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.

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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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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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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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Si preannunciano settimane cruciali per la diplomazia del Vietnam. Sull’agenda di To Lam, presidente del Paese asiatico, ci sono due importanti tappe europee: Russia e Francia.

La trasferta nel vecchio continente, iniziata il 7 settembre, durerà fino al 12 dello stesso mese. Dopo di che toccherà all’America con la partecipazione del leader vietnamita all’Assemblea generale dell’Onu, a New York, e al Canada.

Tanti i dossier caldi, dall’economia a nuove partnership, dall’energia alle infrastrutture, e altrettanti gli interlocutori con i quali avrà modo di dialogare To Lam. Tre sono gli obiettivi di Hanoi: rafforzare le relazioni con i suoi principali partner, affrontando al contempo l’incertezza commerciale internazionale e la crescente competizione tra le potenze mondiali.

Energia (Mosca) e Spazio (Parigi)

In Russia To Lam incontrerà Vladimir Putin, nel secondo vis a vis a distanza di appena 16 mesi. Sul tavolo energia, difesa e sicurezza. Mosca gioca un ruolo chiave nel settore energetico vietnamita. Hanoi ha rilanciato il nucleare per far fronte alla crescente domanda di elettricità e ha appena approvato un accordo relativo al primo progetto nucleare del Paese, segnando il passo più importante verso il ritorno all’atomo dopo che nel 2016 erano stati accantonati i piani per la costruzione di due reattori.

Nello specifico il Vietnam punta a una crescita economica di almeno il 10% annuo dal 2026, sostenuta da manifattura, intelligenza artificiale, semiconduttori e data center: settori che richiederanno enormi quantità di energia. Ed è proprio qui, sul fronte energetico, che la Russia risulta essere un partner decisivo. Lo scorso marzo, non a caso, Mosca e Hanoi hanno firmato un accordo intergovernativo per la costruzione della centrale nucleare di Ninh Thuan 1.

Il viaggio di To Lam in Francia sarà invece in concomitanza con il Vertice Internazionale sullo Spazio di Parigi. Riflettori dunque puntati sul settore spaziale. Non è un caso che nel 2025 Airbus Defence and Space abbia firmato una dichiarazione sulla cooperazione spaziale con il Vietnam durante la visita di Emmanuel Macron in terra vientamita. Le aziende francesi stanno inoltre cercando opportunità nei settori delle infrastrutture (progetti ferroviari e aeroportuali) e della difesa del Paese asiatico.

Il viaggio negli Usa

Secondo quanto riportato da Reuters, dopo un breve ritorno in patria, To Lam si recherà negli Stati Uniti per partecipare all’81esima sessione dell’Assemblea Generale dell’Onu. Ci scapperà un incontro con Donald Trump? Non è dato sapere. Un funzionario della Casa Bianca ha spiegato che l’agenda presidenziale per quei giorni non è ancora stata definita.

Il Vietnam è diventata una delle principali basi manifatturiere asiatiche e beneficia enormemente del commercio con gli Usa. Proprio questa esposizione ha tuttavia reso Hanoi vulnerabile alle imprevedibili politiche commerciali di Washington, o meglio, di Trump. To Lam proverà a convincere il governo statunitense che il Vietnam è un partner strategico, così da smussare dazi e tariffe.

La tournée internazionale del leader vietnamita si inserisce in un’intensa attività diplomatica. Prima della partenza per Russia e Francia, To Lam ha incontrato ad Hanoi il presidente del Myanmar Min Aung Hlaing, mentre un mese fa è stato in Australia e Nuova Zelanda per altre due rilevanti visite di Stato.

Il calendario non sembra destinato a rallentare: a ottobre sarebbe previsto un nuovo viaggio in Europa, durante il quale potrebbe incontrare i leader dell’Unione europea a Bruxelles nell’ambito di una missione più ampia.

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L’Artico non è più al centro del dibattito pubblico solo per la questione dello scioglimento dei ghiacciai ma anche per la centralità che sta assumendo per i futuri equilibri geopolitici. La Russia vuole essere della partita al pari delle altre grandi potenze e per farlo ricorre all’impiego di una tecnologia avanguardista: i reattori modulari nucleari (Small Modular Reactor, SMR). Il prototipo realizzato dai russi è il RITM-200, reattore ad acqua pressurizzata volto ad alimentare le navi rompighiaccio e anche le piattaforme estrattive e produttive dislocate nelle aree più remote del Paese, dove i costi di trasporto del gasolio e del carbone possono essere elevati. Una strategia infrastrutturale, energetica e geopolitica che può consentire all’Orso russo di guadagnarsi un posto di sorvegliante speciale delle rotte artiche.

Le novità del RITM-200

Su queste colonne abbiamo già parlato degli SMR – reattori di piccole dimensioni producibili e assemblabili in luoghi diversi – e di come stiano diventando una tecnologia energetica in grado di fornire elettricità a mezzi, strutture e luoghi isolati senza incorrere negli ingenti costi delle centrali nucleari. Il modello RITM-200 è stato messo a punto da OKBM Afrikantov, società controllata dal colosso energetico Rosatom, e già 15 piccoli reattori nucleari hanno visto la luce mentre altri 13 sono in fase di realizzazione. Il meccanismo che sta alla base di questo tipo di reattori è basato sul sistema dell’acqua pressurizzata che viene trasformata in vapore in grado di azionare il sistema di conversione energetica. La novità rispetto agli altri SMR è che questi reattori risultano più compatti e dunque più che idonei per l’installazione su imbarcazioni rompighiaccio, tanto che su alcune di esse come l’Arktika, il Siber e il Leningrad sono già stati assemblati.

Questi reattori non sono impiegabili solo per attività marittime ma anche per finalità industriali. La costruzione di corridoi energetici nelle regioni dell’Artico richiede degli sforzi economici rilevanti e, di conseguenza, l’edificazione dei reattori di tipo RITM-200 è una benedizione che permetterebbe di di facilitare l’estrazione dei minerali nelle terre che ne sono ricche come la Siberia. Un ulteriore contributo consisterebbe nell’approvvigionamento energetico agli abitanti delle zone interessate con conseguente abbassamento delle relative spese. 

Un primato che può fare la differenza

La progettazione dei reattori di tipo RITM-200 consente di proiettarsi in una situazione di vantaggio ai fini del controllo dell’Artico tramite l’accelerazione del processo estrattivo delle risorse minerarie e di garantirne il trasporto attraverso i ghiacci accorciando i tempi di navigazione tra più sponde del globo. La fabbricazione di tali moduli, oggi come oggi, è ancora in una fase parzialmente sperimentale che deve essere ulteriormente affinata ma la luce in fondo al tunnel non pare più così lontana agli occhi del Cremlino. Perdipiù, se i russi riusciranno a rendere la produzione sempre più standardizzata e seriale, i reattori potranno diventare un prodotto da esportare all’estero di cui già non mancano i primi segnali. In Uzbekistan sono già state poste le basi per la costruzione del primo SMR e alla cerimonia inaugurale hanno partecipato anche i presidenti Putin e Mirziyoyev.      

Un quadro più che esplicativo di come Mosca voglia stare al passo con i tempi, passando dal dibattito che anima le comunità industriali in tutti i Paesi del mondo alla concretezza, per non arrivare in ritardo nella corsa alle rotte artiche.

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Fonti e riferimenti

• La Russia ha già prodotto 15 reattori RITM-200, Ctpaha Potacom, 21 agosto 2026 – https://strana-rosatom.ru/2026/08/21/v-rossii-izgotovili-uzhe-15-reaktorov-rit/
  
  La Russia ha già costruito 15 reattori nucleari compatti RITM-200, HD Blog, 27 agosto 2026 – https://www.hdblog.it/tecnologia/articoli/n668484/russia-reattori-nucleari-ritm-200/
  
  Ceremony to mark first concrete for Uzbekistan SMR, World Nuclear News, 5 giugno 2026 – https://www.world-nuclear-news.org/articles/ceremony-to-mark-first-concrete-for-uzbekistan-smr
  
  
  
  
  

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L’ondata di calore e la prolungata siccità stanno rendendo sempre più evidente la vulnerabilità dei paesi dell’Europa centro-orientale, il cui approvvigionamento energetico dipende dal fiume.

Non si tratta soltanto di un’emergenza ambientale, ma di una vera e propria crisi energetica a catena. Il grande fiume svolge diverse funzioni: dal raffreddamento dei condensatori delle centrali nucleari all’alimentazione degli impianti idroelettrici.

In questo scenario, le ripercussioni subite da Ungheria, Romania e Serbia sono emblematiche.

L’epicentro dell’ emergenza si trova a Paks, dove sorge l’unica centrale nucleare ungherese. Collocata ad una novantina di chilometri a sud di Budapest, la struttura a quattro reattori di fabbricazione sovietica garantisce quasi la metà dell’elettricità prodotta nel Paese e un terzo dell’intero fabbisogno nazionale. 

Per funzionare in sicurezza, l’impianto necessita di un flusso ininterrotto di circa 100 metri cubi d’acqua al secondo, prelevati direttamente dal Danubio per il raffreddamento dei condensatori. 

Con il fiume ridotto al lumicino, le bocche di aspirazione sono rimaste a secco. 

Péter Magyar, il neoeletto Presidente ungherese, ha dichiarato che la produzione dell’impianto ha subito un crollo drammatico: dai normali 2.000 megawatt (MW) di potenza nominale, la capacità erogata è scesa prima a 965 MW per poi sprofondare nella notte del 2 agosto fino a 240 MW: poco più del 10% del totale. 

Il punto critico è legato al livello del fiume. A Paks, una quota idrometrica pari a -134 cm impone per protocollo lo spegnimento totale dei reattori, motivo per cui raggiunta quota -144 nei primi giorni di agosto è iniziata la procedura di spegnimento.

Parimenti l’acqua del Danubio è essenziale per il raffreddamento della centrale nucleare di Cernavodă la quale, unica in Romania, garantisce una fetta consistente dell’energia nazionale.

Mutatis mutandis, le autorità romene hanno programmato di far cessare l’attività di uno dei reattori della centrale nucleare. 

Tale misura risulta essere l’inevitabile conseguenza della crisi registrata in seno allo snodo idrico di Izvoarele. In tale snodo il fiume si biforca nel braccio di Bala e nel braccio del “Vecchio Danubio” (Dunărea Veche), quest’ultimo diretto verso la centrale nucleare. 

Recentemente la località di Izvoarele e il relativo impianto idrico sono stati al centro di gravi disservizi nell’erogazione dell’acqua potabile. Le forti precipitazioni hanno causato esondazioni degli affluenti del fiume Teleajen, ostruendo di detriti e fango le infrastrutture di filtraggio e la presa d’acqua.

L’elevata torbidità dell’acqua ha reso impossibile il normale processo di potabilizzazione, lasciando temporaneamente a secco diverse migliaia di residenti nel comune e nei centri abitati limitrofi.

La situazione a Izvoarele si è fatta talmente disperata da richiedere l’intervento della marina militare rumena: con 180 chili di esplosivo subacqueo, i genieri hanno fatto brillare le formazioni rocciose sul letto del fiume per deviare la corrente verso il braccio del “Vecchio Danubio” e garantire l’afflusso d’acqua necessario ai canali di raffreddamento della centrale. Con l’abbassamento del fiume, il livello dell’acqua nei canali di presa rischiava di scendere sotto la soglia minima di sicurezza per il funzionamento dei reattori.

Poco più a sud, in Serbia, anche la centrale idroelettrica di Đerdap 1 (la più grande del Paese) si è vista tagliare la produzione ad appena il 20% della capacità nominale per mancanza di portata.

Le difficoltà nel raffreddamento hanno 

colpito, altresì, i complessi a carbone di Kostolac, spingendo il governo serbo a convocare vertici d’urgenza e a chiedere alla popolazione di moderare l’uso dei condizionatori, mentre le temperature 

estive spingono alle stelle la richiesta di elettricità per il condizionamento.

La secca del Danubio ha portato alla luce un cortocircuito strutturale che minaccia l’intera Europa. È esattamente durante questi picchi che le centrali idroelettriche e nucleari sono costrette a tirare il freno a mano per mancanza d’acqua o per il superamento delle temperature massime consentite per la tutela degli ecosistemi fluviali, una dinamica già osservata lungo il Rodano e la Loira in Francia. 

Senza piogge all’orizzonte e con il termometro stabilmente sopra i 38 °C, i Paesi dell’Europa orientale si trovano oggi costretti a importare energia a caro prezzo dai mercati vicini e a pianificare contingentamenti per le industrie, nel tentativo di proteggere la tenuta delle rispettive reti elettriche.

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Negli anni Settanta la Corea del Sud valutò seriamente la possibilità di dotarsi di un arsenale nucleare . Sotto la presidenza di Park Chung Hee, e con la Corea del Nord particolarmente minacciosa – tra il 1968 e il 1972 si verificarono 722 incidenti lungo il confine e 294 nelle retrovie, oltre a un tentato attacco al palazzo presidenziale sudcoreano – Seoul delineò un piano segreto con la chiara intenzione di raggiungere l’obiettivo.

Dai dispacci diplomatici dell’epoca sappiamo che il governo Park si rivolse alla Francia per importare un impianto per il riprocessamento del plutonio e al Canada per ottenere reattori che avrebbero potuto fornire il materiale fissile necessario. L’iniziativa sarebbe tuttavia naufragata sul nascere non appena i servizi segreti statunitensi scoprirono l’esistenza del programma nucleare sudcoreano.

Il motivo era semplice: Washington aveva da poco, nel 1968, firmato il Trattato di non proliferazione e utilizzava, appunto, il tema della non proliferazione come uno dei pilastri della sua politica estera. Se un alleato come la Corea del Sud avesse sviluppato la bomba, gli Usa non sarebbero mai riusciti a convincere altri Paesi a rinunciarvi.

Washington avrebbe offerto il proprio “ombrello difensivo” al Paese, con tanto di armi nucleari in loco fino al 1991. La soluzione funzionò fino al 2017, quando i conservatori sudcoreani iniziarono a pensare a gran voce che Seoul avrebbe dovuto riconsiderare il proprio programma di armi nucleari. La risposta americana? Un no categorico. Almeno fino ad ora.

Il via libera all’Arabia Saudita

Il preambolo era necessario per arrivare al presente. Già, perché la Corea del Sud è stata a lungo un esempio emblematico della posizione intransigente degli Stati Uniti sulla non proliferazione nucleare. Oggi, tuttavia, l’amministrazione Trump ha infranto questo principio concludendo un accordo che potrebbe presto portare l’Arabia Saudita ad arricchire l’uranio sul proprio territorio.

Questa mossa, ha spiegato il New York Times, ha spinto Seoul a chiedersi perché Washington abbia dato il suo via libera a Riad ma non al governo sudcoreano. La spiegazione ufficiale è che l’accordo è subordinato alla normalizzazione delle relazioni tra Arabia Saudita e Israele.

Il ministero degli Esteri di Seoul ha spiegato di star monitorando “le tendenze della politica estera statunitense nel settore dell’energia nucleare” per valutarne i potenziali impatti in patria. Da tempo, infatti, il Paese sta negoziando con gli Stati Uniti i diritti di arricchimento dell’uranio.

L’intesa saudita può dunque generare due conseguenze: alimentare nuovi progressi in questi negoziati tra Usa e Corea del Sud oppure, qualora Donald Trump dovesse continuare a ignorare le richieste sudcoreane, generare profonde tensioni e mettere a rischio un’alleanza che dura da oltre 70 anni.

La frustrazione della Corea del Sud

Il doppio standard utilizzato dagli Stati Uniti appare evidente. Washington ha infatti spianato la strada ai diritti di arricchimento dell’uranio per l’Arabia Saudita, per centrali nucleari che deve ancora costruire, negandoli invece alla Corea del Sud, che gestisce già 26 reattori e prevede di realizzarne altri per soddisfare la crescente domanda di energia derivante dalla rivoluzione dell’intelligenza artificiale.

Non solo: gli Usa hanno esentato Riad dalle ispezioni dell’Agenzia Internazionale per l’Energia Atomica, le stesse che avvengono regolarmente in Corea del Sud per garantire alla comunità internazionale che nessuna tecnologia nazionale venga dirottata verso progetti di armamento. E ancora: mentre il principe ereditario saudita Mohammed bin Salman ha più volte avvertito che il suo regno sarebbe pronto a costruire una bomba atomica se l’Iran lo facesse, il presidente sudcoreano Lee Jae Myung ha promesso che Seoul non perseguirà alcun programma nucleare nonostante le minacce nordcoreane, preferendo invece di affidarsi alle garanzie di sicurezza statunitensi.

Seoul ha sempre importato tutto il suo combustibile all’uranio come da accordi con gli Usa ma adesso, viste le garanzie concesse da Trump all’Arabia Saudita, potrebbe chiedere di dotarsi di capacità di arricchimento indipendenti e di riciclare il combustibile esaurito per ridurre il volume dei rifiuti da stoccare. Chissà se The Donald concederà un altro via libera o se i rapporti tra Corea del Sud e Stati Uniti subiranno un nuovo scossone.

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

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

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

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

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

La spinta politica di Stoccolma e il mercato dei sussidi statali

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

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

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La nuova mappa dell’energia e la sovranità industriale europea

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

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

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Fumata bianca, anzi, bianchissima. Il Giappone ha appena siglato un accordo con il Regno Unito per costruire dei mini reattori nucleari in grado di alimentare fabbriche, centri dati e basi militari. L’intesa si è concretizzata a Londra, in occasione di un incontro tra la prima ministra giapponese, Sanae Takaichi, e il suo omologo britannico, Keir Starmer, durante la quale i due leader hanno concordato di rafforzare la reciproca cooperazione energetica. In che modo? Le aziende giapponesi investiranno oltre 9 miliardi di sterline in infrastrutture e servizi finanziari in Uk e altrettanti nell’energia eolica offshore britannica, creando decine di migliaia di posti di lavoro. Di pari passo Rolls-Royce collaborerà con il National Nuclear Laboratory e il Japan’s Atomic Energy Agency, ossia l’Agenzia giapponese per l’energia atomica, per sviluppare tecnologie nucleari di nuova generazione.

Il grande obiettivo dichiarato coincide con la realizzazione di reattori modulari avanzati (Amr) – e il combustibile necessario per alimentarli – entro il 2030. Ricordiamo che Tokyo sta testando da anni un reattore ad alta temperatura raffreddato a gas, ma tale tecnologia non è ancora stata collaudata a livello commerciale.

Il deal energetico del Giappone

L’intesa tra le parti si è concretizzata in un momento particolare, ossia mentre le aziende nucleari di tutto il mondo sono impegnate in una corsa per essere le prime a commercializzare la tecnologia Amr. Come ha spiegato il Telegraph, Rolls-Royce ha avuto colloqui con il governo britannico in merito a un potenziale sostegno che potrebbe includere prestiti garantiti dai contribuenti, finanziamenti tramite debito e investimenti diretti da parte del Fondo nazionale di ricchezza.

Chris Cholerton, presidente del gruppo Rolls-Royce, ha spiegato che la suddetta intesa tra Londra e Tokyo rappresenta “un momento fondamentale” che apre le porte alla “crescita industriale, alla creazione di posti di lavoro qualificati e alla sicurezza energetica per le nostre nazioni”. Entusiasta anche Masanori Koguchi, presidente dell’Agenzia giapponese per l’energia atomica: “Spero che, grazie alla nostra esperienza nelle tecnologie dei reattori a gas ad alta temperatura, questa collaborazione porti a una loro rapida implementazione, un passo significativo verso le emissioni nette zero”.

Le centrali nucleari rappresentano un pilastro fondamentale del piano governativo giapponese per raggiungere l’obiettivo di zero emissioni nette di carbonio. Il motivo principale di un simile interesse? A differenza degli impianti eolici e solari, sono in grado di fornire un approvvigionamento stabile di energia elettrica in qualsiasi momento della giornata. I reattori Amr di Rolls-Royce, nello specifico, dovrebbero funzionare a temperature di 700 gradi o superiori e produrre tra 15 e 35 megawatt di elettricità.

Le ambizioni nucleari di Tokyo

I reattori Amr consentirebbero al Giappone di avere calore ed energia per processi industriali ad alta intensità energetica, come la produzione di acciaio o di idrogeno verde, cemento e prodotti chimici come plastica e fertilizzanti. In base all’accordo, Rolls-Royce e i laboratori nazionali dei due Paesi hanno anche concordato di esplorare le opzioni per la fornitura del nuovo tipo di carburante che verrà utilizzato dagli stessi Amr.

Di cosa parliamo? Conosciuto come combustibile a particelle isotrope tristrutturali (Triso), questo prodotto è considerato dagli scienziati intrinsecamente più sicuro del combustibile nucleare convenzionale perché può essere lasciato raffreddare autonomamente. Per la cronaca, il combustibile Triso viene realizzato prendendo frammenti di uranio delle dimensioni di un seme di papavero e avvolgendoli in strati di materiale ceramico che è quasi resistente quanto il diamante. Questi pellet vengono poi compattati in blocchi esagonali delle dimensioni di una palla da biliardo, che possono essere caricati in un reattore nucleare.

In passato il Giappone era uno dei maggiori utilizzatori di energia atomica al mondo, ed è arrivato a generare circa il 30% dell’elettricità nazionale da 54 reattori. Il disastro di Fukushima, nel 2011, ha tuttavia scatenato una reazione negativa da parte dell’opinione pubblica e oggi solo 15 dei 33 reattori operativi sono in funzione.

Il risultato? Tokyo è fortemente dipendente dalle importazioni di petrolio e gas naturale liquefatto dal Medio Oriente e dagli Stati Uniti. Ecco perché, in un momento in cui la crisi con l’Iran ha fatto impennare i prezzi a livello globale, il Giappone ha intenzione di tornare a scommettere forte sul nucleare.

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A Eurajoki, nel Sud-Ovest della Finlandia, il progetto Onkalo è arrivato alla soglia che separa la fase sperimentale dall’avvio operativo vero e proprio. L’Autorità finlandese per la sicurezza nucleare (STUK) è attesa a breve con la valutazione finale che potrebbe autorizzare il primo deposito geologico profondo al mondo destinato allo smaltimento definitivo del combustibile nucleare esaurito. Non si tratta di un passaggio esclusivamente normativo, in quanto da questa decisione dipende l’ingresso in funzione di un’infrastruttura pensata per gestire il materiale più problematico dell’intero ciclo nucleare, quello che resta attivo su scale temporali incompatibili con qualsiasi ciclo industriale o politico.

Il sito è stato realizzato accanto alla centrale di Olkiluoto e si sviluppa fino a circa 430 metri di profondità all’interno di una formazione rocciosa antichissima, stimata in quasi due miliardi di anni. La scelta del contesto geologico è il punto di partenza dell’intero progetto: una massa rocciosa stabile, poco permeabile, considerata adatta a garantire isolamento fisico nel lunghissimo periodo. La costruzione è affidata alla società Posiva e ha richiesto oltre vent’anni di lavori, con un investimento complessivo vicino al miliardo di euro.

Una logica ingegneristica costruita sul tempo lungo

Il funzionamento del deposito segue una sequenza operativa rigidamente controllata: il combustibile esaurito, dopo il raffreddamento iniziale nelle piscine delle centrali, viene trasferito in un impianto di incapsulamento dove è inserito in contenitori di rame progettati per resistere alla corrosione. Da lì inizia la fase sotterranea: i contenitori vengono calati nei tunnel del deposito e collocati in cavità perforate nella roccia, quindi circondati da bentonite, un’argilla che ha la funzione di sigillare lo spazio e rallentare qualsiasi possibile movimento dell’acqua.

Una volta completata la deposizione, le gallerie vengono chiuse con tappi in cemento armato e il sistema viene progressivamente disattivato. Il principio è quello delle barriere multiple: una combinazione di contenimento ingegnerizzato e isolamento geologico che dovrebbe lavorare in parallelo per ridurre al minimo la possibilità di dispersione radioattiva.

Il punto critico non è tanto la singola tecnologia quanto la somma delle sue componenti nel tempo: il progetto si muove su una scala di 100.000 anni, un orizzonte che esce completamente dalla logica delle infrastrutture moderne e che rende il deposito un caso raro anche nella pianificazione energetica globale.

Il tema della sicurezza su scale temporali estreme

La valutazione di STUK si concentra su un insieme di scenari che vanno ben oltre le condizioni operative attuali. Le analisi includono la corrosione dei contenitori in rame, possibili movimenti geologici, variazioni del livello delle acque sotterranee e gli effetti di cicli glaciali futuri. Si tratta di simulazioni che devono tenere insieme variabili fisiche note e incertezze inevitabili legate a tempi così estesi.

Nel quadro tecnico elaborato negli anni, il comportamento della bentonite e la stabilità della roccia sono considerati elementi essenziali per mantenere l’integrità del sistema e anche in presenza di fenomeni esterni, la combinazione tra barriera naturale e barriere artificiali dovrebbe limitare la migrazione delle particelle radioattive. Le valutazioni finlandesi hanno finora ritenuto il progetto compatibile con gli standard nazionali di sicurezza, pur riconoscendo che la questione del rischio su scale plurimillenarie resta per definizione non riducibile a zero.

Posiva ha già completato gran parte dei test operativi, utilizzando anche combustibile simulato per verificare l’intero ciclo di movimentazione e deposito. L’obiettivo operativo indicato è l’avvio tra la fine del 2026 e l’inizio del 2027, subordinato all’ok definitivo dell’autorità di controllo.

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Un modello osservato a livello internazionale

Il caso finlandese ha una portata che va oltre la dimensione nazionale: la gestione delle scorie nucleari è uno dei nodi irrisolti dei programmi atomici civili e tutti i principali Paesi dotati di reattori stanno lavorando da anni a soluzioni di deposito geologico profondo senza però arrivare a una piena operatività. Francia, Svezia, Canada e Stati Uniti hanno sviluppato programmi avanzati, ma nessuno ha ancora attivato un impianto commerciale di questo tipo.

In Finlandia il progetto ha trovato una stabilità politica relativamente rara in questo settore, anche grazie a un sistema regolatorio centralizzato e a un rapporto consolidato tra istituzioni e autorità di sicurezza. Altrove, la localizzazione dei depositi ha spesso generato conflitti politici e opposizioni territoriali, rallentando o bloccando i progetti.

Onkalo si inserisce quindi in un punto di intersezione tra ingegneria, politica energetica e gestione del rischio intergenerazionale. Non è solo un’infrastruttura per il combustibile esaurito finlandese, ma un modello osservato da governi e industrie per verificare se sia possibile trasformare un problema rimasto aperto fin dall’inizio dell’era nucleare in una soluzione strutturale, affidata non alla gestione continua ma alla stabilizzazione nel lungo periodo.

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