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Elio materia prima strategica: gli Usa blindano le forniture e l’Europa rischia di restare a corto

Claudia Maria Iannello — Sat, 31 Oct 2026 01:16:02 +0000

Le tensioni sulle forniture internazionali hanno spinto gli Stati Uniti a riconoscere ufficialmente il valore strategico dell’elio: il Dipartimento dell’Energia ha inserito il gas nell’elenco delle materie prime critiche, in ragione del suo ruolo nella produzione di semiconduttori e nelle tecnologie energetiche avanzate. La designazione consentirà di rendere disponibili ulteriori finanziamenti federali per i produttori e sottoporrà la risorsa a una maggiore attenzione da parte del governo. La decisione arriva mentre la guerra in Medio Oriente compromette le esportazioni del Qatar e le restrizioni commerciali di Russia e Cina rendono più complesso l’accesso al mercato. Per l’Europa, che dipende dalle forniture estere, il problema è assicurarsi volumi sufficienti per le proprie industrie.

I finanziamenti federali

La decisione statunitense riconosce il peso di un gas spesso associato a impieghi di uso comune, ma indispensabile per numerosi processi industriali: l’elio viene infatti utilizzato nella produzione di semiconduttori, negli impianti per la fabbricazione di componenti elettronici e in diverse tecnologie energetiche. Trova impiego anche nelle apparecchiature per la risonanza magnetica e in altri sistemi che richiedono temperature estremamente basse. Secondo il Dipartimento dell’Energia, la classificazione come materiale critico risponde al rischio di interruzioni della catena di approvvigionamento e alla necessità di garantire l’accesso a risorse essenziali per le tecnologie strategiche.

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Il provvedimento apre la strada a maggiori finanziamenti federali e rafforza il controllo pubblico su una filiera fortemente esposta alle tensioni internazionali. Il segretario all’Energia Chris Wright ha inoltre collegato la scelta all’obiettivo dell’amministrazione Trump di ridurre la dipendenza da fornitori esteri, rafforzare la produzione nazionale e sostenere l’occupazione industriale. Gli Stati Uniti sono già il principale produttore mondiale di elio, ma la disponibilità interna non li sottrae ai rischi di un mercato globale sotto pressione; la classificazione punta quindi a consolidare una filiera considerata essenziale per la manifattura e per la sicurezza economica del Paese.

Qatar in crisi, Russia chiusa

L’elio viene estratto soprattutto come sottoprodotto della lavorazione del gas naturale. La produzione è concentrata in pochi Paesi: oltre agli Stati Uniti, tra i principali fornitori figurano Qatar e Russia, e proprio questa ristretta concentrazione rende il mercato particolarmente vulnerabile quando un grande produttore riduce le esportazioni o le rotte commerciali diventano impraticabili.

La guerra in Medio Oriente ha colpito direttamente le forniture qatariote: la chiusura dello stretto di Hormuz e gli attacchi contro infrastrutture energetiche del Qatar hanno compromesso le esportazioni, riducendo la disponibilità di elio sui mercati internazionali. Le conseguenze si propagano ben oltre il settore del gas: le industrie che utilizzano l’elio nei processi produttivi rischiano di incontrare maggiori difficoltà nel reperirlo, con possibili ripercussioni sulla continuità delle attività.

Alla pressione sul Qatar si aggiunge la scelta della Russia che ad aprile ha introdotto restrizioni temporanee alle esportazioni per proteggere il mercato interno. La combinazione di interruzioni logistiche e limiti commerciali restringe le alternative per gli acquirenti, soprattutto nei Paesi che non dispongono di una produzione nazionale sufficiente.

Ma la vulnerabilità deriva anche dalle caratteristiche del gas: l’elio è una risorsa non rinnovabile e, una volta disperso nell’atmosfera, è difficile recuperarlo economicamente nelle concentrazioni necessarie. Per questo la disponibilità dipende in larga misura dall’estrazione, dalla capacità di trattamento e dalle infrastrutture che permettono di trasportarlo e conservarlo.

Europa, l’elio russo attraverso la Cina

Per l’Europa, la contrazione delle forniture si somma alla dipendenza da produttori esterni. L’Unione europea ha vietato nel 2024 le importazioni dirette di elio russo, ma una parte delle forniture avrebbe continuato a raggiungere i mercati europei attraverso la Cina, secondo quanto riportato dal Financial Times; Pechino, pur non essendo uno dei maggiori produttori mondiali, ha quindi svolto un importante ruolo di snodo per il transito dell’elio russo verso l’Europa. A luglio, la Cina ha però introdotto un divieto temporaneo di esportazione del gas, restringendo ulteriormente i canali attraverso cui il materiale poteva raggiungere gli utilizzatori europei. Il risultato è una filiera con meno opzioni proprio mentre la crisi in Medio Oriente compromette le forniture dal Qatar.

Le ripercussioni potenziali riguardano soprattutto i comparti che non possono sostituire facilmente l’elio con altri materiali. Nella produzione dei semiconduttori, il gas è impiegato per il raffreddamento e per controllare le condizioni di processo; nella diagnostica medica è essenziale per il funzionamento di molti sistemi di risonanza magnetica. Eventuali carenze possono quindi mettere sotto pressione sia l’industria elettronica che alcuni servizi sanitari.

La designazione americana mostra chiaramente quanto l’accesso alle materie prime sia diventato parte delle politiche industriali e di sicurezza economica. Washington punta a rafforzare la propria capacità produttiva e a ridurre l’esposizione alle interruzioni estere; per l’Europa, invece, la crisi mette in evidenza la necessità di diversificare le fonti, verificare la solidità delle rotte commerciali e assicurarsi forniture sufficienti per i settori che dipendono da questo gas. In un mercato concentrato in pochi Paesi, la disponibilità di elio non è più soltanto una questione di approvvigionamento industriale: è anche un problema di continuità produttiva.

Fonti:

Euronews, US designates helium as critical material as Europe faces supply squeeze, 2026. Disponibile su: https://www.euronews.com/2026/10/23/us-designates-helium-as-critical-material-as-europe-faces-supply-squeeze

CBS News, U.S. designates helium a critical material following 60 Minutes report, 2026. Disponibile su: https://www.cbsnews.com/news/helium-critical-material-energy-department-supply-chain/

Financial Times, Chinese helium ban threatens supplies to Europe, 2026. Disponibile su: https://www.ft.com/content/892872ad-fb56-4774-abae-4d2880922635?syn-25a6b1a6=1

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Gas, Eni accelera su Cronos: Cipro guarda al mercato europeo attraverso l’Egitto

Claudia Maria Iannello — Thu, 29 Oct 2026 14:21:11 +0000

Cipro si avvicina alla prima valorizzazione commerciale delle proprie risorse di gas naturale con l’avvio della fase esecutiva di Cronos, il giacimento situato nel Blocco 6 della Zona economica esclusiva dell’isola. Il 26 ottobre, a Nicosia, Eni ha formalizzato l’assegnazione dei principali contratti per la costruzione delle infrastrutture e le attività di perforazione, per un valore complessivo stimato tra 1,3 e 1,8 miliardi di dollari. Alla cerimonia hanno partecipato il presidente della Repubblica Nikos Christodoulides, il ministro dell’Energia Michael Damianos e Guido Brusco, responsabile delle attività operative di Eni nel settore delle risorse naturali.

La firma segue la decisione finale di investimento approvata il 28 luglio e mette in moto le attività necessarie per rispettare l’obiettivo di avviare la produzione nel primo semestre del 2028. Le risorse del giacimento sono stimate in oltre 3.000 miliardi di piedi cubi di gas inizialmente in posto – equivalenti a circa 85 miliardi di metri cubi – mentre la produzione dovrebbe raggiungere a regime 500 milioni di piedi cubi standard al giorno, pari a circa 14,2 milioni di metri cubi. Per Cipro, che finora non ha sviluppato commercialmente un proprio giacimento di idrocarburi, si tratta del passaggio dalle scoperte alla costruzione di una vera e propria filiera produttiva.

Eni, presente sull’isola dal 2013, opera il Blocco 6 con una quota del 50% in partnership con TotalEnergies. Lo sviluppo di Cronos è quindi il primo progetto di produzione di idrocarburi del Paese e un banco di prova per la capacità di trasfor mare le risorse individuate nel Mediterraneo orientale in forniture commercializzabili.

La scelta dell’Egitto per portare il gas sui mercati

Il progetto non prevede la costruzione a Cipro di un’intera catena per il trattamento e la liquefazione del gas. Eni e TotalEnergies utilizzeranno invece gli impianti già operativi in Egitto, dove la produzione di Cronos sarà trasportata per essere trattata, anche attraverso infrastrutture collegate al giacimento di Zohr, e successivamente liquefatta nel terminale di Damietta. Da qui il gas potrà essere caricato su navi e raggiungere i mercati internazionali, soprattutto quelli europei.

La scelta consente di valorizzare strutture esistenti senza dover realizzare sull’isola un terminale dedicato, con possibili vantaggi sui tempi e sui costi dello sviluppo. Per collegare gli impianti è prevista anche una nuova condotta terrestre tra l’area di Zohr e Damietta, affidata alla società egiziana Petrojet. Il collegamento dovrà inserirsi in una filiera che comprende le strutture offshore del giacimento, i gasdotti di trasporto e gli impianti destinati alla liquefazione.

La disponibilità delle infrastrutture egiziane costituisce dunque uno degli elementi centrali del progetto, ma rende altrettanto importante il coordinamento tra le attività nei due Paesi. Il calendario di produzione fissato per il 2028 richiede che installazioni e collegamenti siano completati nei tempi previsti; inoltre, l’avvio dell’estrazione non equivale automaticamente all’arrivo di nuovi volumi in Europa, perché saranno determinanti anche la capacità effettiva di esportazione e gli accordi commerciali.

Le infrastrutture e le società coinvolte nello sviluppo

La fase esecutiva coinvolge imprese specializzate in diverse componenti del progetto, dai sistemi di produzione sottomarini alle condotte e alla perforazione. Baker Hughes fornirà le apparecchiature per la produzione e il controllo sul fondale, mentre TechnipFMC realizzerà le linee flessibili e Dalmine fornirà tubazioni rigide per le condotte, comprese quelle destinate al trasporto del gas e del monoetilenglicole (MEG), utilizzato nelle operazioni di produzione. McDermott seguirà il trasporto e l’installazione offshore delle attrezzature, i collegamenti e la preparazione all’esercizio; Oceaneering fornirà gli ombelicali di controllo e la cinese CMHI costruirà un’unità di controllo galleggiante.

Alle attività di perforazione e completamento dei pozzi contribuirà Saipem con la nave Saipem 10000, mentre la già citata Petrojet si occuperà della condotta terrestre in Egitto. Questa distribuzione degli incarichi riflette la complessità di un’opera che deve raccordare strutture sottomarine, collegamenti offshore e impianti sulla terraferma.

Il contributo alla diversificazione energetica europea

Per Cipro, Cronos può aprire una nuova fase dell’industria energetica nazionale, ma la portata del progetto va oltre i confini dell’isola. Il Mediterraneo orientale dispone di risorse di gas e di infrastrutture di trattamento ed esportazione che, se integrate, possono ampliare le opzioni di approvvigionamento dell’Europa. In questo schema, Cipro contribuirebbe con nuova produzione, mentre l’Egitto fornirebbe gli impianti necessari per trasformarla in GNL e distribuirla via mare.

Le tensioni in Medio Oriente e i rischi per i flussi che attraversano lo Stretto di Hormuz hanno riportato l’attenzione sulla necessità di diversificare fornitori e rotte. Il gas cipriota potrebbe aggiungere una fonte al portafoglio europeo, ma non sostituire automaticamente le forniture degli altri grandi esportatori: il suo peso dipenderà dai volumi effettivamente prodotti, dalla capacità di esportazione e dalle condizioni di mercato. Il primo banco di prova sarà quindi il rispetto della scadenza del 2028; solo con l’avvio della produzione e il funzionamento dei collegamenti con l’Egitto, Cronos potrà effettivamente tradurre le risorse individuate in nuove forniture per i compratori internazionali.

Fonti:

Eni, Eni avvia la fase esecutiva del progetto Cronos, 2026. Disponibile su: https://www.eni.com/it-IT/media/comunicati-stampa/2026/10/cs-eni-avvia-fase-esecutiva-progetto-cronos.html

Euronews, Cyprus signs $1.8bn deal to develop first gas field, with exports to Europe via Egypt, 2026. Disponibile su: https://www.euronews.com/2026/10/26/cyprus-signs-18bn-deal-to-develop-first-gas-field-with-exports-to-europe-via-egypt

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Italia: Rheinmetall e Argotec lanciano il primo satellite per la sorveglianza dello spazio

Claudia Maria Iannello — Fri, 23 Oct 2026 05:07:03 +0000

Rheinmetall Italia e Argotec portano in orbita la sorveglianza dello spazio aereo con il lancio del loro primo satellite, partito dalla base di Vandenberg, in California, a bordo di un Falcon 9 di SpaceX. Il progetto apre una nuova fase nella collaborazione tra la società italiana del gruppo tedesco e l’azienda spaziale torinese, impegnate nello sviluppo di una rete satellitare progettata per individuare possibili minacce aeree e a fornire informazioni utili all’allerta precoce. I dati raccolti in orbita confluiranno nei sistemi terrestri di sorveglianza e comando e controllo, dove potranno essere analizzati e integrati con quelli provenienti dalle infrastrutture già operative.

Il satellite rappresenta il primo banco di prova in orbita delle tecnologie sviluppate dai due partner e l’avvio di un programma basato su un’architettura modulare. I risultati ottenuti serviranno infatti a verificare il funzionamento dei sistemi e a definire le successive fasi tecniche e finanziarie, in vista dell’ampliamento della costellazione.

Dallo spazio ai sistemi di difesa

Il punto centrale del progetto non è soltanto la raccolta delle informazioni in orbita, ma il modo in cui quei dati verranno trasferiti e utilizzati una volta a terra. Le immagini e gli altri dati acquisiti dal satellite saranno elaborati anche con il supporto dell’intelligenza artificiale e incorporati nelle architetture nazionali di difesa e sicurezza aerea, così da poter essere messi a disposizione degli operatori insieme alle informazioni provenienti dalle reti di sorveglianza già presenti sul territorio.

La struttura operativa comprende il segmento spaziale, i nodi terrestri e le reti tattiche, collegati attraverso un sistema avanzato di comando e controllo che dovrà gestire le diverse fonti informative. In questo modo il satellite entra in una rete integrata nella quale l’osservazione dallo spazio viene affiancata alle capacità di raccolta e analisi già disponibili a terra, con i dati destinati a confluire direttamente nei sistemi utilizzati per la sicurezza e la difesa. Armin Papperger – amministratore delegato di Rheinmetall – ha collegato il lancio alla costruzione di capacità spaziali nazionali e all’integrazione dei dati satellitari nelle infrastrutture esistenti, sottolineando il ruolo della collaborazione con Argotec nello sviluppo di sistemi interconnessi e dotati di maggiore autonomia

La tecnologia di Argotec

La parte industriale della missione poggia sull’esperienza maturata da Argotec nella progettazione, produzione e gestione di sistemi satellitari, un’attività sviluppata attraverso collaborazioni con la NASA e con diversi programmi spaziali internazionali. Nel 2022 l’azienda torinese è stata l’unica società al mondo a operare contemporaneamente due microsatelliti nello spazio profondo nell’ambito delle missioni DART e Artemis I, mentre oggi lavora alla costellazione HEO per l’osservazione della Terra all’interno del programma italiano IRIDE e alla missione HENON, dedicata allo studio delle tempeste solari e della meteorologia spaziale.

A queste attività si aggiungono lo sviluppo di tecnologie per l’edge computing e la gestione dei dati, con applicazioni che comprendono sicurezza, monitoraggio e sistemi mission-critical civili e militari. La capacità produttiva è stata ulteriormente rafforzata nel 2024 con l’apertura di SpacePark a Torino, uno stabilimento altamente automatizzato per la produzione satellitare, mentre nel 2026 Argotec ha aperto una struttura a Melbourne, in Florida, e un hub tecnologico specializzato nelle telecomunicazioni in California. Competenze e infrastrutture che, nel progetto con Rheinmetall, trovano applicazione nello sviluppo di un sistema capace di integrare i dati raccolti in orbita nei processi terrestri di sorveglianza e gestione delle informazioni.

Il secondo satellite arriverà nel 2028

La missione appena avviata costituisce il primo elemento di un programma elaborato per espandere progressivamente la componente spaziale. La struttura modulare consentirà di sviluppare nuove piattaforme sulla base dei risultati ottenuti con il primo satellite; la roadmap prevede già un secondo lancio nel 2028, mentre le successive fasi dovrebbero portare alla costruzione di una costellazione più ampia.

La prima missione avrà quindi anche il compito di fornire i dati necessari per la validazione in orbita delle tecnologie e per le decisioni relative alle fasi successive del programma. David Avino – fondatore e amministratore delegato di Argotec – ha descritto il progetto come lo sviluppo di un’infrastruttura spaziale pensata fin dall’origine per esigenze operative e di difesa, con sistemi collegati e scalabili e con la possibilità di rendere disponibili informazioni in tempi rapidi a chi deve utilizzarle. Dopo il lancio dalla California, il programma entra ora nella fase di verifica in orbita, durante la quale saranno raccolti i dati necessari a valutare le prestazioni del satellite e a orientare lo sviluppo delle successive piattaforme.

Fonti:

Rheinmetall, Rheinmetall and Argotec launch their first satellite into space with SpaceX, 2026. Disponibile su: https://www.rheinmetall.com/en/media/news-watch/news/2026/10/2026-10-02-rheinmetall-and-argotec-launch-their-first-satellite-into-space-with-spacex

SpaceNews, Rheinmetall, Argotec launch first satellite for military air defense network, 2026. Disponibile su: https://spacenews.com/rheinmetall-argotec-launch-first-satellite-for-military-air-defense-network/

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Eni installa Douglas CCS: i vecchi giacimenti del Regno Unito diventano depositi di CO₂

Claudia Maria Iannello — Sun, 18 Oct 2026 04:00:00 +0000

Al largo della baia di Liverpool, le infrastrutture dell’industria del gas si preparano a una nuova funzione: accogliere e trasferire l’anidride carbonica prodotta dagli impianti industriali. Per rendere possibile questo processo, Eni ha installato la piattaforma Douglas CCS, che fungerà da punto di collegamento offshore del progetto Liverpool Bay, attraverso cui la CO₂ catturata nel Nord-Ovest dell’Inghilterra e nel Nord del Galles sarà convogliata verso giacimenti di gas esauriti sotto il fondale. L’iniziativa rientra nel cluster industriale HyNet e punta a creare una rete condivisa per il trasporto e lo stoccaggio del carbonio, recuperando parte delle infrastrutture offshore esistenti. Nella prima fase, il sistema avrà una capacità prevista di 4,5 milioni di tonnellate all’anno, destinata potenzialmente a salire a 10 milioni dopo il 2030.

Douglas CCS, una piattaforma progettata per la CO₂

Eni CCUS Holding – società partecipata da Eni e Global Infrastructure Partners, parte di BlackRock – presenta Douglas CCS come la prima piattaforma offshore al mondo progettata appositamente per il trasporto e lo stoccaggio del carbonio a supporto della decarbonizzazione industriale. La struttura avrà il compito di ricevere la CO₂ e indirizzarla verso la rete sottomarina collegata ai siti di deposito. Non catturerà quindi direttamente le emissioni degli stabilimenti, ma farà da raccordo fra gli impianti a terra e i serbatoi geologici individuati al largo.

Le dimensioni dell’opera restituiscono la complessità dell’intervento. La sezione superiore – chiamata topside – pesa 1.885 tonnellate; la struttura di supporto – o jacket – ne pesa 1.755, mentre gli otto pali di fondazione raggiungono complessivamente le 730 tonnellate. L’installazione è stata realizzata in meno di 18 mesi dall’assegnazione del contratto, attraverso un programma accelerato che ha integrato progettazione, approvvigionamento e costruzione. La piattaforma si configura, dunque, come parte integrante di Liverpool Bay CCS, progetto che, secondo i dati comunicati dalla società, ha raggiunto circa il 50% di avanzamento.

Vecchie condotte e giacimenti esauriti al servizio dell’industria

Il programma si fonda sul recupero di una parte consistente delle infrastrutture realizzate per l’estrazione e la movimentazione degli idrocarburi: il piano prevede infatti di riutilizzare oltre 75 miglia di condotte offshore, tre strutture marine e un impianto di trattamento sulla terraferma. A questa dotazione si aggiungeranno circa 21 miglia di nuovi collegamenti industriali, necessari a convogliare le emissioni dagli stabilimenti alla rete principale.

Dopo la cattura negli impianti produttivi, la CO₂ sarà trasportata attraverso il sistema fino ai giacimenti di gas naturale esauriti nel sottosuolo marino, che la tratterranno in modo permanente. Questa riconversione permette di valorizzare infrastrutture e competenze maturate nell’industria offshore, ma richiede verifiche e adeguamenti: una condotta utilizzata in passato per il gas non può essere destinata automaticamente al trasporto di anidride carbonica, così come i siti geologici devono essere valutati per la loro capacità di contenerla.

Il ricorso a una rete comune determina una ricaduta diretta anche sull’organizzazione delle attività industriali, poiché le aziende potranno collegarsi a un sistema condiviso, senza dover predisporre autonomamente ogni passaggio della catena, dal trasferimento delle emissioni fino al deposito. Liverpool Bay CCS è concepito proprio per concentrare in un’unica infrastruttura una funzione che altrimenti richiederebbe soluzioni distinte per ciascun impianto.

HyNet e la decarbonizzazione dei distretti industriali

Il sistema è rivolto in particolare ai comparti nei quali una parte delle emissioni risulta difficile da eliminare attraverso il solo miglioramento dell’efficienza energetica o la sostituzione dei combustibili; proprio per queste attività, il trasporto e lo stoccaggio della CO₂ possono rappresentare una soluzione complementare agli interventi sui processi produttivi.

Il progetto avrà ricadute anche sulla filiera britannica: circa il 60% del valore dell’investimento dovrebbe andare a fornitori del Regno Unito. Durante la costruzione sono previsti oltre 2.000 posti di lavoro, mentre l’attività a regime dovrebbe sostenerne tra 200 e 300 in modo stabile per più di 25 anni: si tratta di stime legate allo sviluppo dell’infrastruttura e alla sua futura operatività.

Ma la posta in gioco riguarda soprattutto la possibilità di offrire alle imprese del territorio un accesso condiviso allo stoccaggio geologico, sfruttando la vicinanza tra distretti produttivi, rete offshore e giacimenti esauriti. In questo modello, le infrastrutture nate per sostenere l’industria degli idrocarburi diventano parte della catena necessaria a gestire le emissioni di altri settori produttivi. Con Liverpool Bay CCS, Eni consolida la propria presenza nel mercato britannico della cattura e dello stoccaggio della CO₂, in una fase in cui il Regno Unito punta a dotarsi delle capacità necessarie per ridurre le emissioni dei comparti industriali più difficili da decarbonizzare. Il completamento della rete e il raggiungimento della capacità prevista saranno i prossimi passaggi decisivi per misurare la portata del progetto.

Fonti:

Ocean News & Technology, Liverpool Bay CCS installs world’s first offshore platform built for CO2 storage, 2026. Disponibile su: https://oceannews.com/news/energy/liverpool-bay-ccs-installs-worlds-first-offshore-platform-built-for-co2-storage/

Eni, Eni CCUS Holding: Liverpool Bay CCS completa l’installazione della prima piattaforma offshore al mondo dedicata al trasporto e stoccaggio della CO₂ per la decarbonizzazione del settore industriale, 2026. Disponibile su: https://www.eni.com/it-IT/media/comunicati-stampa/2026/10/eni-ccus-holding-liverpool-bay-ccs.html

Offshore Energy, ‘World-first’ CCS platform for industrial decarbonization stands tall offshore UK, 2026. Disponibile su: https://www.offshore-energy.biz/2026/10/08/world-first-ccs-platform-for-industrial-decarbonization-stands-tall-offshore-uk

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Germania: una turbina eolica alta 365 metri per raddoppiare la produzione elettrica

Claudia Maria Iannello — Sat, 17 Oct 2026 14:08:03 +0000

A Schipkau, nel Brandeburgo, è stata installata una turbina eolica che raggiunge i 365 metri di altezza, pale comprese: una quota superiore ai 330 metri della Torre Eiffel, che la rende la più alta al mondo nel suo genere. Il prototipo è stato costruito da GICON, società di ingegneria con sede a Dresda, per conto di SPRIND, l’agenzia federale tedesca per le innovazioni di frontiera, con un obiettivo preciso: capire se portare il rotore a quote molto superiori rispetto a quelle delle turbine convenzionali possa aumentare sensibilmente l’elettricità prodotta.

Il mozzo si trova a 300 metri dal terreno, mentre le pale portano l’altezza massima a 365 metri; una turbina onshore tradizionale ha invece generalmente il mozzo ben al di sotto dei 200 metri. A quella quota – secondo le misurazioni effettuate da GICON nella vicina Klettwitz – il vento risulta più forte e soprattutto più costante, condizioni che potrebbero permettere di utilizzare più ore durante l’anno per la produzione elettrica. Il prototipo ha una potenza nominale di 3,8 MW, mentre le versioni che GICON immagina per un futuro impiego commerciale dovrebbero superare i 7 MW.

Una torre costruita e sollevata in quota

Arrivare a quelle dimensioni ha richiesto una soluzione diversa dai sistemi utilizzati normalmente per l’installazione delle turbine. La struttura è stata inizialmente portata a circa 150 metri e successivamente sollevata fino a 300 metri attraverso un dispositivo telescopico brevettato, utilizzato al posto delle grandi gru necessarie per intervenire a quote di questo tipo.

La costruzione, durata circa due anni, ha subito anche un’interruzione alla fine del 2025, quando furono individuati problemi in alcuni componenti in acciaio. I lavori sono poi ripresi e la turbina ha raggiunto la sua altezza definitiva all’inizio di ottobre, anche se l’impianto non è ancora completamente operativo: restano da completare alcuni interventi, tra cui il cablaggio interno, prima dell’inaugurazione prevista per il 19 novembre.

Il passaggio successivo sarà quello più importante per il progetto, perché la struttura dovrà produrre dati sufficienti a confrontare il rendimento dell’impianto ad alta quota con quello delle turbine convenzionali. GICON stima per il prototipo una produzione annuale compresa tra 30 e 33 GWh e un costo dell’elettricità inferiore a 5 centesimi per kWh, valori che dovranno comunque essere verificati durante il funzionamento.

Il test per raddoppiare l’elettricità prodotta

L’ipotesi alla base del progetto parte da una caratteristica nota della circolazione atmosferica: salendo di quota, la velocità del vento tende ad aumentare e le correnti diventano meno influenzate dalla superficie terrestre. A 300 metri, secondo GICON, le condizioni rilevate nella zona di Schipkau consentono di avere venti sufficientemente forti e regolari da poter generare più del doppio dell’energia ottenibile con lo stesso impianto collocato alle altezze attuali.

Il confronto riguarda quindi l’energia effettivamente prodotta nel corso del tempo e non la potenza nominale della turbina, che rimane fissata a 3,8 MW nel prototipo. GICON indica per la struttura una resa superiore del 220% rispetto alle turbine convenzionali presenti nelle vicinanze e una produzione sufficiente a coprire il consumo annuo di circa 7.500 famiglie composte da quattro persone.

La sperimentazione serve anche a capire se l’altezza possa ampliare la disponibilità di aree adatte all’eolico. Secondo Jochen Großmann – amministratore delegato e fondatore di GICON – turbine di questo tipo potrebbero essere installate sopra parchi già esistenti, creando impianti “a due piani” con macchine di altezza diversa, oppure permettere di sfruttare zone dove il vento vicino al terreno è troppo debole per rendere conveniente una turbina tradizionale.

Dalle ex miniere di carbone a un parco ibrido

Schipkau si trova in Lusazia, una regione della Germania orientale legata per anni all’estrazione della lignite e oggi interessata dalla riconversione verso le fonti rinnovabili. Il sito scelto per il prototipo ospita già un parco eolico e, nelle intenzioni di GICON, potrebbe diventare il primo passo verso un impianto composto da tre a cinque turbine ad alta quota.

Il progetto guarda anche alla combinazione tra tecnologie diverse: l’ipotesi di lungo periodo prevede infatti un impianto ibrido con due livelli di turbine eoliche e un parco solare a terra, così da utilizzare lo stesso spazio per più fonti di generazione e distribuire la produzione durante l’anno.

La sperimentazione arriva mentre la Germania continua ad aumentare il peso delle rinnovabili nel proprio sistema elettrico. Nella prima metà del 2026 – secondo l’Ufficio federale di statistica – le fonti rinnovabili hanno rappresentato il 59,1% dell’elettricità prodotta nel Paese, con l’eolico al 29,4%, la quota maggiore tra le singole fonti. Il prototipo di Schipkau dovrà ora verificare se spostare le turbine molto più in alto possa effettivamente aggiungere nuova capacità produttiva senza limitarsi ad aumentare le dimensioni degli impianti convenzionali.

Fonti:

Euronews, World’s tallest wind turbine being built in Germany’s former coal-mining region, 2026. Disponibile su: https://www.euronews.com/2026/09/30/worlds-tallest-wind-turbine-being-built-in-germanys-former-coal-mining-region

Associated Press, Germany constructs world’s tallest wind turbine in former coal region, 2026. Disponibile su: https://apnews.com/article/germany-wind-turbine-tallest-gircon-40ef52be4578df6dfd0e3e9181730f80

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L’ESA valuta un piano da 10 miliardi per portare astronauti nello spazio senza la NASA

Claudia Maria Iannello — Wed, 14 Oct 2026 07:04:35 +0000

Dieci miliardi di euro per sviluppare, nell’arco di dieci anni, un sistema europeo capace di portare astronauti nello spazio e riportarli sulla Terra senza dipendere dai veicoli statunitensi. È la stima avanzata da Josef Aschbacher, direttore generale dell’Agenzia spaziale europea (ESA), che vorrebbe trasformare l’autonomia nei voli con equipaggio in un obiettivo industriale per l’Europa. Il piano richiede ancora l’approvazione degli Stati membri, ma apre una discussione sull’impiego delle risorse destinate alle attività spaziali nei prossimi anni.

Durante il consiglio ministeriale del 2025, i Paesi membri hanno assunto impegni di bilancio per oltre 22 miliardi di euro, il 32% in più rispetto al 2022. L’ESA ha ricevuto anche un mandato per sviluppare tecnologie spaziali destinate a finalità di sicurezza e difesa non aggressive, comprese quelle per il monitoraggio delle frontiere esterne. Aschbacher vorrebbe sfruttare questo sostegno per affrontare una delle dipendenze più evidenti dell’Agenzia: l’assenza di un sistema autonomo per il trasporto umano nello spazio.

Fondata nel 1975, l’ESA ha mandato astronauti in orbita per la prima volta nel 1983, affidandosi da allora a partner internazionali. Oggi i voli con equipaggio dipendono in larga parte dagli Stati Uniti, mentre le tensioni politiche con Russia e Cina restringono le alternative. “Perché non lo facciamo noi stessi?”, è la domanda con cui Aschbacher ha rilanciato la necessità di sviluppare una capacità europea indipendente.

La dipendenza dai voli statunitensi e l’incognita Crew Dragon

Soltanto Stati Uniti, Cina e Russia dispongono di sistemi per portare astronauti nello spazio. Per gli europei, la collaborazione con la NASA ha consentito di partecipare alle missioni e condurre esperimenti in orbita senza finanziare autonomamente l’intera infrastruttura di lancio e rientro. Negli ultimi anni, il trasporto degli equipaggi verso la Stazione spaziale internazionale è stato affidato anche a SpaceX, che utilizza i razzi Falcon 9 e le capsule Crew Dragon.

Nell’intervista a The Big Question di Euronews Business, Aschbacher ha ricordato che SpaceX ha annunciato l’intenzione di dismettere questi veicoli, con un possibile orizzonte temporale intorno al 2029. Se il calendario fosse confermato e non emergessero alternative adeguate, l’Europa potrebbe ritrovarsi senza una soluzione consolidata per raggiungere la stazione orbitale. Il direttore generale dell’ESA ha riconosciuto che potrebbero arrivare altri sistemi, ma al momento non è possibile fare affidamento su sviluppi ancora incerti.

La questione investe anche la programmazione delle missioni scientifiche: acquistare posti sui veicoli di altri Paesi significa dipendere dalla loro disponibilità, dalle priorità dei partner e dalle condizioni degli accordi internazionali. Un sistema europeo consentirebbe invece di organizzare autonomamente una parte dei voli con equipaggio, senza escludere la collaborazione con le altre agenzie.

Il costo dell’autonomia e il futuro della ricerca in orbita

L’Europa dispone già di competenze industriali e tecnologiche consolidate e gestisce programmi come Copernicus, dedicato all’osservazione della Terra, e Galileo, il sistema europeo di navigazione satellitare. Non possiede però un veicolo spaziale con equipaggio né un sistema completo per riportare gli astronauti sulla Terra: colmare questa lacuna richiederebbe investimenti, test e certificazioni, oltre al coordinamento tra finanziamenti pubblici, industria e ricerca. A queste capacità si affianca lo sviluppo di Nyx, la capsula riutilizzabile sviluppata dalla società europea The Exploration Company per il trasporto di merci e carichi: un progetto che può contribuire a rafforzare le capacità industriali europee e a ridurre la dipendenza da tecnologie e servizi spaziali statunitensi.

Aschbacher stima in circa 10 miliardi di euro la spesa necessaria per sviluppare queste capacità nei prossimi dieci anni: il confronto riguarda risorse che l’Europa dovrebbe comunque destinare alle attività con equipaggio. La Stazione spaziale internazionale, dove gli astronauti europei conducono una parte importante delle attività scientifiche in orbita, è inoltre destinata alla dismissione nel 2032. La ricerca potrebbe quindi spostarsi verso stazioni commerciali, per le quali le agenzie dovrebbero acquistare servizi e spazi dedicati agli esperimenti.

Secondo il direttore, acquistare posti sui veicoli statunitensi e pagare l’utilizzo delle future strutture commerciali potrebbe costare circa 5 miliardi di euro nel prossimo decennio. Sviluppare un sistema autonomo comporterebbe spese e rischi tecnici propri, ma Aschbacher sostiene che una parte delle risorse destinate ai servizi esteri potrebbe essere investita nell’industria europea, sostenendo imprese, competenze e capacità produttive. Il ritorno dipenderebbe dalla possibilità di mantenere nel continente una quota consistente della progettazione, della costruzione e della gestione dei veicoli.

Un sistema europeo senza rinunciare ai partner internazionali

La proposta non equivale ancora a un programma approvato in quanto i 22 miliardi di euro impegnati riguardano il bilancio complessivo dell’ESA e non costituiscono un fondo già destinato ai voli con equipaggio. Il piano da 10 miliardi richiederebbe quindi una decisione specifica degli Stati membri sulle priorità e sulle modalità di finanziamento.

Aschbacher ha chiarito inoltre che una capacità autonoma non significherebbe isolare l’Europa; al contrario, potrebbe permettere all’ESA di collaborare su basi diverse con altre agenzie, offrendo eventualmente posti a bordo a partner come Giappone e Australia. L’obiettivo sarebbe rafforzare la posizione europea nella cooperazione internazionale, riducendo al tempo stesso la dipendenza dai sistemi sviluppati all’estero.

La decisione riguarda il ruolo che l’Europa intende assumere nella prossima fase della ricerca in orbita: senza un proprio sistema con equipaggio, continuerà a dipendere dai servizi disponibili presso altri Paesi e dalle infrastrutture commerciali che sostituiranno la Stazione spaziale internazionale. Con un investimento decennale potrebbe invece sviluppare una capacità oggi assente, a condizione che gli Stati membri ne sostengano i costi e che il programma rispetti gli obiettivi tecnici.

Fonti:

Euronews, ESA director general reveals €10bn plan to get to space without NASA, 2026. Disponibile su: https://www.euronews.com/2026/10/11/esa-director-general-reveals-10bn-plan-to-get-to-space-without-nasa

Euronews, ESA director general reveals €10bn plan to get to space without NASA, 2026. Disponibile su: https://www.youtube.com/watch?v=e3Ydj7bOHZc

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CO2, più quote gratuite all’industria europea: da Bruxelles 121 milioni di permessi fino al 2030

Claudia Maria Iannello — Mon, 12 Oct 2026 14:23:03 +0000

Bruxelles mette più quote gratuite di CO2 a disposizione dell’industria europea per alleggerire il peso del mercato del carbonio sui settori più esposti alla concorrenza internazionale. Il Consiglio dell’Unione europea ha fissato a 121 milioni i permessi aggiuntivi che potranno essere assegnati tra il 2026 e il 2030, intervenendo su uno dei punti più delicati dell’Emission Trading System: contenere i costi per le attività industriali senza indebolire la spinta verso la decarbonizzazione.

La dotazione comprende circa 88 milioni di quote già disponibili per l’assegnazione gratuita e altri 33 milioni rimasti inutilizzati. Secondo una stima riportata da Reuters, il provvedimento potrebbe tradursi in un risparmio di circa 8,25 miliardi di euro per le imprese interessate, mentre la Commissione – considerando gli 88 milioni di quote aggiuntive – quantifica il beneficio in circa 6 miliardi.

Il sostegno riguarda soprattutto le industrie maggiormente esposte al carbon leakage, cioè al rischio che una parte della produzione venga spostata fuori dall’Unione per evitare costi ambientali più elevati. Tra i comparti coinvolti ci sono chimica, ceramica, vetro, carta e altre attività industriali ad alta intensità energetica, per le quali una maggiore disponibilità di quote gratuite significa dover acquistare meno permessi sul mercato e contenere una voce di costo sempre più rilevante.

La sfida tra ambiente e competitività

Il punto centrale della misura è il rapporto tra costo del carbonio e competitività industriale. Il sistema ETS attribuisce un prezzo alle emissioni e dovrebbe spingere le imprese a investire in tecnologie meno emissive, ma per alcuni comparti il percorso verso produzioni più pulite si confronta con concorrenti che operano in Paesi dove il prezzo della CO2 o gli obblighi ambientali possono essere differenti.

Da questa disparità deriva il rischio che alcune produzioni vengano trasferite fuori dall’Unione invece di essere progressivamente rese più efficienti. In questa prospettiva, le quote gratuite rappresentano una delle protezioni previste dall’Ue per limitare la delocalizzazione e mantenere la produzione all’interno del mercato europeo durante la transizione.

A questo strumento si è aggiunto il Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), attraverso il quale l’Unione applica un costo della CO2 a determinate importazioni provenienti da Paesi extra-Ue. Il meccanismo, però, non copre tutti i comparti esposti alla concorrenza internazionale, lasciando alle quote gratuite un ruolo ancora più determinante per le attività industriali considerate più vulnerabili.

Dove finiranno i 121 milioni di quote

L’aumento delle quote non consiste in un rimborso diretto dei costi energetici sostenuti dalle fabbriche, ma consente piuttosto di aumentare la quantità di permessi che determinate installazioni possono ricevere senza doverli acquistare sul mercato. La modifica riguarda in particolare i benchmark di calore e combustibili, parametri utilizzati dal sistema europeo per determinare il livello di assegnazione gratuita agli impianti sulla base di prestazioni di riferimento armonizzate nell’ETS.

Per le imprese interessate, il vantaggio sarà quindi una minore esposizione ai costi legati alle emissioni e alle oscillazioni del prezzo delle quote, anche se l’effetto economico varierà in base alla situazione dei singoli impianti e all’andamento del mercato. Il dato più immediato resta comunque la dimensione dell’intervento, che amplia in modo consistente la quantità di permessi disponibili nel periodo 2026-2030.

La decisione del Consiglio non chiude però la procedura: gli Stati membri hanno definito la propria posizione il 16 settembre, ma il provvedimento dovrà ora essere discusso con il Parlamento Europeo prima dell’approvazione definitiva, lasciando ancora da stabilire il testo finale e le modalità con cui la nuova dotazione verrà applicata.

Il futuro dell’industria europea passa dall’ETS

La questione s’intreccia inevitabilmente con una revisione più ampia del mercato europeo delle emissioni, sulla quale l’Unione sta lavorando con l’obiettivo – fissato nel calendario interistituzionale – di arrivare a un accordo nel primo trimestre del 2027. La misura approvata dal Consiglio rappresenta quindi un intervento immediato, mentre la riforma dell’ETS dovrà definire lo scenario nel quale l’industria europea affronterà i prossimi anni della transizione.

Resta aperto il confronto su come sostenere la base industriale senza rallentare il percorso di riduzione delle emissioni. È un tema spinoso che la riforma dell’Emission Trading System dovrà affrontare nei prossimi mesi; nel frattempo, le nuove assegnazioni garantiscono alle imprese un margine di respiro nel breve periodo. Per Bruxelles, dunque, la sfida sarà definire regole capaci di accompagnare la trasformazione dell’industria senza compromettere la sua capacità di competere sui mercati internazionali, anche oltre il 2030.

Fonti:

Euronext, EU countries back plan give industries more free CO2 permits, 2026. Disponibile su: https://live.euronext.com/en/financial-news/eu-countries-back-plan-give-industries-more-free-co2-permits

Reuters, EU countries back plan to give industries more free CO2 permits, 2026. Disponibile su: https://www.reuters.com/business/environment/eu-countries-back-plan-give-industries-more-free-co2-permits-2026-09-16/

Consilium, ETS: Council agrees targeted measure to protect energy-intensive sectors from carbon leakage, 2026. Disponibile su: https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2026/09/16/ets-council-agrees-targeted-measure-to-protect-energy-intensive-sectors-from-carbon-leakage

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Amazon scommette sul nucleare: 3 miliardi per la centrale del Maryland

Claudia Maria Iannello — Mon, 12 Oct 2026 06:59:39 +0000

Amazon ha firmato con Constellation Energy un accordo ventennale per assicurarsi 690 megawatt di elettricità dalla centrale nucleare di Calvert Cliffs, in Maryland, accompagnato da un programma di investimenti infrastrutturali che supera i 3 miliardi di dollari. Il piano comprende circa 190 MW di nuova capacità di generazione a zero emissioni, attesa tra il 2030 e il 2032, mentre i ricavi garantiti dal contratto dovrebbero sostenere il rinnovo della licenza dell’impianto per altri vent’anni. La fornitura riguarda una centrale già operativa, ma l’intesa va oltre la continuità della produzione esistente: collega una parte del fabbisogno elettrico di Amazon alla permanenza dell’impianto nel sistema energetico statunitense e lascia spazio a ulteriori progetti nel sito.

Calvert Cliffs si trova a Lusby, sulla sponda occidentale della baia di Chesapeake, ed è l’unica centrale nucleare del Maryland. I suoi due reattori hanno una potenza complessiva di 1.790 MW e producono – secondo i dati diffusi dalle società – circa l’80% dell’elettricità a basse emissioni dello Stato, con una generazione equivalente ai consumi di oltre 1,3 milioni di abitazioni. La fornitura ad Amazon si innesta dunque su un’infrastruttura esistente, evitando di legare l’intero accordo alla costruzione e all’avvio di un nuovo reattore, operazioni che richiedono tempi molto più lunghi. Accanto al contratto nucleare, le due aziende hanno inoltre previsto un accordo di fornitura elettrica per le attività di Amazon nel mercato di PJM Interconnection, che comprende 13 Stati e Washington, DC.

Data center e intelligenza artificiale spingono la domanda elettrica

La scelta di Amazon si colloca in una fase in cui le grandi aziende tecnologiche cercano contratti capaci di assicurare energia continuativa alle infrastrutture che sostengono cloud e intelligenza artificiale. I data center devono alimentare server e sistemi di raffreddamento giorno e notte, mentre l’addestramento e l’utilizzo dei modelli AI richiedono capacità di calcolo sempre più estese. Per gli operatori, assicurarsi elettricità non è quindi soltanto una questione di prezzo: la disponibilità di potenza può condizionare l’apertura di nuovi impianti e l’espansione di quelli esistenti.

Il nucleare offre una produzione programmabile, non legata alla disponibilità di sole o vento, e consente di stipulare accordi di lungo periodo con centrali già collegate alla rete. È questa una delle ragioni per cui i gruppi tecnologici stanno cercando di assicurarsi parte della generazione nucleare americana, attraverso contratti con gli impianti esistenti e sostegni a nuove iniziative.

Il vantaggio per i produttori è altrettanto concreto: un contratto pluriennale con un grande cliente rende più prevedibili i ricavi e può facilitare il finanziamento di interventi sugli impianti. Per Constellation, l’intesa offre una base economica per prolungare l’attività di Calvert Cliffs e sviluppare capacità aggiuntiva, mentre Amazon riduce l’incertezza su una parte dei propri approvvigionamenti elettrici.

Da Meta a Google, i contratti nucleari della Big Tech

Amazon non è l’unica azienda a cercare nell’atomo una risposta al fabbisogno delle infrastrutture digitali. Meta ha annunciato accordi con Vistra per acquistare e sostenere l’espansione della produzione di centrali nucleari in Ohio e Pennsylvania, oltre a intese con TerraPower e Oklo per lo sviluppo di nuovi reattori. Il programma presentato dalla società prevede di aggiungere fino a 6,6 gigawatt di capacità entro il 2035. La strategia comprende quindi sia l’utilizzo di impianti già esistenti, che il sostegno a tecnologie e progetti che devono ancora completare il percorso verso la produzione commerciale.

Anche Google ha stretto accordi di lungo periodo con Constellation per assicurarsi elettricità nucleare e sostenere interventi di potenziamento delle centrali. In Finlandia, inoltre, il gruppo di Mountain View ha siglato un’ulteriore intesa con Fortum per acquistare fino al 50% della capacità della centrale di Loviisa, nell’ambito di un piano che comprende 13 miliardi di euro per ampliare i data center nel Paese e la valutazione di nuovi reattori.

Queste iniziative mostrano chiaramente come i grandi operatori digitali stiano cercando di intervenire direttamente sulle condizioni di approvvigionamento, anziché affidarsi soltanto agli acquisti ordinari sul mercato elettrico. Le formule contrattuali cambiano da un caso all’altro, ma il problema industriale è comune: aggiungere capacità disponibile mentre la costruzione di nuovi impianti richiede autorizzazioni, capitali e tempi spesso incompatibili con una parte dei piani di espansione dei data center.

Il tema dei costi e dei tempi di realizzazione

L’interesse delle aziende tecnologiche per il nucleare riguarda anche la realizzazione di nuovi reattori ed è qui che emergono i maggiori ostacoli. Gli impianti richiedono investimenti elevati e possono accumulare notevoli ritardi durante la costruzione; di conseguenza, i progetti annunciati per rispondere alla domanda dei data center non possono essere considerati capacità disponibile finché non entrano effettivamente in servizio.

Negli Stati Uniti, alcuni governi statali stanno valutando nuovi programmi nucleari proprio per affrontare la crescita dei consumi elettrici, mentre il dibattito riguarda anche la distribuzione dei costi. Se gli investimenti necessari a servire i data center ricadessero sulle bollette elettriche, una parte della spesa potrebbe finire a carico di famiglie e imprese che non beneficiano direttamente dell’espansione digitale. L’acquisto di energia da centrali esistenti e i contratti diretti con i produttori possono contribuire a finanziare la generazione, ma non eliminano le questioni relative alle reti, alle nuove infrastrutture e ai tempi di realizzazione.

L’accordo tra Amazon e Constellation conferma quanto la disponibilità di elettricità stia entrando nelle strategie industriali dei grandi gruppi tecnologici. Con l’espansione dei data center e dei servizi di intelligenza artificiale, la capacità di calcolo dipende sempre più anche dalla possibilità di sostenere consumi elevati e continuativi: è su questo terreno che il nucleare sta tornando al centro delle scelte energetiche della Silicon Valley.

Fonti:

Reuters, Constellation, Amazon sign 20-year power deal to support Maryland nuclear plant, 2026. Disponibile su: https://www.reuters.com/business/energy/constellation-amazon-sign-20-year-power-deal-support-maryland-nuclear-plant-2026-09-30/

Morningstar, Constellation and Amazon sign $3 billion deal to upgrade Maryland energy plant, 2026. Disponibile su: https://www.morningstar.com/news/dow-jones/202609308269/constellation-and-amazon-sign-3-billion-deal-to-upgrade-maryland-energy-plant

Tech Brew, Data centers consider going nuclear, 2026. Disponibile su: https://www.techbrew.com/stories/nuclear-reactors-ai-data-center-energy

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Tesla punta sullo storage europeo: 640 mega batterie per il progetto Green Turtle

Claudia Maria Iannello — Wed, 07 Oct 2026 04:37:42 +0000

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.

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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Terre rare, la Francia sfida il dominio cinese sui magneti ad alte prestazioni

Claudia Maria Iannello — Sat, 03 Oct 2026 05:26:40 +0000

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.

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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