Di fronte al caro carburanti torna la proposta apparentemente più semplice: tassare gli extraprofitti delle compagnie petrolifere. È una risposta di immediata presa politica, ma assai meno semplice sul piano economico e, soprattutto, non garantisce il risultato che interessa realmente a famiglie e imprese: pagare meno benzina e gasolio.

La posizione di Futuro Nazionale parte da una distinzione essenziale: profitto, extraprofitto e speculazione sono concetti diversi. Confonderli significa rischiare di intervenire sul risultato finale senza comprendere il processo che lo ha determinato.

L’extraprofitto non si legge nel bilancio

Nel bilancio di una società non esiste una voce chiamata “extraprofitto”. Per calcolarlo occorre innanzitutto stabilire quale sia il profitto “normale”: rispetto a quale periodo, a quale capitale investito, a quale rischio e a quali attività dell’impresa.

Quando l’Unione europea intervenne nel 2022 dovette infatti adottare un parametro convenzionale, considerando eccedenti gli utili imponibili superiori del 20% alla media dei quattro esercizi precedenti. È una possibile scelta fiscale, non la prova dell’esistenza di una speculazione.

C’è poi un elemento decisivo: le compagnie petrolifere non sono tutte uguali. Alcune acquistano greggio sul mercato, altre raffinano o distribuiscono; altre ancora sono integrate verticalmente e producono direttamente una parte del petrolio che commercializzano.

Chi investe capitali nella ricerca, nelle concessioni, nei pozzi e nelle infrastrutture necessarie all’estrazione sostiene costi e assume rischi industriali. Se, dopo quell’investimento, il prezzo internazionale del greggio aumenta, cresce anche la redditività dell’investimento. Può prodursi un profitto straordinariamente elevato, ma questo non dimostra di per sé una condotta speculativa.

Un conto, dunque, è discutere fiscalmente di una rendita straordinaria; un altro è accertare una speculazione che incide sul prezzo pagato dal consumatore.

Dal bilancio al prezzo: seguiamo la filiera

Per Futuro Nazionale la domanda centrale deve allora cambiare. Non soltanto: quanto ha guadagnato una società? Ma soprattutto: come si è formato il prezzo che paga l’automobilista? Il concetto può essere spiegato con un esempio elementare.

Il problema non è soltanto sapere quanto viene pagato un pomodoro al produttore e quanto guadagna il supermercato a fine anno. Bisogna vedere cosa succede al prezzo in tutti i passaggi della filiera: dove l’aumento si amplifica e dove il ribasso si ferma. Con il petrolio dobbiamo fare la stessa cosa: seguirne il prezzo dal barile alla pompa.

Produzione e approvvigionamento, raffinazione, commercializzazione, trasporto, stoccaggio e distribuzione hanno ciascuno costi e margini economicamente giustificabili. È la loro dinamica che deve essere osservata.

È qui che assume significato il noto principio secondo cui i prezzi salgono come razzi e scendono come piume. Se il greggio o i prodotti raffinati aumentano, bisogna verificare quanto e con quale velocità il rincaro viene trasferito. Quando diminuiscono, occorre controllare se il ribasso viene trasmesso con analoga rapidità.

Se questa simmetria non esiste, bisogna comprenderne la ragione e individuare il punto della catena nel quale si produce lo scostamento. Può esserci una spiegazione economica; se invece emerge una distorsione ingiustificata o una condotta anticoncorrenziale, è lì che occorre intervenire.

La speculazione va accertata nei meccanismi di formazione del prezzo, non semplicemente presunta dall’utile annuale di un’impresa.

Il problema decisivo dei tempi

C’è poi un aspetto che rende ancora più evidente il limite di una politica costruita esclusivamente sugli extraprofitti: il fattore tempo.

L’extraprofitto non è un prezzo osservabile quotidianamente sul mercato. È una grandezza che deve essere ricostruita a posteriori, confrontando i risultati economici dell’impresa con un parametro precedentemente stabilito. La sua determinazione definitiva richiede quindi dati contabili e fiscali consolidati, normalmente disponibili nell’ambito del ciclo annuale di bilancio.

Quando arriviamo a stabilire quanto sia stato l’eventuale extraprofitto, l’automobilista può aver già pagato per mesi il caro carburanti. I buoi, per così dire, sono già usciti dal recinto.

Una tassa può produrre gettito, ma non esiste alcun automatismo che trasformi quel gettito in una riduzione del prezzo alla pompa. Il problema dei carburanti richiede invece una risposta tempestiva: seguire la formazione del prezzo quasi in tempo reale e intervenire sulle anomalie mentre si manifestano, non quando l’esercizio è ormai concluso e i conti vengono consolidati.

È questa, probabilmente, la differenza più concreta tra i due approcci: l’extraprofitto guarda prevalentemente indietro; il controllo della filiera guarda a ciò che sta accadendo adesso.

Far funzionare il mercato

Questo approccio non significa fissare i prezzi per decreto né mettere in discussione il legittimo profitto d’impresa. Significa difendere un mercato realmente concorrenziale attraverso trasparenza, vigilanza e controllo dei meccanismi di formazione dei prezzi. Il profitto remunera capitale, investimento e rischio; la speculazione che sfrutta una distorsione del mercato a danno del consumatore è un’altra cosa.

Futuro Nazionale non vuole sostituire una possibile distorsione con una nuova imposta. Vuole individuare la distorsione e correggerla, facendo sì che le diminuzioni dei costi, quando si verificano, arrivino effettivamente fino alla pompa.

E il Fisco non può fare eccezione

Lo stesso criterio deve valere per lo Stato.

Quando aumenta il prezzo imponibile dei carburanti cresce anche il gettito IVA. Il rincaro subito dagli automobilisti non può trasformarsi automaticamente in un vantaggio fiscale per lo Stato.

Il maggior gettito riconducibile all’aumento dei prezzi deve essere utilizzato per ridurre le accise. L’accisa mobile dovrebbe quindi diventare un meccanismo strutturale e tempestivo, anziché dipendere ogni volta dall’ennesimo provvedimento emergenziale.

La logica è la stessa applicata alla filiera: se pretendiamo che gli operatori trasferiscano correttamente i ribassi ai consumatori, anche lo Stato deve restituire il beneficio fiscale prodotto dai rincari.

Immagine Illustrativa

Nessun meccanismo nazionale può sostituire una politica energetica

Resta infine un dato che nessuna politica economica seria può ignorare: l’Italia non determina il prezzo internazionale dell’energia. Possiamo rendere più trasparente il mercato interno, eliminare eventuali distorsioni e ridurre la componente fiscale, ma nessuno di questi strumenti può annullare uno shock internazionale dell’offerta.

Per questo il caro carburanti è anche un problema di politica estera. Non è coerente ad esempio contribuire con forniture militari a un conflitto nel quale vengono colpite anche raffinerie e infrastrutture petrolifere russe, con effetti sulla capacità di raffinazione e sull’offerta, e poi ignorare le conseguenze che queste tensioni possono produrre sui mercati energetici.

L’interesse dell’Italia e dell’Europa deve essere favorire la normalizzazione dei fronti di crisi, dall’Ucraina al Medio Oriente, e perseguire approvvigionamenti sicuri, diversificati e a costi competitivi.

La stessa verifica pragmatica deve riguardare le politiche europee. Green Deal, sistema ETS e costo delle emissioni di CO₂ non possono essere valutati separatamente dal costo complessivo dell’energia e dalla competitività industriale. La transizione energetica può essere sostenibile soltanto se lo è anche economicamente.

Un’Europa che paga strutturalmente l’energia più dei propri concorrenti internazionali mette a rischio competitività, investimenti e produzione. E se le produzioni vengono semplicemente trasferite verso economie con standard ambientali inferiori, anche il risultato globale in termini di emissioni diventa assai più discutibile.

Una politica economica, non uno slogan

La proposta di Futuro Nazionale si muove quindi su tre livelli: mercato, fiscalità e politica energetica.

Sul mercato occorre seguire la formazione del prezzo dal barile alla pompa e intervenire tempestivamente sulle eventuali distorsioni. Sul piano fiscale bisogna impedire che lo Stato benefici automaticamente dei rincari. Sul piano europeo e internazionale occorre perseguire sicurezza degli approvvigionamenti e prezzi dell’energia compatibili con un’economia industriale.

È un approccio meno immediato dello slogan “tassiamo gli extraprofitti”, ma affronta il problema per quello che realmente è: un problema di formazione e trasmissione dei prezzi, non semplicemente di utili societari.

Perché alla fine la domanda decisiva non è quanto riusciamo a tassare chi vende carburante. È quanto riusciamo a farlo pagare meno a chi lo compra.

Antonio Maria Rinaldi

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Dopo oltre un decennio di guerra devastante, buio pesto nelle città e sterminate code ai distributori, la Siria tenta una mossa disperata per rialzarsi: riattivare i propri pozzi di petrolio. Ma la vera sorpresa è chi c’è oggi al tavolo delle trattative. La bandiera americana ora sventola accanto a quella siriana sugli impianti di Rmeilan, segnando un ribaltamento drammatico e imprevisto degli equilibri in tutto il Medio Oriente.

L’accordo venticinquennale sui pozzi del Nord-Est

La Syrian Petroleum Company (SPC) ha siglato un’intesa della durata di 25 anni con la società statunitense HKN Energy un operatore americano specializzato nelle operazioni in Kurdistan. Il piano prevede la riabilitazione e la gestione dei giacimenti di Rmeilan, situati nella provincia orientale di Hasakah, vicino al triplo confine tra Siria, Turchia e Iraq.

I numeri mostrano tutta l’urgenza di questo intervento. Durante gli anni di guerra, l’estrazione nel complesso di Rmeilan era crollata di oltre l’85%, lasciando le famiglie al freddo e l’economia nazionale senza la sua prima fonte di entrate.

Oggi i giacimenti producono solo 80.000 barili al giorno. L’obiettivo fissato dall’intesa è di salire a 250.000 barili al giorno entro il 2027-2028. Raggiungere questo traguardo significherebbe superare i livelli precedenti al 2011 e restituire al Paese la capacità di soddisfare il proprio fabbisogno interno.

Ieri nemici giurati, oggi partner: come cambia il rapporto con Washington

Per capire la portata di questa svolta bisogna ricordare il recente passato. Sotto il regime di Bashar al-Assad, il rapporto tra gli Stati Uniti e la Siria era dominato da sanzioni durissime, embargo economico e ostilità aperta.

La presenza militare americana nell’est della Siria serviva a combattere l’ISIS e a proteggere le risorse energetiche insieme alle forze curde (SDF). Per il regime di Assad si trattava di un’occupazione abusiva; per Washington, Damasco era uno Stato canaglia legato a doppio filo con l’Iran.

La caduta di Assad ha cancellato questo muro di incomunicabilità. Il nuovo governo siriano e le autorità americane non si guardano più attraverso il mirino. Si siedono invece attorno a un tavolo per firmare intese commerciali e attrarre capitale privato.

Resta un’evidente ironia della storia: proprio gli Stati Uniti, che con il sistema sanzionatorio avevano isolato il settore energetico siriano, inviano oggi ingegneri e tecnici per ricostruire la spina dorsale economica del Paese.

Petrolio nella zona orientale della Siria

Impatto economico pratico: cosa cambia per i cittadini

Lasciando da parte i massimi sistemi geopolitici, questa collaborazione ha conseguenze immediate e concrete sulla vita di tutti i giorni:

• Stop al razionamento del carburante: l’aumento dell’estrazione permette di rifornire i distributori e di far ripartire la rete dei trasporti.
• Meno spese in valuta estera: la Siria non deve più prosciugare le casse dello Stato per acquistare petrolio dall’estero a prezzi stellari.
• Lavoro e formazione sul campo: l’arrivo della società americana porta occupazione diretta per tecnici e ingegneri locali, sostenendo l’economia dell’area di Hasakah.

Inoltre, il piano della SPC include la manutenzione della raffinaria di Baniyas per portarne la capacità a 130.000 barili al giorno e il progetto per realizzare una nuova raffineria nazionale.

I numeri del rilancio energetico

L’intesa assicura alla Siria la maggioranza dei proventi generati dal greggio, offrendo riserve fondamentali per finanziare la ricostruzione delle infrastrutture nazionali. Lo sfruttamento di questi giacimenti potrebbe dare finalmente alla Siria la spinta finanziaria di cui necessita per dare una spinta alla propria crescita economica.

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Il cielo sopra Erbil, nel Kurdistan iracheno, è diventato improvvisamente più nudo e vulnerabile. Le forze armate degli Stati Uniti hanno iniziato a rimuovere i sistemi di difesa anti-missile Patriot dal complesso militare dell’aeroporto. Si tratta degli scudi usati finora per fermare i droni e i missili dell’Iran e delle sue milizie.

La decisione rientra nel piano di ritirata completo dalle basi irachene fissato per la fine di settembre. Tuttavia, i tempi e la rapidità dello smantellamento inviano un segnale chiarissimo a tutta la regione.

Negli ultimi mesi le batterie Patriot stazionate a Erbil hanno abbattuto oltre il 95% degli attacchi diretti contro l’area. Senza questo scudo, il Kurdistan si ritrova del tutto esposto alla pressione di Teheran. Ma la vera motivazione di questo passo indietro non è solo una scadenza diplomatica. È una precisa scelta di prioritizzazione strategica ed economica.

Scorte al lumicino e scelte dolorose

Negli arsenali americani le risorse iniziano a scarseggiare. Secondo i dati del Center for Strategic and International Studies (CSIS), le scorte di intercettori Patriot si sono ridotte di un ulteriore 10% nell’ultimo periodo, dopo aver già perso oltre la metà delle riserve nelle fasi precedenti del conflitto.

La produzione industriale degli Stati Uniti, stimata dal Foreign Policy Research Institute in circa 600 vettori all’anno, è fortemente provata dalle forniture inviate in Ucraina. Con scorte così limitate, Washington deve decidere chi proteggere. E la scelta è ricaduta su altri alleati.

La logica americana è spietata. Chi non partecipa direttamente all’azione militare o non garantisce una copertura strategica immediata passa in secondo piano. I Curdi, avendo scelto una posizione prudente e non di scontro diretto con Teheran, vengono ora considerati un’area secondaria.

Al contrario, Paesi come la Giordania o gli Emirati Arabi Uniti, e in prima fila l’Arabia Saudita, hanno sostenuto attivamente l’azione americana nel Golfo. Di conseguenza, meritano la massima priorità di copertura militare.

Erbil, capitale del Kurdistan iracheno

Le conseguenze pratiche sull’economia locale

Questa decisione ha ricadute economiche immediate ed estremamente pesanti. La perdita della protezione aerea mina la stabilità del Kurdistan iracheno, una regione ricca di pozzi petroliferi, l’unica dell’Iraq ancora in grado di esportare, che finora aveva attirato capitali esteri grazie a una relativa sicurezza.

Senza la garanzia dello scudo statunitense, il rischio  aumenta vertiginosamente. I costi delle polizze assicurative per gli impianti energetici e per il trasporto merci saliranno alle stelle. Questo rischia di paralizzare l’estrazione e l’esportazione di greggio locale, riducendo l’entrata di valuta pregiata nelle casse di Erbil.

L’amministrazione di Baghdad, guidata dal nuovo premier Ali al-Zaidi, non è riuscita a disarmare le milizie filoirachene. Le recenti incursioni contro i pozzi sauditi hanno spinto Riad a coordinare attacchi di risposta in territorio iracheno insieme agli americani, isolando ancora di più la posizione neutra curda, che all’inizio del conflitto fra Iran e USA aveva rifiutato di intervenire nello scontro.

Il messaggio della Casa Bianca è trasparente. In un contesto di risorse militari limitate, l’ombrello protettivo va garantito solo alle infrastrutture critiche del Golfo Persico. I punti snodo del commercio globale di idrocarburi mantengono la priorità assoluta per la stabilità finanziaria mondiale.

Per Erbil il prezzo della neutralità si traduce in un conto salato. Rimanere fuori dalle alleanze offensive significa dover provvedere da soli alla propria difesa, con un bilancio pubblico locale incapace di sostenere tali costi. L’Iraq non può fornire, neppure da lontano, le garanzie che può dare Washington, anche nei confronti delle milizie sciite irachene. La situazione diventa ancora più complicata nella regione.

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Per ARERA le bollette più leggere passano da oneri di sistema più bassi, una revisione del mix energetico che dia più spazio alle rinnovabili e a maggiore trasparenza del mercato. Alcune riforme sono già in corso, altre mostreranno i propri effetti nei prossimi anni e, dal 2028 dovrebbe iniziare una graduale riduzione degli oneri di sistema, con un possibile effetto positivo sulla spesa finale.

Secondo il presidente dell’autorità, Dell’Acqua, il problema del mercato energetico italiano rimangono i prezzi all’ingrosso elevati, dovuti alla forte dipendenza dalle importazioni. In questo contesto, confrontare le offerte dei fornitori aiuta a risparmiare e, con l’aiuto del comparatore di SOStariffe.it, si può verificare quali sono le migliori offerte luce e le migliori offerte gas delle compagnie partner.

Il costo della materia prima pesa per il 60% della bolletta

In un’intervista a Repubblica il presidente dell’ARERA, Nicola Dell’Acqua, ha chiarito quali sono i fattori che incidono di più sul caro bollette italiano e quali sono le azioni che l’Autorità sta mettendo in atto per ridurre la spesa per le famiglie.

A influenzare le bollette è soprattutto il prezzo all’ingrosso di luce elettrica e gas. Nel complesso, i costi per la materia prima pesano all’incirca per il 60% dell’importo finale pagato dagli utenti e il margine di manovra dell’ARERA è limitato.

Maggiore trasparenza e oneri di sistema più bassi

L’Autorità punta su due direttrici principali: aumentare la trasparenza del mercato e favorire, nel tempo, una riduzione di alcune componenti della bolletta.

Relativamente al primo fronte, l’ARERA ha istituito un’unità di vigilanza che ha il compito di monitorare l’andamento dei prezzi e garantire trasparenza tariffaria, intervenendo in caso di anomalie o comportamenti speculativi da parte dei fornitori.

Parallelamente, è attesa dal 2028 una progressiva riduzione degli oneri di sistema, legata soprattutto alla scadenza di alcuni incentivi introdotti oltre15 anni fa per finanziare e sostenere lo sviluppo delle energie rinnovabili. Tra il 2028 e il 2030 scadranno molti dei meccanismi di sostegno decisi in passato per finanziare l’installazione degli impianti, alleggerendo in parte la bolletta.

Spingere sulle rinnovabili e sulla diversificazione delle fonti di energia

Date le caratteristiche del mercato italiano dell’energia, secondo Dell’Acqua a fare realmente la differenza sarà la capacità di ridurre la dipendenza dalle importazioni e dalle fonti fossili di produzione.

Attualmente il prezzo all’ingrosso del gas è attorno ai 50 €/MWh, un dato quasi doppio rispetto ai livelli pre-crisi (circa 27 €/MWh). Le previsioni non si aspettano una riduzione a breve dei prezzi, che anzi potrebbero salire e superare quota 60 €/MWh.

Anche nel mercato elettrico la situazione è simile, con i prezzi all’ingrosso elevati anche a causa del meccanismo del prezzo marginale e della grande quota di energia prodotta impiegando il gas.

Dell’Acqua sostiene che per ridurre la spesa per le bollette l’Italia dovrebbe puntare con più decisione sulle rinnovabili, incrementando la quota di energia prodotta da fotovoltaico, eolico offshore e idroelettrico, ma anche sfruttare l’uso di batterie e accumuli. In prospettiva, il presidente dell’ARERA ritiene utile anche introdurre la tecnologia nucleare per diversificare il mix energetico nazionale.

Nel dibattito sulle strategie da adottare per ridurre la spesa per le bollette uno dei temi affrontati più di frequente è stato il disaccoppiamento dei prezzi di gas ed energia elettrica. Secondo il presidente dell’ARERA non è necessario abbandonare del tutto l’uso del gas per la produzione dell’elettricità, ma è sufficiente contenere il peso di questa materia prima. Entro i prossimi 20 anni è previsto un sostanziale dimezzamento del peso del gas sulla produzione elettrica, passando dall’attuale 40% circa al 20% circa.

Grazie a questa strategia di diversificazione e di riduzione dell’uso di fonti fossili, l’Italia riuscirà ad aumentare la propria autonomia e la propria resilienza, esponendo le famiglie a minori costi e a minore volatilità delle bollette in caso di crisi internazionale.

L’impatto delle scelte individuali sulla spesa per le bollette

Le strategie individuate dall’ARERA per rendere il sistema energetico italiano più efficiente e meno dipendente dalle importazioni produrranno effetti soprattutto nel medio-lungo periodo. Nel frattempo, però, anche le scelte dei singoli consumatori possono contribuire a contenere la spesa per luce e gas.

In un mercato libero caratterizzato da offerte molto diverse tra loro, confrontare periodicamente le tariffe consente di individuare le soluzioni più adatte alle proprie esigenze e di ridurre l’impatto dei rincari della materia prima.

Con il comparatore di SOStariffe.it è possibile confrontare in modo semplice e trasparente le migliori offerte luce e gas delle compagnie partner, analizzando prezzi, caratteristiche delle tariffe e potenziale risparmio.

Il confronto online permette di capire quali sono le tariffe più convenienti in base alle proprie abitudini di consumo e di cogliere rapidamente eventuali opportunità di riduzione della spesa per le bollette. In attesa che le riforme strutturali e la maggiore diffusione delle rinnovabili contribuiscano a ridurre il costo dell’energia, la scelta consapevole della tariffa resta uno degli strumenti più efficaci per alleggerire le bollette.

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Le cose si mettono male e chi può, cioè non noi, si copre le spalle come può. Le raffinerie cinesi hanno acquistato tutti i carichi di greggio che dovevano essere imbarcati nel mese di agosto dal porto di Kozmino, nell’Estremo Oriente russo, con settimane di anticipo rispetto al solito, come hanno riferito venerdì a Bloomberg alcuni trader ben informati sul mercato, mentre questa settimana i rischi per l’approvvigionamento dal Medio Oriente sono aumentati a seguito degli attacchi alle petroliere nel Mar Rosso.

La Cina ha acquistato i carichi a un ritmo sempre più sostenuto, il che ha portato il prezzo della miscela di greggio russo dell’Estremo Oriente ESPO a uno sconto di appena 1 dollaro al barile rispetto al prezzo dell’ICE Brent, in aumento rispetto allo sconto compreso tra i 3 e i 4 dollari al barile di due settimane fa, secondo quanto riferito dalle fonti commerciali di Bloomberg. Questo vuol dire che si va a caccia di tutto il petrolio disponibile, sanzionato o meno.

Due settimane fa, i rischi per l’approvvigionamento di greggio dal Medio Oriente sono nuovamente aumentati dopo che il cessate il fuoco è stato infranto dagli attacchi iraniani alle navi nello Stretto di Hormuz. Da allora gli Stati Uniti hanno colpito quotidianamente obiettivi iraniani, l’Iran ha lanciato missili contro basi militari e strutture statunitensi in tutto il Medio Oriente e gli Stati Uniti hanno ripristinato il blocco volto a fermare le esportazioni di petrolio iraniano.

Lo Stretto di Hormuz è nuovamente chiuso e il flusso costante di petroliere che era riuscito a uscire dal Golfo Persico si è bruscamente interrotto dopo appena tre settimane.

Questa settimana, i prezzi del greggio Brent hanno raggiunto nuovamente i 100 dollari al barile, per poi ritirarsi a poco al di sotto poiché lo Stretto di Hormuz rimane quasi completamente paralizzato e gli Houthi yemeniti, alleati dell’Iran, prendono di mira le petroliere nello Stretto di Bab el-Mandeb nel Mar Rosso.

Brent – da Tradingeconomics

Di conseguenza, gli acquirenti cinesi non stanno perdendo tempo e si stanno assicurando con largo anticipo alcune alternative alle forniture mediorientali. Di norma attendono fino alla fine del periodo di prenotazione per il carico del mese successivo del greggio russo ESPO, considerando che il viaggio da Kozmino alla costa orientale della Cina dura solo una settimana.

Ma con l’impennata dei prezzi e i crescenti timori che l’approvvigionamento dal Medio Oriente sia limitato in entrambi i principali punti di strozzatura, le raffinerie cinesi preferiscono fare scorta di greggio russo, che impiega solo una settimana per raggiungere i terminali di importazione. Noi non possiamo acquistare quel greggio a causa delle sanzioni, quindi questa via d’uscita è riservata solo alla Cina.

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Ancora crisi per il istema elettrico spagnolo, sempre sotto stress per l’instabilità della fornitura: Red Eléctrica, il fornitore di sistema spagnolo,  ha interrotto la fornitura di energia elettrica alle grandi industrie per la seconda volta quest’anno. Il gestore del sistema, che non ha ancora segnalato l’accaduto sul proprio sito web, ha dovuto ridurre la produzione delle centrali a gas a ciclo combinato da 15.000 MW a 13.000 MW in una sola ora, durante il picco di domanda che ha raggiunto quasi 39.000 MW a causa della partita tra Inghilterra e Argentina, valida per la finale

La causa di questa nuova interruzione potrebbe essere un problema ai sistemi di alimentazione delle centrali a ciclo combinato, che potrebbero aver messo fuori servizio circa 2.000 MW. Questa situazione ha costretto a ricorrere a tutta l’energia terziaria disponibile (circa 800 MW) e successivamente alla piena capacità del cosiddetto SRAD (Sistema Regionale di Riduzione del Disastro), che ha dovuto essere attivato più volte a causa della durata del problema.

All’epoca il sistema disponeva di un’elevata capacità di generazione eolica, di buone riserve idriche e di un utilizzo quasi totale delle centrali nucleari, con una potenza di quasi 6.000 MW, dato che attualmente un reattore è fuori servizio.

Secondo Red Eléctrica, il sistema SRAD (Active Demand Response) è stato attivato alle 21:43. Il gestore del sistema ha attivato il servizio di risposta attiva alla domanda. L’attivazione è durata 24 ore. La continuità della fornitura non è mai stata compromessa; l’obiettivo di questa attivazione era garantire i livelli di riserva stabiliti nelle procedure operative.

Questo servizio viene utilizzato per la seconda volta, dopo la sua attivazione il 28 gennaio. In quell’occasione, la tempesta Kristin aveva devastato la rete elettrica iberica e Red Electrica era stata costretta a intervenire a seguito di un’improvvisa interruzione della produzione di energia eolica durante l’ora di punta mattutina e di un calo delle importazioni di energia dal Portogallo.

L’operatore aveva previsto una produzione di circa 12.500 MW di energia eolica, ma i forti venti hanno fatto sì che la potenza effettivamente disponibile si riducesse a 7.500 MW, il che significa che circa 5.000 MW sono stati disconnessi in Spagna a causa della tempesta.

Secondo l’Associazione spagnola per l’energia eolica, i parchi eolici operano nel rispetto di rigidi criteri di sicurezza. In caso di venti estremamente forti, che superano i limiti operativi delle turbine (fino a 25 metri al secondo o 90 km/h), queste vengono disconnesse per motivi di sicurezza.

Il 28 maggio, Red Eléctrica ha assegnato un totale di 1.775 megawatt (MW) di capacità di risposta attiva alla domanda (SRAD) per la seconda metà del 2026, una cifra leggermente superiore ai 1.725 MW assegnati per i primi sei mesi dell’anno. Questo risultato ha confermato un leggero aumento della capacità disponibile di questo meccanismo di bilanciamento, sebbene il volume finale assegnato sia risultato inferiore al totale richiesto nella gara d’appalto.

Nello specifico, i 1.775 megawatt (MW) assegnati rappresentano il 76% dei 2.339 megawatt (MW) previsti dal regolamento dell’asta tenutasi giovedì scorso. La maggior parte dei fornitori di servizi, con una capacità pari o superiore a 1 megawatt (MW), ha presentato le proprie offerte tramite rivenditori di energia attivi sul mercato elettrico, individualmente o in forma aggregata.

Gli aggiudicatari riceveranno un prezzo marginale di 42,62 euro per megawatt (MW) assegnato all’ora per la loro disponibilità a ridurre i consumi durante i periodi di tempo stabiliti. In caso di effettiva attivazione del servizio, tale pagamento sarà integrato dal corrispondente prezzo di regolazione terziaria in vigore al momento dell’erogazione del servizio. Praticamente viene stabilito un premio per le aziende che rinunciano a questi megawatt in caso di cresi e si lasciano disconnettere.

Il meccanismo SRAD, implementato nel 2022, è un meccanismo di bilanciamento in linea con le normative europee che consente una maggiore flessibilità del sistema dal lato della domanda. La durata massima di ciascuna attivazione è di due ore ed è consentita una sola attivazione al giorno per ciascun fornitore. Gli orari di attivazione sono dal lunedì al venerdì, dalle 8:00 a mezzanotte, e nei fine settimana e nei giorni festivi tra le 22:00 e le 23:59. I partecipanti devono essere avvisati con un preavviso di almeno 12,5 minuti.

Ovviamente viene ancora ad essere insufficiente la flessibilità dal lato dell’offerta, cioè non ci sono ancora sufficienti centrali energetiche a gas/ ciclo combinato in grado di essere attivate in caso di domanda, o anche punti di accumulo che potrebbero far fronte ai picchi. Si pensa sempre a tagliare, raramente a produrre.

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La media mondiale del gasolio viaggia a 1,28 euro al litro, ma questa cifra è un’illusione. Dietro il dato statistico si nasconde un divario drammatico che penalizza l’Europa e l’Italia. Il costo del diesel non è solo un problema per chi fa il pieno. È il vero motore dell’inflazione interna: muove i camion, i trattori e le navi. Quando il carburante sale, i costi di trasporto colpiscono immediatamente ogni singolo bene, a partire da quelli alimentari freschi fino ai prodotti industriali. Un salasso che svuota le tasche dei consumatori e distrugge la competitività delle imprese.

Il mercato globale offre il petrolio greggio allo stesso prezzo a tutti, ma sono le scelte fiscali dei singoli Stati a fare la differenza tra la sopravvivenza economica e il declino. I paesi produttori e quelli a bassa tassazione mantengono i prezzi artificialmente vicini allo zero per sussidiare la produzione. Al contrario, l’Europa usa il carburante come un bancomat di Stato, applicando una pressione fiscale insostenibile.

Grazie al sito GlobalPetrolPrice Ecco la fotografia dei prezzi al litro (espressi in euro) al 6 luglio 2026, che mette a confronto la situazione dei colossi mondiali, delle economie emergenti e dei casi limite.

Gli Stati Uniti rappresentano la vera anomalia tra i paesi avanzati. Pur essendo un’economia ricca, Washington applica tasse molto basse sul carburante. Questo permette alle merci americane di viaggiare a costi ridotti rispetto a quelle europee, regalando alle loro aziende un enorme vantaggio competitivo strutturale.

In Italia e nel resto d’Europa, la scelta politica è opposta e punitiva. Il gasolio viene spremuto fiscalmente. Il risultato è un’inflazione da costi che colpisce i redditi medio-bassi: ogni aumento del diesel si traduce in un aumento automatico del pane, della verdura e dei beni industriali. Non è una transizione ecologica, è una tassa sul movimento delle merci.

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Ci eravamo abituati a considerare le batterie al litio come il traguardo definitivo della mobilità elettrica, con Tesla a fare da incontrastato battistrada tecnologico. Eppure, dal colosso asiatico arriva una novità che sta costringendo ingegneri e analisti a ricalibrare le proprie certezze. Uno studio condotto dai ricercatori della RWTH Aachen University, pubblicato sulla prestigiosa rivista Cell Reports Physical Science, ha smontato – letteralmente e figurativamente – una cella commerciale al sodio prodotta dalla cinese Hina Battery. Il verdetto? Sorprendente.

La qualità costruttiva, l’uniformità e le prestazioni ad alta potenza di queste celle al sodio eguagliano, e in certi frangenti insidiano, le avanzatissime batterie al litio di Elon Musk. Ma come fa una tecnologia considerata fino a ieri “povera” ad avvicinarsi ai vertici del mercato? La risposta risiede in un mix di chimica innovativa e un’architettura meccanica che l’industria occidentale conosce molto bene.

La chimica: il segreto dell’ossido stratificato

Il litio ha dominato finora per un motivo fisico inoppugnabile: è leggerissimo e ha un potenziale elettrochimico eccellente, il che si traduce in un’alta densità energetica (tanta energia in poco spazio). Il sodio, posizionato subito sotto il litio nella tavola periodica, è più pesante e ha ioni di dimensioni maggiori. Questo lo rende più “pigro” e difficile da immagazzinare negli elettrodi tradizionali.

Caratteristiche della batteria al sodio Hina

Per aggirare l’ostacolo, Hina Battery ha ingegnerizzato materiali specifici.

All’anodo (il polo negativo) troviamo il carbonio duro (hard carbon). A differenza della grafite usata nelle batterie al litio, che ha una struttura cristallina troppo stretta per i grossi ioni di sodio, il carbonio duro presenta una microstruttura disordinata, ricca di micropori che accolgono agevolmente il sodio durante la ricarica, garantendo stabilità.

Ma è al catodo (il polo positivo) che si gioca la partita vera. La cella utilizza un materiale attivo a base di ossido stratificato con una formula specifica: NaCu{1/9}Ni{2/9}Fe{1/3}Mn{1/3}O2.

Invece di affidarsi a metalli rari e costosi come il cobalto, questa composizione impiega elementi comuni come ferro, manganese e, curiosamente, il rame. L’analisi spettroscopica ha rivelato che il rame svolge un ruolo cruciale, distribuendosi in domini isolati che stabilizzano la struttura durante i cicli di carica e scarica, agendo da rinforzo elettromeccanico per sopperire alla natura “ingombrante” degli ioni di sodio.

L’architettura “Tabless”: imparare dai migliori

Avere una buona chimica non basta se la struttura fisica della batteria crea colli di bottiglia. È qui che la batteria cinese sfodera il suo asso nella manica, adottando un design interno che ricalca fedelmente quello introdotto da Tesla per le sue celle cilindriche di ultima generazione: l’architettura tabless.

Nelle batterie cilindriche tradizionali, i lunghi fogli di anodo e catodo sono arrotolati su se stessi (il cosiddetto jelly roll). La corrente esce da queste spire tramite piccole linguette metalliche (i tab). Queste linguette creano resistenza elettrica e colli di bottiglia termici.

Schema batteria jelly roll

Il design tabless elimina le linguette. L’intero bordo del foglio elettrodico funge da conduttore, collegandosi direttamente all’involucro esterno. Il risultato? Una drastica riduzione della resistenza interna (misurata a meno di 3 mΩ in AC), una distribuzione della temperatura incredibilmente omogenea e la capacità di erogare altissime potenze senza surriscaldarsi. Questo accorgimento meccanico è il vero motivo per cui questa cella al sodio riesce a competere ad armi pari con le celle al litio in termini di erogazione istantanea.

Prestazioni a confronto: luci e ombre

La scienza ci consegna quindi un prodotto maturo, ma che non è esente da compromessi tecnici. Per comodità visiva, possiamo riassumerli così:

La densità energetica rimane il tallone d’Achille. Con 110 Wh/kg, siamo lontani dai vertici del litio. Inoltre, se la batteria si comporta egregiamente quando deve cedere energia a -20°C, va letteralmente in crisi se deve essere ricaricata a temperature sotto lo zero, palesando un aumento di resistenza interna spaventoso (fino a 208 volte superiore rispetto ai 25°C). Quindi si può usare, ma NON ricaricare. 

Le ricadute economiche: il sodio come stabilizzatore

Dal punto di vista macroeconomico, l’affermazione del sodio non è solo una curiosità ingegneristica, ma uno shock positivo per le catene di approvvigionamento. Il litio è distribuito in modo disomogeneo a livello globale, soggetto a colli di bottiglia geopolitici e a un’estrema volatilità dei prezzi. Il sodio, al contrario, è tra gli elementi più abbondanti e accessibili del pianeta.

La disponibilità di una batteria al sodio tecnologicamente matura, capace di sopperire alle necessità di stoccaggio stazionario (le grandi reti elettriche) e dei veicoli commerciali a corto raggio, significa poter liberare immense quote di litio. Si attenua la pressione sulla domanda, si stabilizzano i costi di produzione dell’intero comparto e si riduce la dipendenza strategica da pochi paesi estrattori. Non sostituirà il litio nelle auto ad alte prestazioni, ma agirà da fondamentale valvola di sfogo per il mercato globale dell’energia, democratizzando i costi dell’accumulo elettrico.

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Il ritorno del nucleare in Italia: la scommessa del Governo tra sicurezza energetica, decarbonizzazione e molte incognite

Il disegno di legge Delega al Governo in materia di energia nucleare sostenibile ottiene il via libera definitivo alla Camera dei Deputati con 155 sì, 86 no e 8 astenuti. Un passo in avanti decisivo per il ritorno dell’Italia all’energia nucleare da fissione. Il testo ora passa al Senato.

“Con l’approvazione alla Camera della legge delega sul nucleare sostenibile compiamo un passo importante per il futuro energetico dell’Italia. Oggi abbiamo iniziato a porre le condizioni affinché il Paese sia pronto ad adottare il nucleare sostenibile quando le nuove tecnologie, alle quali puntiamo, saranno mature e disponibili all’inizio del prossimo decennio”, ha dichiarato il ministro dell’Ambiente e della sicurezza Energetica, Gilberto Pichetto Fratin.

Con il disegno di legge delega sull’energia nucleare sostenibile, il Governo Meloni compie il passo politico più significativo degli ultimi quarant’anni sul fronte energetico: non autorizza ancora la costruzione di centrali, ma affida formalmente a sé stesso il compito di riscrivere l’intera normativa italiana sul nucleare e di creare le condizioni per il ritorno della produzione elettrica da fissione nel Paese.

Che cosa è il nucleare sostenibile?

Con questo ddl, inoltre, entra in gioco il concetto di “nucleare sostenibile”, espressione che compare in tutto il provvedimento. La definizione non nasce in Italia ma deriva dalla Tassonomia europea, il sistema che individua le attività considerate sostenibili ai fini degli investimenti finanziari.

Secondo il Governo, il nucleare può essere considerato sostenibile perché produce emissioni molto basse di anidride carbonica durante il ciclo di vita degli impianti e può garantire una produzione costante di energia senza dipendere dalle condizioni meteorologiche. La sostenibilità viene però interpretata in senso ampio: non solo ambientale, ma anche economica e sociale, cioè capacità di fornire energia sicura e a prezzi accessibili.

Superati i referendum del 1987 e del 2011?

È una scelta che segna una direzione industriale ed energetica precisa. Dopo i referendum del 1987 e del 2011, che avevano sancito l’abbandono dell’atomo, l’esecutivo sostiene che il contesto tecnologico, climatico e geopolitico sia radicalmente cambiato e che il nucleare di oggi non sia più quello respinto dagli italiani. Nel testo si afferma esplicitamente che le nuove tecnologie rappresentano una “cesura netta” con gli impianti del passato, destinati alla dismissione definitiva salvo eventuali riconversioni dei siti esistenti.

La legge, tuttavia, non autorizza alcuna centrale né individua localizzazioni. Conferisce invece una delega al Governo per adottare entro dodici mesi uno o più decreti legislativi che definiranno il quadro normativo completo del nuovo nucleare italiano: dalla ricerca alla costruzione degli impianti, dalla gestione del combustibile alla sicurezza, fino allo smantellamento e allo smaltimento dei rifiuti radioattivi (e anche qui si dovranno definire dove i siti di smaltimenti andranno collocati, con conseguente e inevitabile reazione sociale dei territori coinvolti).

Nucleare nel mix energetico nazionale per accelerare la decarbonizzazione e favorire l’elettrificazione

“Il nucleare sostenibile significa più sicurezza energetica, più decarbonizzazione, più indipendenza. In un mondo in cui la domanda di energia è destinata a crescere rapidamente, anche per effetto dell’intelligenza artificiale, dei data center, dell’elettrificazione industriale e civile, chi sarà in grado di produrre energia ha spiegato il ministro – sarà più libero, più forte e più sicuro“, ha affermato Pichetto Fratin.

“Entro Natale presenteremo al Parlamento i decreti attuativi della legge delega sul nucleare“, ha poi aggiunto il ministro in conferenza stampa alla Camera dopo l’approvazione. “Vogliamo mettere il Paese nella condizione di rispondere alla futura domanda di energia in crescita – ha precisato Fratin – Quindi la nostra è una scelta di libertà, una scelta che deve integrare la nostra produzione di energia da fonti rinnovabili con una nuova fonte neutra, il nucleare. Naturalmente affiancata anche con nuove fonti energetiche come l’idrogeno“.

L’obiettivo dichiarato nel ddl è inserire il nucleare nel mix energetico nazionale per contribuire alla decarbonizzazione, ridurre la dipendenza energetica dall’estero e garantire una produzione elettrica continua a supporto delle fonti rinnovabili. Il Governo parte infatti dalla convinzione che la crescita dei consumi elettrici, alimentata dall’elettrificazione dell’industria, dei trasporti, degli edifici e dall’espansione dei data center e dell’intelligenza artificiale, non possa essere soddisfatta esclusivamente da eolico e fotovoltaico.

Occhi puntati sui piccoli reattori nucleari (SMR) e i reattori di quarta generazione (AMR)

Il cuore della strategia governativa non riguarda le grandi centrali tradizionali, ma soprattutto le nuove tecnologie. Il testo cita espressamente gli Small Modular Reactor (SMR), i piccoli reattori modulari, e gli Advanced Modular Reactor (AMR), sistemi avanzati di quarta generazione che dovrebbero offrire standard di sicurezza superiori rispetto agli impianti convenzionali, tempi di costruzione più contenuti e maggiore flessibilità operativa.

Gli Small Modular Reactor (SMR) sono reattori nucleari compatti di nuova generazione, progettati per avere una potenza fino a 300 MW per unità e per essere costruiti in serie con componenti prefabbricati, così da ridurre tempi e complessità di installazione. Gli Advanced Modular Reactor (AMR) rappresentano invece un’evoluzione ulteriore, di quarta generazione: usano tecnologie più avanzate, spesso refrigeranti o combustibili diversi rispetto ai reattori tradizionali, e puntano a maggiore efficienza, sicurezza, flessibilità d’impiego e minori scorie, con applicazioni che possono andare dalla produzione elettrica al calore industriale e persino all’idrogeno.

Gli SMR rappresentano oggi la principale speranza tecnologica dei sostenitori del ritorno al nucleare. Si tratta di reattori di dimensioni ridotte, costruiti in larga parte in fabbrica e assemblati sul sito finale. Il Governo ritiene che possano essere commercializzati nei primi anni Trenta e cita le iniziative europee già avviate per favorirne lo sviluppo industriale.

Ma è proprio sui tempi che emergono le prime criticità. Nel disegno di legge non compare alcuna data per l’entrata in funzione del primo reattore italiano.

Ci pensa il ministro Pichetto Fratin a dare un minimo di orizzonte temporale: “Se mi si dice quando pensi di vedere l’energia da fonte nucleare, da fissione, vi dico 2034-2035 perché poi diventerà molto più veloce. Quello che voglio dire, se noi seguiamo quella che che è l’evoluzione della scienza nella ricerca e quindi della tecnologia l’accelerazione è notevole ed è sta avvenendo in tutto il mondo”.

I nodi dei decreti attuativi e dei siti dove costruire i reattori

La tabella di marcia presentata dal ddl prevede soltanto l’approvazione dei decreti legislativi entro un anno dall’entrata in vigore della legge e l’avvio di un Programma nazionale sul nucleare. Successivamente dovranno essere individuati i siti, ottenute le autorizzazioni, costruite le strutture di sicurezza e definiti i meccanismi finanziari. Anche ipotizzando procedure rapide, appare in realtà molto difficile immaginare un primo impianto operativo prima della metà o della fine degli anni Trenta. I più critici parlano di primi anni Quaranta. Del resto, gli stessi SMR non sono ancora entrati in produzione commerciale su larga scala in Europa.

L’incertezza è ancora maggiore sul fronte economico. Uno degli aspetti più sorprendenti del provvedimento riguarda infatti le risorse finanziarie. Il Governo stanzia 20 milioni di euro all’anno per il triennio 2027-2029, per un totale di 60 milioni, destinati essenzialmente alle attività preparatorie, di ricerca e di organizzazione del nuovo quadro normativo. A questi si aggiungono 7,5 milioni di euro per campagne informative e di comunicazione tra il 2025 e il 2026.

Il problema dei costi e dei tempi del nucleare

Sono cifre a dir poco esigue, molto lontane dagli investimenti necessari per costruire una centrale nucleare. Lo stesso Governo ammette che i costi effettivi non sono ancora quantificabili e che eventuali incentivi o sostegni pubblici saranno definiti successivamente.

Ed è qui che si concentra una delle principali debolezze del progetto. L’esperienza internazionale dimostra che il nucleare è caratterizzato quasi sempre da ritardi e aumenti di costo rispetto alle stime iniziali. I casi di Flamanville in Francia, Olkiluoto in Finlandia e Hinkley Point nel Regno Unito mostrano come i tempi di realizzazione possano allungarsi di molti anni e i costi finali moltiplicarsi rispetto alle previsioni iniziali.

Solo per riportare l’esempio di Hinkley Point C: il costo è salito a circa 31-35 miliardi di sterline, con stime più recenti fino a 46 miliardi, mentre l’entrata in funzione è slittata dalla metà degli anni 2020 al 2029-2031 (se tutto andrà bene=.

Lo stesso documento governativo ne è consapevole e richiama le criticità evidenziate dalla Corte dei Conti francese sul programma EPR2, segnalando l’esigenza di completare la progettazione e garantire la copertura finanziaria prima di assumere decisioni definitive.

Il Governo sostiene che una quota di nucleare compresa tra l’11% e il 22% della produzione elettrica nazionale, equivalente a una capacità installata tra 8 e 16 gigawatt, potrebbe contribuire al raggiungimento della neutralità climatica entro il 2050. Tuttavia questa prospettiva presuppone che i nuovi reattori siano disponibili in tempi compatibili con gli obiettivi climatici, che i costi risultino sostenibili e che venga superata la storica opposizione sociale alla localizzazione degli impianti e dei depositi per i rifiuti radioattivi.

L’Italia vuole ricostruire una filiera industriale e scientifica nazionale

In realtà il disegno di legge sembra avere un obiettivo che va oltre la sola produzione di energia. Il Governo punta a ricostruire una filiera industriale e scientifica nazionale che negli ultimi decenni si è progressivamente ridotta. Per questo il provvedimento dedica ampio spazio alla formazione di tecnici, ingegneri e ricercatori, alla collaborazione tra università e imprese e al rilancio della ricerca sulla fissione avanzata e sulla fusione nucleare.

La strategia energetica che emerge è quella di una transizione fondata su un mix di tecnologie. Le fonti rinnovabili restano prioritarie, ma vengono considerate insufficienti da sole a garantire continuità e sicurezza del sistema elettrico. Il nucleare dovrebbe quindi svolgere il ruolo di fonte programmabile e a basse emissioni capace di sostenere l’elettrificazione dell’economia, assicurando energia anche quando sole e vento non sono disponibili.

Resta però una domanda politica fondamentale. Se il nucleare dovrà contribuire alla decarbonizzazione entro il 2050, riuscirà davvero ad arrivare in tempo?

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Stati Uniti, Cina e ora, con rinnovato vigore, la Corea del Sud, stanno accelerando drasticamente i tempi per la commercializzazione della fusione nucleare, spostando l’orizzonte temporale dal lontano 2050 ai ben più prossimi anni ’30 di questo secolo. Conosciamo bene quello che sta facendo Commonwealth Fusion, ma oggi vogliamo considerare un’altra parte del mondo.

Il protagonista di questa accelerazione asiatica è il reattore KSTAR (Korea Superconducting Tokamak Advanced Research), affettuosamente e ambiziosamente ribattezzato il “sole artificiale” coreano. L’obiettivo dichiarato dal Korea Fusion Energy Research Institute (KFE) è chiaro: mantenere un plasma a 100 milioni di gradi centigradi per 300 secondi. Non si tratta di un semplice record da esibire, ma della soglia critica necessaria per dimostrare che la fusione può passare da esperimento di laboratorio a base per centrali elettriche commerciali.

Lo stato dell’arte: una corsa a tre

Per comprendere la portata della sfida sudcoreana, è utile inquadrare gli attuali record globali, che dimostrano come la ricerca si stia muovendo su binari paralleli ma convergenti verso il medesimo fine:

Come Seoul intende vincere la sfida tecnica

Il salto dai 48 secondi attuali ai 300 secondi richiesti per la stabilità commerciale non è banale. Il problema principale a queste temperature infernali non è solo generare il calore, ma contenerlo senza distruggere la macchina che lo ospita.

La Corea del Sud sta puntando su una modifica strutturale e sull’intelligenza artificiale. KSTAR sta affrontando operazioni di lunga durata in un ambiente dotato di un divertore in tungsteno. Il tungsteno ha il vantaggio di resistere a temperature estreme, ma presenta un rischio letale per la reazione: se particelle di questo metallo si staccano ed entrano nel plasma, lo raffreddano istantaneamente, spegnendo il “sole”.

KStar

È qui che entra in gioco la vera innovazione su cui punta Seoul. Come spiegato da Yoon Siwoo, vicedirettore del KFE, la soluzione passa per il controllo attivo della forma del plasma tramite Intelligenza Artificiale. Algoritmi avanzati, capaci di reagire in millisecondi, modificheranno i campi magnetici per mantenere il plasma stabile e lontano dalle pareti, impedendo la contaminazione da tungsteno. È l’unione tra forza bruta (calore estremo) e controllo algoritmico millimetrico.

Avremo presto la fusione commerciale?

La strategia sudcoreana va letta in un’ottica macroeconomica ben precisa. Istituti di ricerca statali stanno mutando pelle: da enti di supporto alla ricerca di base a vere e proprie “piattaforme strategiche nazionali”. Investire massicciamente oggi per accaparrarsi i brevetti della fusione significa garantirsi l’indipendenza energetica assoluta domani, e la possibilità di esportare la tecnologia più preziosa del pianeta.

Avremo davvero la fusione commerciale negli anni ’30? È un traguardo tremendamente ambizioso, ma l’immissione di enormi capitali pubblici, unita alla flessibilità e velocità di esecuzione asiatica, rende questa data non più un miraggio ascrivibile alla fantascienza, ma un target industriale concreto. Per ora c’è solo Commonwealth Fusion che afferma di essere in grado di attivare il prossimo anno il proprio reattore dimostrativo a fusione nucleare commerciale con guadagno di potenza. Gli altri progetti hanno tempi più lontani.

Nel frattempo, per non farsi trovare impreparata, la Corea del Sud sta scommettendo pesantemente anche sui Reattori Modulari Piccoli (SMR). Il Korea Atomic Energy Research Institute (KAERI) ha già ottenuto l’approvazione per il design del suo SMR ‘SMART’. Questa tecnologia funge da ponte: garantisce energia baseload stabile, a zero emissioni e a costi prevedibili fin da subito, preparando il terreno industriale e infrastrutturale per il giorno in cui il primo sole artificiale commerciale sarà acceso in modo permanente.  L’autonomia energetica è, alla fine, soprattutto una questione di programmazione e di coretti investimenti di capitali, e smbra che la Corea abbia intrapreso la strada giusta.

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