 2026. Disponibile su: https://www.ineos.com/news/shared-news/ineos-opens-the-first-full-scale-co%E2%82%82-storage-site-in-the-eu/

CINEA, Greensand future inaugurates Europe’s first commercial offshore CO2 storage facility, 2026. Disponibile su: https://cinea.ec.europa.eu/news-events/news/greensand-future-inaugurates-europes-first-commercial-offshore-co2-storage-facility-2026-09-18_en

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Con la firma di un contratto storico del valore di 760 milioni di euro, l’Agenzia Spaziale Europea (ESA) ha inaugurato una nuova era per l’esplorazione e la logistica aerospaziale del Vecchio Continente, gettando le basi per una capacità di trasporto orbitale totalmente autonoma. Al centro di questa rivoluzione vi è l’assegnazione della gara per la costruzione del primo cargo spaziale privato europeo a The Exploration Company (TEC), una promettente startup fondata solo cinque anni fa. L’accordo – siglato a Parigi durante il Summit Internazionale dello Spazio – rappresenta il primo contratto per servizi di trasporto merci mai assegnato dall’ESA a un’azienda europea tramite una procedura di competizione aperta.

Fino ad oggi, l’Europa è dipesa fortemente da partner internazionali – come gli Stati Uniti e la Russia – per la gestione logistica da e verso l’orbita bassa terrestre. Ora, l’obiettivo strategico è colmare questa lacuna capacitiva, dotando gli Stati membri di un veicolo in grado non solo di raggiungere la Stazione Spaziale Internazionale (ISS), ma anche di rientrare in sicurezza sulla Terra, un traguardo tecnologico padroneggiato finora solo da una ristretta élite di nazioni. Come sottolineato dal Direttore Generale dell’ESA, Josef Aschbacher, questo passo rappresenta un momento di rottura: l’Europa non si limita più a finanziare la ricerca di base, ma si struttura per competere a livello globale nel mercato sempre più affollato della “New Space Economy”, garantendo la propria sovranità tecnologica.

I numeri dell’accordo e il nuovo modello di sinergia pubblico-privato

L’architettura finanziaria dell’accordo riflette un cambiamento nel modo in cui l’Europa concepisce lo sviluppo delle infrastrutture spaziali, adottando un approccio che premia la flessibilità commerciale e l’iniziativa privata. Del budget complessivo, 310 milioni di euro sono stati stanziati per finanziare la missione dimostrativa iniziale della capsula Nyx, il cui lancio è già stato programmato a bordo del nuovo vettore europeo Ariane 6 dallo spazioporto di Kourou, nella Guyana francese. I restanti 450 milioni di euro sono invece vincolati a due missioni di servizio opzionali e aggiuntive, che l’ESA confermerà in una fase successiva e che potranno avere come destinazione l’attuale ISS o le future stazioni spaziali commerciali.

L’aspetto più innovativo dell’intesa risiede però nel modello di cofinanziamento: The Exploration Company ha dimostrato una straordinaria capacità di attrazione dei capitali, riuscendo a coprire il 40% dei costi di sviluppo della missione dimostrativa tramite investitori privati, lasciando all’ESA la copertura del restante 60%. Questo paradigma trasforma radicalmente il ruolo dell’Agenzia Spaziale Europea, che smette di essere il costruttore unico e assume le vesti di “cliente di ancoraggio” (anchor customer).

Il progetto ALADDIN e la sfida tecnologica della capsula Nyx

Il cuore tecnologico di questa ambiziosa impresa europea è rappresentato dal programma ALADDIN (Autonomous LEO Accelerated Demo Docking to ISS Node), l’evoluzione naturale del precedente concetto di servizio di ritorno del carico commerciale (LCRS) approvato dagli Stati membri nel 2022 e ribadito con forza nella Ministeriale del novembre 2025. Entrando ufficialmente nella sua Fase 2, il progetto ALADDIN impone tempistiche di sviluppo estremamente serrate e culminerà con la dimostrazione in orbita di una delle manovre più complesse e delicate dell’ingegneria aerospaziale: l’attracco autonomo della capsula Nyx alla Stazione Spaziale Internazionale.

Progettata nei centri di eccellenza di Monaco, Bordeaux e Torino, la navetta Nyx è concepita per essere riutilizzabile e altamente modulare, in grado di trasportare carichi utili critici e di resistere alle temperature estreme del rientro atmosferico terrestre. E proprio questa flessibilità operativa si rivolge a un mercato privato in rapida e costante espansione. In questa direzione, The Exploration Company si è già mossa con estremo anticipo, stipulando accordi di pre-prenotazione per un valore potenziale di circa due miliardi di dollari per ben dieci missioni a bordo delle future stazioni spaziali

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Un cambio di passo per l’industria spaziale e la visione per il futuro

L’assegnazione di questo maxi-contratto a una realtà giovane come The Exploration Company mostra come anche nell’ecosistema aerospaziale europeo stiano trovando spazio nuovi protagonisti. Hélène Huby – CEO e fondatrice dell’azienda – ha evidenziato come l’ottenimento di un contratto da centinaia di milioni di euro da parte di una startup di appena cinque anni – per giunta al termine di una gara aperta e competitiva – costituisca un evento letteralmente senza precedenti in Europa. Fino a poco tempo fa, il settore spaziale continentale era un ecosistema inaccessibile, dominato in gran parte dai grandi appaltatori storici legati alla difesa e ai governi nazionali.

Oggi, l’accesa domanda guidata dalla connettività globale, dall’esplorazione scientifica e dalla necessità di nuove infrastrutture in orbita terrestre bassa richiede un modello di sviluppo più agile, orientato al prodotto e aperto alla libera concorrenza internazionale. Le tecnologie avanzate che TEC sta sviluppando e padroneggiando – dalle capsule di rientro termico ai motori ad alta spinta – rimarranno un patrimonio tecnologico inestimabile per il Vecchio Continente, supportando un’ampia gamma di settori strategici. Guardando al futuro, il successo del programma cargo ALADDIN e della capsula Nyx costituisce solo il primo, indispensabile gradino di una scalata ben più ambiziosa: sviluppare l’intera architettura di trasporto necessaria per portare, un giorno non lontano, esseri umani nello spazio e riportarli a casa in totale sicurezza e piena indipendenza.

Fonti:

ESA, ESA signs service contract with The Exploration Company for its Nyx vehicle under ALADDIN, the European autonomous cargo capsule project, 2026. Disponibile su: https://www.esa.int/Newsroom/Press_Releases/ESA_signs_service_contract_with_The_Exploration_Company_for_its_Nyx_vehicle_under_ALADDIN_the_European_autonomous_cargo_capsule_project

The Exploration Company, The Exploration Company wins ESA ALADDIN cargo capsule contract, 2026. Disponibile su: https://www.exploration.space/blog/the-exploration-company-wins-esa-aladdin-cargo-capsule-contract

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La corsa all’intelligenza artificiale si scontra con un vincolo sempre più concreto: la disponibilità di energia elettrica. I modelli linguistici e le infrastrutture di calcolo avanzato divorano megawatt con una continuità che le reti tradizionali faticano a sostenere. La risposta operativa a questa voracità si trova a Loviisa, sulla costa meridionale della Finlandia, dove Google ha deciso di legare il proprio futuro tecnologico a una centrale atomica degli anni Settanta. Il colosso di Mountain View ha infatti siglato un accordo di acquisto a lungo termine (PPA) con l’operatore energetico Fortum, assicurandosi fino al 50% della capacità della centrale in un arco temporale che coprirà le operazioni fino al 2049.

Con questa mossa, Google non si limita a comprare elettricità, ma offre a Fortum una certezza sui ricavi che contribuirà a sostenere gli investimenti necessari per mantenere in funzione l’impianto, gettando contestualmente le basi per valutare lo sviluppo di nuovi reattori.

Loviisa, il patto che tiene in vita il vecchio nucleare

Il patto entrerà in vigore nel 2028 con volumi ridotti, per poi scalare a regime dal 2030, consegnando a Google una consistente quota di energia stabile e decarbonizzata. Per Fortum, invece, l’intesa risolve un nodo finanziario determinante: la centrale di Loviisa opera con due reattori VVER-440 entrati in funzione tra il 1977 e il 198, capaci di generare circa il 10% dell’elettricità nazionale. Nel 2023, il governo di Helsinki ha autorizzato l’estensione della loro vita operativa fino alla fine del 2050, ma mantenere in sicurezza un impianto con quasi mezzo secolo di attività richiede un piano di ammodernamento da circa un miliardo di euro.

Fino a oggi, l’80% di questi progetti – per un valore di circa 700 milioni – era in attesa della decisione finale di investimento. L’ingresso di un acquirente globale disposto a vincolarsi per oltre vent’anni offre quindi a Fortum la certezza sui ricavi necessaria per procedere con gli investimenti. I capitali legati all’accordo contribuiranno così a finanziare non solo il mantenimento, ma anche il potenziamento strutturale dell’impianto: alla capacità attuale si aggiungeranno 10 megawatt supplementari, che andranno a sommarsi a un incremento di 38 MW già in cantiere e previsto per il 2028.

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Tredici miliardi di euro per la nuova frontiera dell’AI

La scelta di blindare il nucleare scandinavo è il prerequisito di un’inedita espansione industriale: tra il 2027 e il 2028, Google riverserà in Finlandia 13 miliardi di euro per costruire nuovi data center a Kajaani, Muhos e Vaala, oltre ad ampliare il sito storico di Hamina, ricavato nel 2009 dalla riconversione di un’ex cartiera. Si tratta del più imponente investimento singolo mai varato dall’azienda in Europa.

La Finlandia, inoltre, offre il terreno ideale per le infrastrutture di intelligenza artificiale: un clima rigido che abbatte i costi di raffreddamento dei server, una rete elettrica con ampia disponibilità e un mix energetico a basse emissioni. Nonostante ciò, l’addestramento e il funzionamento dei modelli algoritmici richiedono server accesi 24 ore su 24. Per rispondere a questa esigenza, il nucleare garantisce una produzione continua, mentre Google sta affiancando all’energia atomica nuovi accordi per l’eolico e sistemi di accumulo, così da sostenere l’espansione dei propri data center e contribuire alla stabilità della rete elettrica.

L’ipotesi di nuovi reattori

L’orizzonte della partnership si estende ben oltre i vecchi reattori VVER-440: Google e Fortum hanno infatti siglato un memorandum d’intesa per co-sviluppare nuova capacità nucleare, progetti rinnovabili e sistemi di flessibilità della rete. Mountain View sta valutando la possibilità di installare ulteriori reattori nell’area di Loviisa, studiando modelli di business in grado di sostenere economicamente eventuali nuovi progetti nucleari e di distribuire i rischi finanziari legati agli elevati costi e ai lunghi tempi di realizzazione che caratterizzano il settore.

Sul fronte dello stoccaggio, Google ha inoltre sottoscritto un contratto per un sistema di batterie da 94 megawatt vicino al futuro data center di Kajaani, che dovrebbe entrare in funzione alla fine del 2027 e contribuire al bilanciamento della rete finlandese. Sul piano delle rinnovabili, l’azienda ha anche annunciato nuovi accordi per l’energia eolica, portando a 629 MW la capacità eolica onshore di nuova generazione sostenuta in Finlandia.

La competizione globale sull’intelligenza artificiale ha dunque superato la fase del semplice accaparramento dei microchip. La vera barriera all’ingresso, oggi, è anche l’energia e legando i propri server al destino di una centrale atomica, Google dimostra come l’industria tecnologica non si limiti più a consumare elettricità, ma stia entrando sempre più direttamente nella partita per garantirla nel lungo periodo.

Fonti:

Google Blog, Google AI commitment to Finland, 2026. Disponibile su: https://blog.google/innovation-and-ai/infrastructure-and-cloud/global-network/google-ai-commitment-to-finland/

BBC News, Google signs up for nuclear power in Finland, 2026. Disponibile su: https://www.bbc.com/news/articles/c8r6y4me2g6o

World Nuclear News, Google signs up for electricity from Finnish nuclear power plant, 2026. Disponibile su: https://world-nuclear-news.org/articles/google-signs-up-for-electricity-from-finnish-nuclear-power-plant

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L’idrogeno pulito ha progressivamente perso il carattere di mero obiettivo ambientale per trasformarsi in una realtà industriale tangibile e in rapida espansione su scala globale. Secondo i dati del rapporto Global Hydrogen Compass 2026 – pubblicato dall’Hydrogen Council in collaborazione con McKinsey & Company e presentato durante la riunione ministeriale sull’idrogeno a Tokyo – gli investimenti cumulativi impegnati nel settore hanno ufficialmente varcato la soglia dei 130 miliardi di dollari.

Questa imponente risorsa finanziaria sostiene oltre 570 progetti su larga scala in tutto il mondo, con una capacità di produzione stimata in circa 6,9 milioni di tonnellate all’anno. L’elemento di maggiore novità strategica risiede nel fatto che circa il 90% di queste iniziative si trova già in fase avanzata di costruzione o risulta pienamente operativo, segnando un raddoppio della capacità operativa globale rispetto agli anni precedenti.

Ma a spingere questo processo di capitalizzazione non è soltanto la primaria necessità di abbattere le emissioni inquinanti per centrare gli obiettivi climatici. Nel corso dell’ultimo anno, le tensioni politiche e l’instabilità dei mercati internazionali hanno radicalmente ridefinito le priorità dei governi, elevando l’idrogeno a importante componente strategica per garantire la sicurezza energetica, la resilienza delle catene di approvvigionamento nazionali e la competitività industriale di lungo periodo di intere nazioni.

La mappa della leadership industriale tra Cina, Stati Uniti ed Europa

La mappa degli investimenti evidenzia una netta e ben delineata regionalizzazione delle strategie tecnologiche e commerciali tra i principali attori della scena economica mondiale. La Cina si conferma indiscutibilmente il mercato più dinamico ed esteso per quanto riguarda l’idrogeno rinnovabile, detenendo oltre la metà della capacità globale impegnata e facendosi carico di ben il 90% dei nuovi impianti operativi aggiunti a livello globale rispetto al 2025. Gli Stati Uniti, dal canto loro, guidano la classifica nello sviluppo e nell’applicazione dell’idrogeno e dell’ammoniaca a basse emissioni di carbonio basati su tecnologie di cattura e stoccaggio della CO2, rappresentando circa il 75% della capacità complessiva globale in questo specifico comparto.

L’Unione Europea si posiziona saldamente come il secondo mercato mondiale per volume di risorse mobilitate, registrando il maggior numero di progetti censiti e una crescita relativa degli investimenti pari al +35% su base annua. L’approccio europeo punta in modo decisivo sulla creazione di un’articolata impalcatura normativa, fatta di incentivi economici, dazi sul carbonio e obblighi comunitari destinati a stimolare la domanda interna. In questo scenario tripartito, le grandi potenze industriali utilizzano l’idrogeno non più come semplice tecnologia ecologica alternativa, ma come un asset strategico per proteggere i propri apparati manifatturieri dalla volatilità dei combustibili fossili di importazione.

L’ostacolo dei costi di produzione e la crisi dei comparti energivori

Nonostante l’imponente afflusso di capitali e la crescita costante della capacità installata, il settore dell’idrogeno pulito si trova oggi ad affrontare colli di bottiglia critici che rischiano di comprometterne la traiettoria di sviluppo futuro. Il principale elemento di debolezza è rappresentato dagli elevatissimi costi di produzione e di trasporto del vettore energetico a basse emissioni, che rimangono ben lontani dalla parità economica con le fonti tradizionali. Di fronte a spese operative proibitive e a una domanda finale ancora debole e frammentata, diversi sviluppatori e investitori internazionali hanno recentemente ridimensionato i propri piani, arrivando in alcuni casi a cancellare o rinviare progetti di idrogeno verde precedentemente annunciati.

I settori manifatturieri cosiddetti hard-to-abate – in primis la produzione siderurgica dell’acciaio, l’industria chimica dei fertilizzanti e il trasporto pesante a lunga percorrenza – indicati da tempo come i clienti naturali e ideali per guidare la transizione verso l’idrogeno, stanno riscontrando enormi difficoltà nel sostenere l’impatto finanziario della conversione tecnologica. Senza un drastico calo dei prezzi dell’elettricità rinnovabile e degli elettrolizzatori, la sostituzione dei combustibili fossili nei processi ad alta intensità energetica rischia di rivelarsi un passaggio insostenibile per molte aziende.

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Le politiche pubbliche e le infrastrutture necessarie per sbloccare la domanda

Per evitare che la crescita dell’idrogeno subisca una dannosa battuta d’arresto, la priorità assoluta per i governi risiede nell’attuazione rapida e coerente delle misure di sostegno già deliberate. Il rapporto dell’Hydrogen Council stima che le politiche attualmente in vigore abbiano il potenziale per sbloccare fino a 11 milioni di tonnellate di domanda annuale entro il 2030, ma soltanto 6 milioni sono oggi concretamente consolidati da decreti applicativi operativi, mentre i restanti 5 milioni restano sospesi nell’incertezza regolatoria. Risulta quindi indispensabile un’azione statale decisa per varare strumenti di prezzo del carbonio realmente efficaci, sussidi diretti e mandati vincolanti che offrano alle imprese industriali garanzie e certezze operative sul lungo periodo.

Contestualmente, la catena del valore deve concentrarsi sull’abbattimento dei costi industriali e sulla realizzazione di infrastrutture logistiche adeguate per lo stoccaggio e la distribuzione capillare del vettore. In questa prospettiva, l’idrogeno non deve essere visto come una soluzione a sé stante, bensì come il partner sistemico irrinunciabile dell’elettrificazione rinnovabile, capace di garantire la stabilità delle reti e di offrire sistemi di accumulo stagionale. Solo attraverso una sinergia concreta tra incentivi pubblici e investimenti privati sarà possibile trasformare questi 130 miliardi di dollari nel primo passo verso un’effettiva sovranità energetica globale.

Fonti:

Hydrogen Council, Clean hydrogen investment reaches USD 130 billion as energy security and resilience rise up the global agenda, 2026. Disponibile su: https://hydrogencouncil.com/en/clean-hydrogen-investment-reaches-usd-130-billion-as-energy-security-and-resilience-rise-up-the-global-agenda/

Reuters, Global clean hydrogen investment tops $130 billion amid energy security push, 2026. Disponibile su: https://www.reuters.com/business/energy/global-clean-hydrogen-investment-tops-130-billion-amid-energy-security-push-2026-09-10/

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L’elettricità è ormai diventata una risorsa talmente strategica per le grandi aziende tecnologiche da spingerle a prenotare, con anni di anticipo, l’intera produzione di nuovi impianti rinnovabili. Una necessità che spiega il recente accordo siglato da Tesla con la società energetica Zelestra, un’intesa che prevede l’acquisto del 100% dell’energia generata dalla futura Lumen Farm, un parco solare da 140 MW destinato a sorgere nel Nord-Est del Texas e la cui entrata in funzione è in calendario per il 2029. Si tratta della seconda collaborazione tra le due realtà, dopo un primo progetto sviluppato in Spagna, configurandosi come un nuovo passo avanti nel piano di sviluppo energetico del gruppo Tesla.

Sebbene i dettagli economici dell’operazione rimangano riservati e non sia ancora chiara la destinazione d’uso esatta dell’energia, la mossa riflette un’esigenza ormai ineludibile: blindare forniture elettriche affidabili a fronte di un fabbisogno in costante ascesa. Proprio in Texas, del resto, Tesla gestisce già la sua Gigafactory di Austin e sta accelerando sulle attività legate ai sistemi di calcolo e all’intelligenza artificiale, settori noti per i loro consumi elettrici intensivi. Prenotare oggi i megawatt di un impianto che accenderà i motori tra qualche anno significa, quindi, mettere al sicuro una fetta del proprio approvvigionamento futuro, muovendosi in un mercato dove l’accesso all’energia pulita è diventato un vantaggio competitivo vitale.

Il Texas diventa il centro della nuova geografia dell’energia

L’operazione ribadisce il ruolo di primo piano assunto dal Texas nello sviluppo delle energie rinnovabili al servizio dei grandi consumatori industriali; grazie all’espansione del fotovoltaico e a una rete elettrica spiccatamente dinamica, lo Stato americano si è infatti trasformato in uno dei bacini più ambiti dalle aziende a caccia di grandi volumi di elettricità. In questo scenario, Zelestra sta allargando il proprio raggio d’azione puntando su progetti su larga scala e su contratti di fornitura a lungo termine con i pesi massimi dell’industria e della tecnologia.

Tesla, peraltro, non è l’unica ad aver imboccato questa strada. La stessa Zelestra ha già stretto accordi simili con Meta per alimentare altre strutture all’interno dello Stato, a testimonianza di una competizione sempre più accesa per garantirsi fonti rinnovabili in grado di reggere il peso di infrastrutture digitali altamente energivore. Con un portafoglio globale che supera i 16 GW tra impianti operativi, in costruzione e in fase di sviluppo, l’azienda continua così a consolidare la propria posizione di fornitore privilegiato di energia pulita per i grandi clienti.

Un contratto che guarda ai consumi dei prossimi anni

La decisione di opzionare l’intera produzione di un sito che vedrà la luce soltanto nel 2029 dimostra quanto la pianificazione energetica pesi oggi sulle agende delle multinazionali. Trainato dall’aumento della capacità produttiva, dall’espansione dei data center e dallo sviluppo dell’intelligenza artificiale, il bisogno di assicurarsi forniture di lungo periodo è diventato un requisito essenziale per sostenere la crescita, mettendosi al riparo dalla volatilità e dalle oscillazioni dei mercati.

L’accordo evidenzia inoltre un cambio di prospettiva, con le rinnovabili sempre più integrate nel cuore delle strategie industriali del comparto tech; l’elettricità smette di essere un semplice costo operativo e si trasforma in una risorsa da programmare con anni di anticipo attraverso contratti dedicati. In quest’ottica, il progetto texano non si limita a rafforzare l’asse tra Tesla e Zelestra, ma fotografa un’evoluzione molto più articolata dell’intero settore, dove la corsa all’innovazione passa inevitabilmente dalla capacità di garantirsi un’energia pulita, stabile e duratura.

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L’energia rinnovabile come leva strategica per l’industria tecnologica

Guardando oltre il singolo progetto, l’intesa racconta le dinamiche di un settore tecnologico in profonda trasformazione: il boom dell’AI, dei data center, della produzione di batterie e delle infrastrutture digitali sta assorbendo quantità sempre maggiori di elettricità, costringendo i colossi tech a pianificare i propri approvvigionamenti guardando lontano. È in un contesto simile che contratti di lungo termine, come quello firmato per la Lumen Farm, permettono di mitigare l’esposizione alle fluttuazioni dei prezzi e di assicurarsi una base stabile di energia verde su cui poggiare lo sviluppo industriale dei prossimi anni.

E sebbene Tesla mantenga ancora il riserbo sull’utilizzo effettivo dei megawatt texani, l’accordo certifica una tendenza inequivocabile: avere accesso a un’elettricità pulita è diventato un fattore di competitività determinante, al pari della spinta all’innovazione o dell’aumento della produzione. Per chi opera nella mobilità elettrica, nello stoccaggio energetico e nell’intelligenza artificiale, garantirsi già oggi la resa di un impianto operativo nel 2029 vuol dire investire non solo in chilowattora, ma nella continuità stessa delle proprie attività future. Una strategia che, con ogni probabilità, vedremo diffondersi sempre di più man mano che la domanda elettrica continuerà a salire e le fonti rinnovabili si radicheranno al centro delle catene industriali globali.

Fonti:

Electrek, Tesla buys Texas solar farm output from Zelestra, 2026. Disponibile su: https://electrek.co/2026/07/28/tesla-buys-texas-solar-farm-output-zelestra/

Business Wire, Tesla and Zelestra Agree to a Long-term Solar PPA in Texas, 2026. Disponibile su: https://www.businesswire.com/news/home/20260728411207/en/Tesla-and-Zelestra-Agree-to-a-Long-term-Solar-PPA-in-Texas

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Il progetto nucleare sostenuto da Bill Gates entra nel vivo: TerraPower – la società del cofondatore di Microsoft e dedicata allo sviluppo di tecnologie nucleari avanzate – ha annunciato due nuovi accordi con importanti aziende sudcoreane per accelerare la commercializzazione dei suoi reattori Natrium, portando così avanti un programma che punta a trasformare una tecnologia ancora in fase di sviluppo in una flotta di impianti destinati a operare negli Stati Uniti e, successivamente, anche in altri mercati.

Il passaggio più rilevante riguarda Hyundai Engineering & Construction (HDEC), che TerraPower ha selezionato come appaltatore per le attività di ingegneria, approvvigionamento e costruzione di otto futuri impianti Natrium, con garanzie relative ai costi, alle prestazioni e al completamento dei lavori, elementi pensati per facilitare il ricorso al finanziamento commerciale.

L’accordo è arrivato al termine degli incontri tenuti a Seul dalla leadership di TerraPower con esponenti del governo e dell’industria sudcoreana e si accompagna a una seconda intesa con SK Innovation, attraverso la quale le due società intendono portare avanti il progetto del primo impianto commerciale Natrium della Corea e valutare nuove possibilità di collaborazione internazionale. Per TerraPower il punto non è soltanto costruire un singolo reattore dimostrativo, ma creare le condizioni industriali e finanziarie per replicare il progetto su scala maggiore, semplificando progettazione e costruzione e rafforzando al tempo stesso la catena di approvvigionamento necessaria alla realizzazione di più impianti.

Come funziona il Natrium

La tecnologia sviluppata da TerraPower nasce da una diversa gestione del rapporto tra produzione di calore e generazione elettrica e punta soprattutto sulla possibilità di modulare rapidamente l’elettricità immessa nella rete senza dover modificare allo stesso modo il funzionamento del reattore. Il sistema utilizza un reattore veloce raffreddato a sodio da 345 megawatt elettrici, mentre il calore prodotto dalla fissione viene trasferito attraverso il sodio liquido e può essere immagazzinato in un sistema separato basato su sali fusi. È proprio questa combinazione a costituire uno degli elementi centrali del progetto: quando la richiesta di elettricità è più bassa, il reattore può continuare a operare in maniera stabile mentre una parte dell’energia termica viene conservata nei sistemi di accumulo, per essere poi utilizzata quando la domanda aumenta.

In questo modo, la potenza elettrica dell’impianto può salire temporaneamente fino a 500 MW senza richiedere al reattore di seguire direttamente le oscillazioni della domanda. La tecnologia viene quindi presentata da TerraPower come una soluzione capace di mantenere una produzione di base costante e, allo stesso tempo, aumentare rapidamente l’elettricità disponibile nei momenti di maggiore necessità. È un aspetto particolarmente importante per una nuova generazione di centrali chiamata a confrontarsi con una domanda elettrica in costante aumento e con la necessità di garantire continuità della produzione. Nel caso del Natrium, dunque, l’elemento distintivo è proprio l’integrazione fra reattore e accumulo termico, che permette di separare almeno in parte la produzione di calore dalla successiva generazione di elettricità.

Dal Wyoming alla flotta americana

Il primo vero banco di prova sarà a Kemmerer, nel Wyoming, dove nel 2026 è iniziata la costruzione della parte nucleare dell’impianto dopo il via libera della Nuclear Regulatory Commission statunitense. Il completamento è previsto nel 2030 e il progetto – sviluppato attraverso l’Advanced Reactor Demonstration Program del Department of Energy – è destinato a diventare la prima centrale nucleare avanzata su scala utility negli Stati Uniti. Nel frattempo, TerraPower sta già pensando alla fase successiva: la società ha infatti raggiunto l’accordo con Meta per sviluppare fino a otto impianti Natrium negli Stati Uniti, con le prime unità previste dal 2032 e un programma che – secondo le informazioni diffuse dall’azienda –  punta fino a otto impianti entro il 2035.

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La sfida della commercializzazione

Il vero banco di prova per TerraPower sarà trasformare gli accordi in cantieri e, soprattutto, dimostrare che la tecnologia può essere replicata su larga scala senza perdere sostenibilità economica e tempi di realizzazione. L’accordo con HDEC viene presentato proprio come uno strumento per rendere più semplice questo salto, attraverso una maggiore standardizzazione dei processi, una maggiore efficienza nella progettazione e nella costruzione e il rafforzamento delle catene di approvvigionamento.

Il primo impianto del Wyoming dovrà rappresentare la prima verifica concreta per una tecnologia che punta a combinare produzione nucleare stabile e capacità di risposta ai picchi della domanda; se il progetto di Kemmerer procederà secondo i tempi indicati e le intese con Meta, HDEC e SK Innovation si tradurranno nei successivi impianti commerciali, il Natrium potrebbe passare dall’essere un progetto avanzato a rappresentare una piattaforma replicabile negli Stati Uniti e in altri mercati.

È proprio questa possibilità di replicazione, più ancora del singolo reattore da 345 MW, a spiegare l’importanza degli ultimi accordi: il vero obiettivo di TerraPower è creare le condizioni perché il primo impianto non rimanga un caso isolato, ma diventi il punto di partenza di una nuova generazione di centrali nucleari.

Fonti:

PR Newswire, TerraPower Accelerates Natrium Reactor Deployment Following Landmark Meetings with Korean Leaders, 2026. Disponibile su: https://www.prnewswire.com/news-releases/terrapower-accelerates-natrium-reactor-deployment-following-landmark-meetings-with-korean-leaders-302851765.html

World Nuclear News, TerraPower expands cooperation with Korean partners, 2026. Disponibile su: https://world-nuclear-news.org/articles/terrapower-expands-cooperation-with-korean-partners

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A Casablanca la gestione dei rifiuti si prepara a cambiare scala con un progetto da 1,5 miliardi di dollari destinato a trasformare una parte della spazzatura urbana in energia elettrica. Il governo cittadino ha firmato l’accordo di concessione con un consorzio guidato da Kanadevia Inova – società svizzero-giapponese specializzata nella gestione dei rifiuti e negli impianti waste-to-energy – insieme alla marocchina Nareva e alla giapponese Itochu Corporation. La costruzione dovrebbe partire entro la fine dell’anno, a condizione che il finanziamento necessario venga completato entro il quarto trimestre, mentre l’entrata a regime è prevista per la metà del 2030.

Il sito sorgerà accanto alla discarica di Mediouna – nella periferia di Casablanca – epicentro di un’annosa criticità ambientale legata allo smaltimento dei rifiuti della città. Per anni, infatti, l’area ha prodotto cattivi odori e fenomeni di inquinamento che hanno interessato anche i terreni agricoli circostanti, mentre la decomposizione ha contribuito al rilascio di metano e altri gas serra. Il nuovo impianto nasce quindi con una doppia funzione: ridurre la quantità di scarti destinata alla discarica e recuperare parte del loro contenuto energetico. Una volta completato, dovrebbe trattare circa 1,5 milioni di tonnellate di rifiuti all’anno, diventando, di fatto, il secondo impianto di termovalorizzazione di questo tipo presente in Africa.

Trattamento, solare e biogas: il mix energetico per la rete nazionale

Il progetto previsto combina diverse fonti per alimentare la produzione elettrica, mettendo insieme il trattamento della spazzatura, il recupero del biogas prodotto dalla discarica e una componente fotovoltaica. Secondo Kanadevia Inova, la struttura dovrebbe generare circa 126 megawatt di elettricità di base, affiancati da un impianto solare da 50 megawatt e da un sistema capace di recuperare 4 megawatt dal biogas della discarica. Nel complesso, la produzione potrebbe raggiungere circa un terawattora all’anno, una quantità sufficiente – secondo le stime – a fornire elettricità a quasi un milione di persone.

L’elettricità prodotta sarà destinata alla rete nazionale grazie a un accordo di acquisto di energia sottoscritto con l’utility statale ONEE; un ulteriore intesa è prevista con la SRM Casablanca-Settat. L’impianto sarà invece costruito dalla società marocchina Somagec e il cantiere dovrebbe richiedere circa tre anni e mezzo, anche se il trattamento dei rifiuti e la produzione elettrica potrebbero iniziare tra sei e dieci mesi prima del completamento complessivo della struttura.

La sfida del metano e delle discariche

Il punto centrale dell’operazione riguarda però il modo in cui Casablanca intende affrontare uno dei problemi più persistenti legati allo smaltimento dei rifiuti. Nella discarica di Mediouna la materia organica continua a decomporsi producendo metano, un gas serra che rappresenta una delle principali conseguenze ambientali associate allo smaltimento tradizionale. Spostare una parte consistente dei rifiuti verso un impianto capace di recuperarne energia significa intervenire direttamente su questo flusso, affiancando alla gestione della discarica una modalità di trattamento che punta a valorizzare ciò che altrimenti verrebbe semplicemente accumulato.

Il consorzio sostiene che l’intero progetto potrebbe arrivare a ridurre le emissioni di gas serra di una quantità equivalente a circa il 20% delle emissioni annuali della Svizzera. La stima viene tradotta dall’amministratore delegato di Kanadevia Inova, Bruno-Frédéric Baudouin, nell’immagine di circa 300.000 automobili rimosse dalle strade. La trasformazione della gestione dei rifiuti sarà inoltre accompagnata da un aumento del recupero: il progetto punta infatti a raggiungere un tasso di valorizzazione vicino all’80%, riducendo la dipendenza dalle discariche. È questo uno degli aspetti che rende l’iniziativa più ampia della semplice costruzione di un nuovo impianto energetico, perché il progetto interviene contemporaneamente sul destino degli scarti, sulla gestione del sito di Mediouna e sulla produzione di elettricità.

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Il tema delle emissioni e la sfida della gestione

La termovalorizzazione porta con sé anche un dibattito che Casablanca non potrà ignorare facilmente: ambientalisti, scienziati e gruppi locali contrari a questo tipo di impianti sostengono infatti che l’incenerimento possa ostacolare le strategie di riciclo e comportare emissioni di particolato e gas serra. Il tema riguarda quindi l’equilibrio tra recupero energetico e prevenzione dei rifiuti, soprattutto in un progetto che punta a trattare volumi estremamente elevati. Ad ogni modo, per il Marocco l’impianto rappresenta anche un’infrastruttura con cui affrontare una domanda energetica destinata a crescere: secondo le stime citate da Kanadevia Inova, il fabbisogno di elettricità del Paese potrebbe aumentare di circa il 3% all’anno fino al 2030.

La struttura di Casablanca proverà a rispondere a una parte di questa domanda utilizzando contemporaneamente scarti, biogas e fotovoltaico, mentre la concessione avrà una durata di oltre 33 anni e garantirà al progetto il diritto esclusivo di trattare i rifiuti urbani della città. L’operazione dovrebbe inoltre generare circa 140 posti di lavoro qualificati permanenti, mentre durante la costruzione sono previsti circa 1.240 lavoratori, a cui si aggiungeranno altri 300 posti legati alle infrastrutture collegate. Il vero banco di prova arriverà però con l’esercizio dell’impianto: sarà il funzionamento effettivo a stabilire se questa grande infrastruttura riuscirà a tenere insieme riduzione della pressione sulle discariche, recupero energetico e contenimento dell’impatto ambientale. Casablanca sta intanto scegliendo una strada precisa: trasformare un problema urbano, quello della mole incessante di rifiuti, in una componente della propria infrastruttura energetica.

Fonti:

Reuters, Morocco to build $1.5 billion waste-to-energy plant in Casablanca, 2026. Disponibile su: https://www.reuters.com/business/energy/morocco-build-15-billion-waste-to-energy-plant-casablanca-2026-08-04/

Morocco World News, Morocco Advances $1.5 Billion Casablanca Waste-to-Energy Project, 2026. Disponibile su: https://www.moroccoworldnews.com/2026/08/333399/morocco-advances-1-5-billion-casablanca-waste-to-energy-project/

Hespress, Casablanca to build $1.5 billion waste-to-energy plant by 2030, 2026. Disponibile su: https://en.hespress.com/143235-casablanca-to-build-1-5-billion-waste-to-energy-plant-by-2030.html

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