Secondo l'analisi, l'utilizzo dei biocarburanti potrebbe contribuire all'obiettivo della neutralità climatica al 2050, mantenendo in circolazione circa 170 milioni di veicoli diesel europei.

Lo studio, che cita dati dell'Agenzia internazionale dell'energia (Iea), stima per i biocarburanti un potenziale di crescita dell'84%, fino a 293 milioni di tonnellate entro il 2050, rispetto ai livelli del 2025.

Un ulteriore vantaggio riguarda il comparto industriale: le bioraffinerie possono infatti consentire la riconversione di impianti esistenti. Tra gli esempi citati figurano gli stabilimenti Eni di Porto Marghera, convertito nel 2014, e Gela, nel 2019.

Tra le soluzioni più interessanti c'è la TP-Link Tapo P110M, una presa smart compatibile con Matter che consente di controllare i consumi e programmare lo spegnimento dei dispositivi. Si integra con i principali ecosistemi per la smart home.

Per chi cerca maggiore precisione, la Shelly Plug S Gen3 offre il monitoraggio dei consumi, connessione Wi-Fi e Bluetooth e un LED che indica visivamente il livello di assorbimento. È pensata soprattutto per utenti esperti e sistemi domotici avanzati.

Con l'arrivo dei primi freddi diventa importante anche gestire il riscaldamento. Il tado° X permette di programmare la temperatura in base agli orari e alla presenza in casa, contribuendo a evitare di riscaldare stanze inutilizzate.

Per controllare le condizioni degli ambienti c'è invece SwitchBot Meter Plus, un sensore per temperatura e umidità con display da 3 pollici e storico dei dati. Può aiutare a capire quando è davvero necessario accendere riscaldamento, deumidificatore o altri dispositivi.

Chi ha una postazione con molti apparecchi può optare per la Tapo P300, una ciabatta smart con tre prese controllabili singolarmente e porte USB, utile per spegnere completamente PC, monitor e periferiche quando non servono.

Per gli impianti con radiatori, le valvole termostatiche smart Meross consentono infine di regolare il riscaldamento stanza per stanza, programmando gli orari e interrompendo il funzionamento in caso di finestra aperta.

Nell'ecosistema Apple, Eve Energy aggiunge il supporto a Matter e Thread e permette di analizzare i consumi e stimare i costi in base alla propria tariffa elettrica.

Congestioni della rete, picchi di produzione, domanda insufficiente e vincoli infrastrutturali possono costringere gli operatori a ridurre la generazione rinnovabile proprio nei momenti in cui sole e vento sono più disponibili. Il risultato è un paradosso: mentre aumenta la capacità di produrre energia pulita, una parte di quella stessa energia rischia di andare sprecata.

Il problema non riguarda soltanto il funzionamento della rete. Il curtailment ha conseguenze economiche per il sistema elettrico, può ridurre la redditività degli investimenti in nuovi impianti e trasferire costi sulla collettività. Con la crescita delle rinnovabili non programmabili, gestire questi squilibri diventerà quindi sempre più importante.

È in questo scenario che l’Intelligenza Artificiale può assumere un ruolo strategico. L’analisi di grandi quantità di dati può migliorare la previsione della produzione da fotovoltaico ed eolico e, allo stesso tempo, anticipare variazioni della domanda e possibili congestioni della rete.

Previsioni più accurate consentono agli operatori di programmare con maggiore precisione il dispacciamento e di utilizzare in modo più efficiente le risorse flessibili, come sistemi di accumulo, domanda flessibile e altre tecnologie in grado di reagire rapidamente alle variazioni del sistema.

L’IA, quindi, non elimina i vincoli fisici della rete, ma può contribuire a gestirli in modo più intelligente: prevedendo dove e quando potrebbero verificarsi congestioni, ottimizzando l’impiego delle risorse disponibili e riducendo, quando possibile, la necessità di limitare la produzione rinnovabile.

In una fase in cui la capacità installata di fotovoltaico ed eolico continua a crescere, rendere la rete più flessibile e prevedibile diventa una condizione essenziale per evitare che la transizione energetica produca nuove inefficienze. E l’intelligenza artificiale può diventare uno degli strumenti con cui affrontare questa sfida.

Al centro dei colloqui ci sono stati immigrazione, energia e industria. Sul fronte migratorio, Roma e Il Cairo intendono aumentare il coordinamento contro i flussi irregolari e favorire maggiormente gli ingressi regolari e qualificati, anche attraverso la formazione professionale nei Paesi d’origine e i progetti legati al Piano Mattei.

Sul piano economico, l’obiettivo è ampliare la cooperazione oltre i tradizionali settori di petrolio e gas, puntando su energie rinnovabili, nucleare e nuove tecnologie. L’Egitto viene inoltre considerato una possibile piattaforma produttiva e logistica per rafforzare la presenza del made in Italy nei mercati del Mediterraneo e del Nord Africa.

La missione ha visto anche lo svolgimento della Commissione congiunta italo-egiziana e di un business forum al quale hanno partecipato circa 600 aziende, di cui 100 italiane, con un migliaio di incontri B2B. Un segnale della volontà di trasformare il rafforzamento dei rapporti politici in nuove opportunità di investimento e collaborazione industriale.

Anche il presidente egiziano Abdel Fattah Al-Sisi ha sottolineato l’importanza di sviluppare ulteriormente la cooperazione bilaterale in settori strategici come energia, trasporti marittimi, agricoltura, istruzione e turismo. Il Mediterraneo si conferma così uno degli snodi principali della partnership tra Roma e Il Cairo.

È quanto emerge dalla relazione tecnica che accompagna il provvedimento, ora atteso all’esame del Parlamento. Il documento fotografa un quadro finanziario articolato, nel quale le diverse disposizioni producono effetti differenti sui singoli esercizi e richiedono quindi una valutazione complessiva dell’impatto sul bilancio dello Stato.

Il decreto interviene su più fronti. Da un lato sono previste misure sulla fiscalità applicata al comparto energetico, dall’altro vengono introdotte nuove restrizioni sulle sponsorizzazioni riconducibili al gioco legale. Il provvedimento comprende inoltre il rifinanziamento di strumenti destinati alla politica economica.

Nel complesso, le misure determinano una combinazione di maggiori entrate, minori gettiti e nuovi oneri, con effetti che si distribuiscono nell’arco temporale 2026-2028. L’anticipo sui dividendi rappresenta uno degli interventi destinati a generare un effetto positivo sul gettito, con una stima di 130 milioni di euro.

Particolare attenzione è riservata anche agli interventi che riguardano il settore energetico, considerato il peso che la relativa fiscalità può avere sia sulle entrate pubbliche sia sugli operatori della filiera. Le disposizioni sulle accise si inseriscono in questo quadro più ampio di revisione e aggiornamento del sistema fiscale.

La relazione tecnica evidenzia quindi la necessità di considerare le singole misure non isolatamente, ma alla luce del loro impatto complessivo sui saldi di finanza pubblica. Alcuni effetti si concentreranno sull’esercizio 2026, mentre altri si rifletteranno sugli anni successivi, rendendo il periodo 2026-2028 l’orizzonte di riferimento per la valutazione finanziaria del provvedimento.

Il decreto è ora atteso al vaglio del Parlamento, dove potranno essere apportate modifiche al testo e, di conseguenza, anche agli effetti finanziari stimati nella relazione tecnica.

La procedura, dal valore complessivo di 141,579 milioni di euro, riguarda l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale nell’ambito territoriale minimo di Piacenza 1 Ovest e si inserisce nel quadro delle gare d’ambito previste per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas.

Lo slittamento amplia di circa tre settimane i tempi a disposizione degli operatori interessati per predisporre e presentare la documentazione necessaria alla partecipazione alla procedura. La nuova scadenza, fissata a fine novembre, rappresenta dunque il riferimento aggiornato per la presentazione delle offerte.

L’incontro arriva in un momento particolarmente delicato per l’amministrazione, alle prese con il malcontento crescente per l’aumento delle spese quotidiane. L’obiettivo è cercare di dare una risposta concreta a quella che negli Stati Uniti viene definita affordability, ovvero la capacità delle famiglie di sostenere i costi della vita senza dover rinunciare a consumi e servizi essenziali. Un tema che l’amministrazione ha a lungo ridimensionato, ma che ora torna prepotentemente al centro dell’agenda presidenziale, anche alla luce dell’impatto che il prezzo dei carburanti può avere sull’umore degli elettori.

Per Trump, infatti, il rischio è che il costo dell’energia finisca per trasformarsi in un problema politico oltre che economico, penalizzando i repubblicani proprio alla vigilia delle midterm. La Casa Bianca punta quindi a mostrare di essere in grado di intervenire rapidamente, mentre sui mercati internazionali continuano a pesare le tensioni geopolitiche e le prospettive di un ulteriore rialzo delle quotazioni del greggio.

A fotografare il fenomeno è l’ultima relazione di ARERA, che mette in evidenza la crescita del cosiddetto curtailment: quando la produzione da fonti rinnovabili supera la capacità della rete o la domanda disponibile, agli impianti viene ordinato di ridurre o interrompere temporaneamente la produzione.

Nel dettaglio, nel 2025 sono stati tagliati 640 GWh di energia eolica e altri 162 GWh di energia fotovoltaica.

Una quantità complessiva che, rapportata al consumo medio di una famiglia italiana, equivale al fabbisogno annuale di circa 300mila famiglie.

Ma il dato più significativo non è soltanto la quantità di energia persa. È la rapidità con cui il fenomeno sta crescendo.

L’energia eolica non utilizzata è passata dai 355 GWh del 2024 ai 640 GWh del 2025, quasi il doppio. Ancora più evidente l'incremento del fotovoltaico: dai appena 7,5 GWh del 2024 ai 162 GWh del 2025, oltre 21 volte tanto.

La situazione è una conseguenza, in parte, del successo stesso delle fonti rinnovabili.

Fotovoltaico ed eolico hanno infatti una caratteristica fondamentale: non producono necessariamente quando la domanda è più alta. Il sole raggiunge il massimo nelle ore centrali della giornata, mentre i consumi possono essere relativamente bassi, soprattutto nei giorni festivi.

In determinate condizioni la produzione rinnovabile diventa quindi superiore a quella che la rete può trasportare o che il sistema elettrico riesce ad assorbire.

A quel punto gli impianti devono essere rallentati o fermati.

«L’unico modo per riuscirci è costruire le nostre centrali elettriche», ha detto, indicando nelle infrastrutture energetiche uno dei principali limiti alla crescita dell’IA.

Musk ha poi criticato la regolamentazione europea, ritenuta troppo rigida e capace di rallentare l’innovazione. La sua proposta è considerare le nuove tecnologie legali per default, salvo prova contraria.

Ma la previsione più clamorosa riguarda la robotica. Secondo Musk, entro dieci anni potrebbero esserci almeno un miliardo di robot umanoidi nel mondo, ciascuno con una produttività potenzialmente cinque volte superiore a quella di un essere umano.

Uno scenario che, nelle sue previsioni, lega sempre più strettamente IA, disponibilità di energia, capacità di calcolo e robotica.

«In una fase di forte instabilità dei prezzi, riuscire a contenere la bolletta significa lasciare risorse preziose nelle imprese», sottolinea il presidente di Confartigianato Imprese Padova, Gianluca Dall’Aglio, evidenziando come l’aggregazione possa rafforzare il potere contrattuale delle piccole aziende.

Il quadro resta però preoccupante. Secondo le rilevazioni del gruppo d’acquisto, a luglio il costo dell’energia elettrica è aumentato mediamente del 12% rispetto a giugno, mentre tra aprile e luglio gli incrementi medi si sono collocati tra il 15% e il 20%. Una dinamica che continua a pesare sui bilanci delle imprese, soprattutto nei settori dove l’energia incide maggiormente sui costi di produzione.

Per Dall’Aglio non è sufficiente intervenire ogni volta che si verifica una nuova emergenza: «Non possiamo continuare a rincorrere le crisi energetiche. Il Paese ha bisogno di una strategia di lungo periodo che garantisca maggiore stabilità dei prezzi e riduca l’esposizione alle crisi internazionali».

Confartigianato chiede inoltre di intervenire sui meccanismi di formazione del prezzo dell’elettricità e indica come priorità lo sviluppo delle energie rinnovabili, dell’efficienza energetica e dell’autoproduzione, attraverso strumenti accessibili anche alle micro e piccole imprese.

«La vera sfida è fare in modo che le imprese siano sempre meno esposte alle oscillazioni del mercato», conclude Dall’Aglio. L’obiettivo è passare dalla semplice ricerca della fornitura più conveniente a una vera strategia energetica, capace di ridurre i costi, aumentare la competitività e rendere le aziende meno vulnerabili nel tempo.

L’iniziativa - scrive l'Eco di Bergamo - prende forma su impulso del vescovo Francesco Beschi e rappresenta il punto di arrivo di un percorso iniziato circa due anni fa. Un progetto che punta a trasformare il tema dell’energia da semplice questione economica e ambientale a opportunità concreta per le comunità locali.

La nascita della fondazione è il risultato di un percorso costruito progressivamente, con l’obiettivo di individuare strumenti e modalità attraverso cui il territorio bergamasco possa affrontare le sfide legate alla transizione energetica.

A spiegare il significato dell'iniziativa è don Minuscoli, che sottolinea come «Energia Casa Comune» sia il frutto di due anni di lavoro. L'obiettivo non è limitarsi alla diffusione delle fonti rinnovabili, ma fare in modo che la trasformazione del sistema energetico possa generare ricadute positive per la collettività.

La parola chiave diventa quindi condivisione: l’energia prodotta da fonti rinnovabili può diventare uno strumento per rafforzare i legami tra persone, realtà associative, enti e comunità.

La nuova fondazione nasce in un momento in cui il tema dell’energia è sempre più centrale. Costi, sicurezza degli approvvigionamenti, cambiamento climatico e necessità di ridurre le emissioni stanno spingendo istituzioni e territori verso un modello basato maggiormente sulle fonti rinnovabili.

La situazione appare particolarmente delicata nel Bresciano. Secondo i dati della Regione Lombardia, alla fine di luglio gli invasi della provincia risultavano riempiti mediamente soltanto per il 28,2% della loro capacità. Un dato nettamente inferiore sia alla media registrata nel Nord Italia, pari al 33,9%, sia soprattutto al livello raggiunto nello stesso periodo del 2025, quando gli invasi settentrionali erano pieni in media

A trainare l’aumento è soprattutto Arctic LNG 2, il progetto siberiano di Novatek colpito dalle sanzioni occidentali. Dal primo carico arrivato in Cina nell’agosto 2025, il terminale di Beihai ha ricevuto circa 2,8 milioni di tonnellate di GNL provenienti dall’impianto russo, pari a oltre il 90% dei suoi approvvigionamenti.

Mosca ha inoltre ampliato rapidamente la propria flotta di metaniere e punta a vendere in Cina i carichi di Arctic LNG 2 con sconti anche del 30-40% rispetto ai prezzi di riferimento asiatici.

Ora l'attenzione si sposta su Yamal LNG. Con il progressivo ridimensionamento del mercato europeo per il gas russo, i compratori cinesi potrebbero diventare una destinazione sempre più importante. Il principale ostacolo resta però la logistica: per trasportare il GNL attraverso le rotte artiche servono metaniere specializzate, ancora disponibili in numero limitato.

La nuova rotta energetica dipenderà quindi soprattutto dall’evoluzione delle sanzioni occidentali e dal possibile ritorno alla normalità dei flussi di gas dal Medio Oriente.

L’energia non utilizzata equivale al consumo annuo di circa 300.000 famiglie. Il fenomeno del curtailment è in forte crescita: l’energia eolica tagliata è quasi raddoppiata rispetto al 2024, mentre quella fotovoltaica è aumentata di oltre 20 volte.

A pesare sono soprattutto congestioni della rete, lavori programmati e l’eccesso di produzione rispetto alla capacità di assorbimento, in particolare nelle ore di maggiore produzione solare e nelle aree del Centro-Sud.

Il problema prosegue anche nel 2026: nei primi mesi dell’anno sono già stati tagliati 224 GWh di eolico e 182 GWh di fotovoltaico. Tra le soluzioni indicate da ARERA ci sono i sistemi di accumulo su scala di rete, in grado di conservare l’energia prodotta in eccesso per restituirla quando la domanda aumenta.

A questo si aggiunge il costo degli indennizzi ai produttori: nel solo 2025, per l’energia eolica non prodotta, sono stati riconosciuti circa 32 milioni di euro, sostenuti attraverso gli oneri di sistema in bolletta.

La giornata sui mercati asiatici si è aperta invece all’insegna delle vendite, dopo quattro sedute consecutive di rialzi. L’indice MSCI Asia Pacific è arrivato a perdere fino all’1,2%, appesantito soprattutto dal comparto tecnologico e dalle aspettative sui tassi statunitensi alimentate dalle dichiarazioni restrittive del presidente della Fed, Kevin Warsh. Tokyo cede lo 0,24%, Hong Kong lo 0,49%, Taiwan lo 0,4%, mentre Shanghai si muove in controtendenza e sale dello 0,69%.

A pesare sui mercati è soprattutto l’impennata delle quotazioni del greggio, legata all’escalation delle tensioni in Medio Oriente. Un movimento che potrebbe favorire il comparto petrolifero e portare sotto i riflettori, in Europa, alcuni dei principali operatori del settore.

Tra i titoli da monitorare figurano Eni, TotalEnergies, BP, Equinor, Repsol e Aker, mentre i titoli energetici quotati a Londra restano fermi per la chiusura del mercato britannico in occasione della festività.

Sul fronte asiatico, intanto, continuano le vendite sui tecnologici: TSMC perde lo 0,6%, Samsung Electronics lo 0,4% e SK Hynix lo 0,6%. In forte calo anche BYD a Hong Kong, arrivata a cedere il 6,3%, penalizzata dai timori legati ai possibili rischi tariffari dell’Unione europea. I future sui listini europei sono indicati in calo dello 0,16%.

La ricerca si concentra sulla “separazione primaria di carica”, il rapidissimo trasferimento di un elettrone all’interno del Fotosistema II che rappresenta il primo passo nella conversione della luce in energia chimica.

Attraverso simulazioni di dinamica molecolare, calcoli di chimica quantistica e modellizzazione cinetica, il team, che comprende Matteo Capone e Laura Zanetti-Polzi del Cnr Nano di Modena, ha concluso che la diversa velocità osservata negli esperimenti non dipenderebbe da percorsi di reazione alternativi, ma dalle continue variazioni dell’ambiente molecolare.

Le fluttuazioni del Fotosistema II e la riorganizzazione delle molecole d’acqua possono infatti rendere il trasferimento dell’elettrone più rapido o più lento. Una scoperta che aiuta a comprendere meglio l’efficienza della fotosintesi e che, in prospettiva, potrebbe ispirare nuovi sistemi biomimetici per la conversione dell’energia solare.

Al Romagnosi di Erba l’intervento vale circa 3,5 milioni di euro, finanziati per la quasi totalità da fondi regionali, con un contributo di 74mila euro a carico della Provincia. I lavori, affidati alla Dremar Costruzioni Generali di Borgomanero, avranno una durata prevista di un anno e prevedono la realizzazione del cappotto esterno dell’edificio, l’installazione di due pompe di calore elettriche alimentate da un impianto fotovoltaico di potenza superiore a 200 kWp, oltre alla realizzazione di una cabina di media tensione e all’installazione dei sistemi per la regolazione degli impianti interni.

Anche la succursale di Appiano Gentile del Gaetano Pessina sarà interessata da un importante intervento di riqualificazione energetica. L’investimento ammonta a 2,5 milioni di euro, di cui 600mila euro finanziati con risorse provinciali. I lavori saranno realizzati dalla Paladino Costruzioni di Seregno e comprenderanno la sostituzione dei serramenti, la posa del cappotto esterno, l’installazione di due pompe di calore elettriche alimentate da un impianto fotovoltaico di circa 100 kWp e il completo rinnovo dell’illuminazione interna con lampade ad alta efficienza.

Per entrambi gli istituti, il programma di interventi punta dunque a ridurre i consumi energetici e i costi di gestione, aumentando al tempo stesso la quota di energia prodotta da fonti rinnovabili. I cantieri avranno una durata di circa un anno e rappresentano un investimento non solo sulla qualità degli edifici scolastici, ma anche sulla loro capacità di diventare strutture più efficienti e sostenibili nel lungo periodo.

Un modello che punta a coniugare efficienza economica e decarbonizzazione e che trova applicazione concreta in diversi progetti industriali. È il caso di Heineken, con un PPA ibrido che integra produzione on site e fornitura off site, una soluzione pensata per combinare autoproduzione e approvvigionamento di energia. E di BTicino, dove il modello fotovoltaico è stato replicato su più stabilimenti, trasformando l’esperienza maturata in un progetto scalabile e applicabile a più siti produttivi. Due esempi di come la gestione dell’energia possa diventare parte integrante della strategia industriale.

I progetti sono sviluppati da Eolus e OX2, società quest’ultima controllata dal fondo di investimento EQT. Tre degli impianti interessati dall’operazione, quelli di Boarp, Dallebo e Fagelas, sono già operativi, mentre il parco di Fagerasen è attualmente in fase di costruzione.

Una volta completati e pienamente operativi tutti gli impianti, Amazon disporrà in Svezia di una capacità energetica superiore a 1 gigawatt. Secondo la società, si tratta di una quantità di energia equivalente ai consumi annuali di oltre 350.000 famiglie.

L’operazione si inserisce nella strategia del gruppo per sostenere la crescente domanda di elettricità legata all'espansione delle proprie infrastrutture digitali. In particolare, l'aumento dei consumi è connesso alla crescita dei data center e allo sviluppo dei servizi cloud e delle applicazioni di intelligenza artificiale, settori che richiedono quantità sempre maggiori di energia.

La Svezia rappresenta uno dei mercati strategici per la politica energetica di Amazon. Nel 2025 il gruppo è stato infatti il principale acquirente corporate di energia priva di combustibili fossili nel Paese.

L'impegno di Amazon si estende anche a livello internazionale. Complessivamente, il gruppo ha investito in oltre 700 progetti di energia rinnovabile nel mondo, per una capacità complessiva superiore a 40 gigawatt.

I nuovi accordi svedesi confermano dunque la crescente attenzione delle grandi aziende tecnologiche verso l’approvvigionamento di energia rinnovabile, anche alla luce dell'aumento dei consumi elettrici legato alla digitalizzazione, al cloud computing e all'intelligenza artificiale.

L’intesa mira a rafforzare la cooperazione internazionale e a sviluppare nuove competenze tecniche per la realizzazione di progetti capaci di trasformare i rifiuti non recuperabili in una risorsa energetica. Tra le iniziative proposte figura un programma di formazione specializzato sulla valorizzazione energetica dei rifiuti, affiancato da un sistema per favorire lo scambio di esperienze e buone pratiche a livello regionale.

L’obiettivo è aumentare le capacità tecniche locali e rendere più sostenibile la gestione dei rifiuti residui, riducendo progressivamente la quantità destinata allo smaltimento e l’impatto ambientale del settore. Il percorso si inserisce nella strategia tunisina verso l’economia circolare, che considera il rifiuto non soltanto come qualcosa da eliminare, ma, quando possibile sotto il profilo tecnico ed economico, come una risorsa da recuperare.

Un primo esempio concreto della collaborazione tra Anged e UN-Habitat è rappresentato dal progetto pilota realizzato nella discarica controllata di Oued Laya, nel governatorato di Sousse. Nel febbraio 2025 è entrata in funzione un’unità per il recupero del biogas prodotto dalla decomposizione dei rifiuti domestici e la sua trasformazione in elettricità destinata alla rete nazionale.

L’impianto, realizzato con il sostegno del Giappone, è considerato da UN-Habitat un progetto dimostrativo, potenzialmente replicabile in altre aree della Tunisia. Un ulteriore passo è stato compiuto nell’agosto 2025, con l’adozione da parte delle autorità tunisine di una tariffa ufficiale per l’acquisto dell’elettricità prodotta da biogas, fissata a 307 millesimi di dinaro per kilowattora. Una misura che, secondo UN-Habitat, contribuisce a creare condizioni economiche e normative più favorevoli allo sviluppo di nuovi impianti.

La gestione dei rifiuti rappresenta una delle questioni centrali della politica ambientale tunisina. Secondo gli indicatori pubblicati dall’Anged, circa il 60% dei rifiuti viene attualmente conferito nelle discariche controllate. L’Agenzia indica inoltre undici unità di trattamento e valorizzazione tra quelle in fase di studio e quelle già programmate.

Restano tuttavia diverse criticità. Tra queste figurano la carenza di competenze tecniche degli enti locali, le risorse finanziarie limitate, una partecipazione ancora debole del settore privato e le difficoltà nello sviluppo delle filiere dedicate al riciclo e alla valorizzazione dei materiali.

La nuova fase di collaborazione con UN-Habitat punta quindi a combinare gli investimenti nelle tecnologie con la formazione del personale e la condivisione delle competenze. L’obiettivo è ridurre il ricorso alle discariche, contenere le emissioni e integrare sempre più la gestione dei rifiuti nel processo di transizione energetica ed economia circolare della Tunisia.

Il progetto, promosso dalla Provincia autonoma di Trento in accordo con il Comune di Trento attraverso l’Unità di missione strategica Patrimonio e Trasporti, è attualmente nella fase di Progetto di fattibilità tecnico-economica (PFTE) e approda ora alla Valutazione di impatto ambientale (VIA).

L’intervento interessa un terreno di proprietà di Trentino Trasporti che, proprio per i vincoli legati alle infrastrutture presenti, non può essere facilmente destinato ad altri utilizzi. La realizzazione dell’impianto fotovoltaico consentirebbe quindi di trasformare un’area oggi poco sfruttabile in una risorsa per la produzione di energia pulita.

Secondo le stime del progetto, il campo fotovoltaico potrebbe generare circa 1.777.142 kWh di energia elettrica all’anno. La produzione da fonte rinnovabile permetterebbe di evitare l’emissione in atmosfera di circa 449,6 tonnellate di CO₂ ogni anno, un beneficio ambientale paragonabile, secondo i parametri utilizzati nel progetto, alla funzione ecosistemica di circa 22.480 alberi.

Particolare attenzione sarà dedicata anche all’inserimento dell’impianto nel contesto paesaggistico. La fase di VIA rappresenta infatti un passaggio importante per valutare gli effetti dell’intervento sull’ambiente e sul territorio e consente inoltre la raccolta di osservazioni e contributi.

Secondo l’analisi di Confcommercio, tra le voci che hanno registrato l’incremento più marcato c’è l’energia: rispetto a trent’anni fa, la spesa è aumentata del 211%. L’aumento dei costi dell’abitazione e delle altre necessità quotidiane ha contribuito a rendere una quota crescente del reddito familiare vincolata a spese che non possono essere facilmente rinviate o eliminate.

Il confronto con i consumi discrezionali è particolarmente significativo. Nell’arco di tre decenni, infatti, le spese legate alla casa, agli alimentari e all’energia sono cresciute a un ritmo più che doppio rispetto a quelle destinate a beni e servizi non essenziali. Il risultato è un cambiamento profondo nella composizione dei consumi delle famiglie.

L’aumento delle spese obbligate non rappresenta soltanto un problema di costo della vita, ma incide direttamente sulla capacità delle famiglie di destinare risorse ad altre attività: dalla ristorazione al tempo libero, dai viaggi alla cultura fino agli acquisti di beni non indispensabili.

Il fenomeno contribuisce quindi a spiegare anche la maggiore prudenza nelle decisioni di spesa. Quando una parte così consistente del reddito è assorbita da esigenze essenziali, diventa più difficile aumentare i consumi discrezionali, anche in presenza di una crescita dei redditi.

Il dato sull’energia, con un aumento del 211%, sintetizza in modo particolarmente evidente questa trasformazione: le famiglie devono destinare una quota crescente delle proprie risorse a mantenere invariati consumi e servizi essenziali, lasciando meno margine alle altre voci di spesa.

Le soluzioni possono essere diverse: riutilizzare le acque reflue in agricoltura, recuperare energia dai fanghi, alimentare gli impianti idrici con fonti rinnovabili o integrare in un unico sistema acqua, rifiuti ed energia. Ma la tecnologia, da sola, non basta. Servono regole, finanziamenti e responsabilità condivise tra istituzioni, operatori, investitori e utenti.

Un esempio significativo arriva da Atotonilco de Tula, in Messico, dove un grande impianto tratta gran parte delle acque reflue della Valle del Messico. L’acqua depurata viene utilizzata per irrigare un’area agricola di circa 80-90 mila ettari, mentre la digestione dei fanghi produce biogas destinato al fabbisogno energetico dell’impianto.

Il progetto è stato realizzato attraverso un partenariato pubblico-privato che ha coinvolto il fondo nazionale per le infrastrutture, investitori e banche commerciali. Un unico sistema infrastrutturale mette così in relazione servizi igienico-sanitari, agricoltura, energia e salute pubblica.

Un modello analogo, sviluppato nel tempo, è quello di Braunschweig, in Germania. Qui le acque reflue trattate vengono riutilizzate per l’irrigazione agricola, restituendo acqua e nutrienti ai terreni. Colture alimentari ed energetiche, biomasse e fanghi contribuiscono inoltre alla produzione di biogas e quindi di energia elettrica e termica.

Questi casi dimostrano che il vero valore del Nexus non sta soltanto nell'integrazione tecnologica, ma nella capacità di costruire sistemi in cui acqua, energia e produzione alimentare si sostengono reciprocamente. Perché il circuito funzioni, però, occorre allineare interessi economici, regole e investimenti, distribuendo in modo chiaro rischi e benefici.

L’idea prevede l’impiego di decine o centinaia di piccoli droni elettrici, capaci di operare tra 1 e 5 chilometri di quota. L’obiettivo non è utilizzare sostanze chimiche per disperdere le nuvole, ma modificare temporaneamente le loro microscopiche gocce d’acqua, riducendo la quantità di luce riflessa verso l’alto e lasciando passare più radiazione solare verso i pannelli.

Secondo le stime della startup, le nuvole basse e medie più compatte possono ridurre del 73-82% la radiazione solare che raggiunge un impianto. Intervenendo su questa perdita, la tecnologia potrebbe aumentare del 10-30% la produzione annuale degli impianti esistenti, senza dover installare nuovi pannelli.

La prospettiva è interessante soprattutto perché consentirebbe di sfruttare meglio infrastrutture fotovoltaiche già operative, aumentando la quantità di energia prodotta senza espandere necessariamente la superficie degli impianti.

Per ora, però, si tratta soprattutto di una promessa. Meteoric Technologies sostiene che un primo prototipo sia riuscito a ridurre del 13% la densità di una nube artificiale in una camera sperimentale. Mancano tuttavia dettagli pubblici sufficienti sulle dimensioni del test, sui metodi di misurazione, sulla ripetibilità dei risultati e su eventuali verifiche indipendenti.

La tecnologia dovrà quindi affrontare ancora numerosi test sul campo prima di poter dimostrare la propria efficacia in condizioni atmosferiche reali. Se i risultati confermassero anche solo una parte delle stime, tuttavia, gli sciami di droni potrebbero diventare un nuovo strumento per rendere il fotovoltaico più produttivo e meno dipendente dalla variabilità del cielo.

Il dato conferma la tendenza già emersa a giugno, quando i consumi avevano registrato una diminuzione dell’1,8%. A luglio la flessione è stata particolarmente evidente per il diesel, sceso dell’8,4%, con l’extrarete in calo del 13,1%. Negativa anche la performance dei lubrificanti.

Il quadro presenta però alcune dinamiche in controtendenza. La benzina ha raggiunto il livello più alto degli ultimi 16 anni, mentre il jet-fuel ha segnato un nuovo record storico, sostenuto dalla forte domanda legata al trasporto aereo. Prosegue inoltre la crescita dei consumi di bunker marino, utilizzato per il trasporto via mare.

I dati mostrano quindi un mercato petrolifero italiano in trasformazione: da una parte diminuisce la domanda legata soprattutto al diesel e ad alcuni impieghi industriali, dall’altra crescono i consumi connessi alla mobilità aerea e marittima.

Il calo complessivo di luglio rappresenta comunque un segnale significativo per il mercato energetico nazionale e potrebbe riflettere sia l’evoluzione dei consumi nei diversi settori sia i cambiamenti in corso nel sistema dei trasporti.

Il viceministro dell’Energia Michael Shanks ha rassicurato sul fatto che la rete elettrica nazionale non è mai stata minacciata e nessun cittadino è rimasto senza corrente. L’impianto coinvolto, ha spiegato, era di dimensioni molto ridotte rispetto a una normale centrale elettrica.

Il governo non ha fornito dettagli sull’impianto né confermato pubblicamente l’identità degli autori. Il National Cyber Security Centre è comunque intervenuto per analizzare l’incidente e valutare eventuali minacce al settore.

L’episodio, riportato da Financial Times e Daily Telegraph, sarebbe il primo caso noto nel Regno Unito di un attacco informatico legato all’Iran capace di mettere fuori uso un impianto energetico.

L’incidente riporta al centro il tema della cybersecurity delle infrastrutture energetiche, considerate sempre più strategiche e vulnerabili in un contesto internazionale caratterizzato da tensioni e conflitti.

Per Londra, la priorità è ora rafforzare le difese digitali e assicurarsi che un eventuale attacco futuro non possa trasformarsi in una minaccia per la continuità della fornitura elettrica.

Con il cambiamento climatico destinato ad aumentare le temperature e la domanda di energia per l’aria condizionata, episodi simili potrebbero diventare più frequenti. Per questo è utile prepararsi anche a livello individuale, con torce, scorte d’acqua e sistemi di alimentazione d’emergenza.

Ma il problema principale - scrive Elisabetta Ambrosi sul Fatto Quotidiano - è più ampio: dobbiamo ripensare il nostro modello energetico. Consumare sempre di più significa dover produrre e distribuire quantità enormi di energia, con infrastrutture e superfici altrettanto grandi. Un grande resort, con piscine, ristoranti, climatizzazione e servizi, richiederebbe infatti decine di ettari e migliaia di pannelli solari per coprire i propri consumi.

L’esempio di Dubai, dove l’energia consente livelli elevatissimi di climatizzazione e consumo, non è quindi facilmente replicabile né auspicabile: è un modello estremamente energivoro e incompatibile con gli obiettivi di riduzione delle emissioni.

I blackout dovrebbero dunque spingerci non solo a produrre più energia, ma anche a interrogarci su quanta ne consumiamo e su quali servizi e stili di vita possiamo realmente sostenere.

I rischi climatici - scrive Repubblica - si dividono in fisici e di transizione. I primi derivano da eventi estremi come alluvioni, siccità e frane: un immobile danneggiato può perdere valore e rendere più difficile per il proprietario ripagare il debito. Per le imprese, invece, i danni agli impianti possono causare costi di ripristino e cali dei ricavi.

I rischi di transizione riguardano invece il passaggio a un’economia a basse emissioni: nuove tecnologie, regole ambientali e carbon tax possono rendere obsolete alcune attività o aumentarne i costi.

Per stimare questi rischi, gli istituti utilizzano scenari climatici ed economici che considerano variabili come Pil, costo dell’energia, tassazione sulle emissioni e frequenza degli eventi estremi. Le proiezioni possono arrivare fino al 2100, mentre le valutazioni degli impatti si concentrano soprattutto sul 2050.

Per l’Italia, particolarmente esposta a alluvioni e frane, il tema assume un peso crescente. Il clima diventa così non solo una questione ambientale, ma una variabile finanziaria, capace di influenzare credito, valore degli immobili e reputazione delle banche.

Secondo un sondaggio Embold Research, citato da dday.it, su oltre 2.000 elettori, il 75% degli americani sarebbe contrario a un data center vicino casa, contro il 42% di un anno fa. Le principali preoccupazioni riguardano gli enormi consumi di energia e acqua, i grandi cantieri e il limitato numero di posti di lavoro permanenti rispetto agli investimenti pubblici richiesti.

Anche la politica sta cambiando posizione. In Texas, il governatore Greg Abbott ha chiesto che siano le aziende a sostenere interamente i costi delle infrastrutture elettriche necessarie. In Pennsylvania sono state introdotte restrizioni a un progetto Amazon, mentre New York ha imposto una moratoria di un anno sui nuovi data center dei grandi operatori cloud. Secondo Heatmap, oltre 530 contee e municipi americani hanno già limitato o vietato nuovi impianti.

Il tema è diventato trasversale politicamente. Donald Trump continua a difendere l'espansione del settore, sostenendo che i data center portino investimenti e occupazione e che alcuni possano produrre autonomamente l'energia necessaria. Ma non tutti gli impianti dispongono di centrali proprie e molti continueranno a utilizzare la rete pubblica.

La protesta si sta diffondendo anche in Europa. In Irlanda preoccupano i consumi elettrici dei data center, mentre nei Paesi Bassi le contestazioni riguardano soprattutto l'area di Amsterdam.

Anche l'Italia non è immune. A Magenta, in Lombardia, residenti e amministratori contestano un progetto da 240 MW nell'area dell'ex stabilimento Novaceta, citando consumi della rete elettrica, falde acquifere, rumore e scarsa partecipazione della comunità.

La sfida per l'IA, quindi, non è solo tecnologica: per costruire i data center necessari serviranno energia, acqua, territorio e consenso sociale.

La svolta - scrive Milano Finanza - nasce soprattutto dal problema dei costi dell’energia, aumentati fortemente dopo il taglio delle forniture russe seguito all’invasione dell’Ucraina. A questo si aggiungono i costi delle politiche climatiche europee, che pesano in particolare sulle industrie ad alta intensità energetica come acciaio, cemento e chimica.

L’Ue continua comunque a puntare sulla transizione: eolico e solare rappresentano oggi circa il 34% della produzione energetica europea, contro il 20% del 2021. Restano inoltre gli obiettivi di ridurre le emissioni di almeno il 55% entro il 2030 e raggiungere la neutralità climatica nel 2050.

Il problema è però trovare un equilibrio tra decarbonizzazione, sicurezza energetica e competitività industriale. La Germania, alle prese con una crescita debole e bollette elevate, ha già ridotto alcune imposte legate al sostegno alle rinnovabili e attenuato gli obblighi per il riscaldamento domestico da fonti rinnovabili.

Anche le grandi società energetiche europee stanno ridimensionando i propri programmi green. Shell, BP ed Equinor hanno ridotto gli investimenti o gli obiettivi sulle rinnovabili, concentrandosi maggiormente sulle attività più redditizie legate a petrolio e gas.

Bruxelles cerca ora di concedere maggiore respiro alle imprese senza rinunciare agli obiettivi climatici. Tra le proposte c’è anche la possibilità di mantenere più quote di emissione sul mercato, riducendone il costo e quindi la pressione sull’industria.

Il rischio, secondo alcuni analisti, è però che un eccesso di quote faccia scendere troppo il prezzo del carbonio, indebolendo l’incentivo a investire nelle tecnologie a basse emissioni.

La transizione europea entra così in una fase più pragmatica: il Green Deal non viene formalmente abbandonato, ma viene ricalibrato sotto la pressione di energia, industria e consenso politico. La sfida sarà evitare che la ricerca di competitività si trasformi in un vero arretramento sul fronte climatico.

Nei primi sette mesi del 2026 BYD ha immatricolato 33.973 vetture in Italia, con una crescita di quasi il 195% rispetto allo stesso periodo del 2025. La quota di mercato è salita dall’1,18% al 3,2%. A luglio le immatricolazioni sono state 4.466, in aumento del 127%.

Nel complesso, da gennaio a luglio sono stati immatricolati 86.003 veicoli elettrici a batteria, il 70,4% in più su base annua. Tra i modelli cinesi spicca la Leapmotor T03, con 22.353 immatricolazioni, mentre a luglio la BYD Dolphin Surf è stata l’elettrica più venduta in Italia, con 572 unità.

Secondo gli operatori, il successo dei marchi cinesi è legato soprattutto a prezzo, qualità, tecnologia e rapporto qualità-prezzo. Particolare interesse stanno suscitando gli ibridi plug-in, anche perché la rete di ricarica italiana e la disponibilità di ricarica domestica restano ancora limitate.

Per BYD, l’Italia rappresenta uno dei mercati strategici in Europa. L’azienda punta a una presenza di lungo periodo, accompagnando la vendita di auto con una maggiore integrazione nell’ecosistema automobilistico europeo, dalla tecnologia alla produzione e alle catene di approvvigionamento.

Secondo fonti vicine al progetto, l’impianto avrà una potenza compresa tra 80 e 90 megawatt e potrebbe essere completato nell’arco di 18-24 mesi. I pannelli solari occuperanno circa 200 ettari, quasi la metà della tenuta, ma saranno installati a un’altezza tale da consentire la prosecuzione delle attività agricole e di allevamento sul terreno sottostante.

L’obiettivo non è quindi soltanto produrre elettricità, ma integrare produzione energetica e agricoltura attraverso un modello agrivoltaico. L’energia servirà innanzitutto a soddisfare le esigenze della Città del Vaticano e della stazione di Radio Vaticana. L’eventuale produzione in eccesso potrà invece essere immessa nella rete elettrica italiana.

Il progetto affonda le proprie radici nell’iniziativa avviata da Papa Francesco, che nel 2024 aveva affidato alle autorità vaticane il compito di realizzare un impianto capace di contribuire alla completa autonomia energetica dello Stato. Con Papa Leone XIV il percorso è proseguito: nel giugno 2026 è stata istituita la Fondazione Fratello Sole, incaricata di sostenere la realizzazione dell’iniziativa.

A giugno, il Governatorato dello Stato della Città del Vaticano, l’APSA, la Fondazione Fratello Sole e ACEA hanno inoltre firmato un protocollo d’intesa per definire e attuare progressivamente il progetto.

Un ulteriore passo è arrivato ad agosto con l’insediamento della Commissione paritetica Italia-Santa Sede, incaricata di seguire le attività legate alla realizzazione dell’impianto. Al tavolo siedono rappresentanti del Vaticano e di diverse istituzioni italiane, tra cui ministeri, Regione Lazio, Roma Capitale, ARERA, Terna e ACEA.

Il dato conferma il forte interesse per il territorio da parte degli operatori del settore, spinto dalla crescente domanda di infrastrutture per cloud, intelligenza artificiale e servizi digitali.

La diffusione dei nuovi data center pone però anche una sfida per la rete elettrica, chiamata a sostenere consumi sempre più elevati e investimenti infrastrutturali significativi.

Il raffreddamento evaporativo - Il principio è semplice: quando l’acqua evapora, sottrae calore all’ambiente circostante. È lo stesso meccanismo alla base del raffrescamento delle anfore in terracotta e di alcune antiche architetture dei climi caldi.

Il team dell’Istituto di Architettura e Media della TU Graz, composto da Julian Jauk, Milena Stavric e Kristijan Ristoski, ha reinterpretato questo principio attraverso la progettazione digitale e la stampa 3D.

Il risultato è un cubo di ceramica altamente porosa, capace di assorbire acqua e rilasciarla lentamente nell’aria. Nei test effettuati in una soffitta surriscaldata del campus, un singolo blocco ha ridotto la temperatura nelle immediate vicinanze di quasi sette gradi Celsius.

Una struttura interna simile a un labirinto - Il cubo, di circa 23 centimetri per lato, presenta una struttura interna molto particolare. La geometria è basata sulle cosiddette TPMS, superfici minime periodiche tridimensionali che permettono di creare una superficie interna molto ampia in uno spazio compatto.

La ceramica viene estrusa da una stampante 3D e successivamente cotta a basse temperature. Questo processo consente di preservare la porosità del materiale, facilitando l'assorbimento dell'acqua per capillarità e la sua distribuzione all'interno del blocco.

Il sistema non richiede pompe o nebulizzatori: l'acqua si muove naturalmente attraverso la struttura, raggiunge le superfici interne ed evapora, sottraendo calore all'ambiente.

Argilla, micelio e trucioli di legno - I ricercatori stanno inoltre sperimentando materiali bio-ispirati. Alla miscela ceramica vengono aggiunti micelio fungino e trucioli di legno. Durante la cottura, la componente organica brucia e lascia una rete di micro e macro-pori che aumenta la capacità del materiale di assorbire e distribuire l'acqua.

Il risultato è una sorta di spugna ceramica capace di sfruttare autonomamente l'umidità per produrre raffrescamento evaporativo.

Dagli scarti dei laghi a pareti refrigeranti - La ricerca punta anche sul recupero dei materiali di scarto. Tra le possibilità studiate c'è l'utilizzo del limo del lago di Neusiedl, nell'Austria orientale, che viene periodicamente rimosso attraverso attività di dragaggio.

Questi sedimenti, normalmente destinati allo smaltimento, potrebbero diventare una materia prima per produrre elementi costruttivi destinati al raffrescamento degli edifici e degli spazi urbani.

L'obiettivo è offrire un'alternativa ai sistemi di climatizzazione tradizionali, particolarmente energivori e sempre più utilizzati nelle città durante le ondate di calore.

«Il nostro obiettivo è fornire refrigerio dove le persone soffrono maggiormente il caldo, ad esempio nelle città dove il raffreddamento naturale tramite gli alberi è a volte quasi impossibile», spiega Milena Stavric. «Per questo, ci affidiamo ai principi del raffreddamento naturale anziché alle tecnologie di condizionamento dell'aria ad alto consumo energetico».

Le pareti realizzate con questi elementi potrebbero trovare applicazione in abitazioni e uffici, ma anche in scuole, piazze e sale d'attesa. Una tecnologia che unisce stampa 3D, materiali naturali e recupero degli scarti per trasformare un principio antico in una possibile soluzione alle nuove esigenze climatiche delle città.

Per le famiglie si ipotizzano interventi sul modello del Conto Termico, comprese le pompe di calore, l’edilizia residenziale pubblica e gli edifici pubblici. Per le imprese, invece, le misure dovranno essere coordinate con le azioni già previste dal FerX.

Tra le altre possibilità figurano incentivi per accumuli, batterie e veicoli, mentre per i trasporti si valuta un intervento a favore delle ferrovie.

Pichetto precisa che le misure potranno essere definite dopo le comunicazioni della Commissione Ue, ma dovranno poi superare una verifica tecnica e una valutazione politica in Consiglio dei ministri.

Il fotovoltaico - scrive rinnovabili.it - può offrire una risposta concreta, soprattutto nelle aree rurali: riduce la dipendenza dai costosi generatori diesel, abbassa le emissioni e migliora la qualità della fornitura, proteggendo anche le apparecchiature dagli sbalzi di tensione e frequenza.

La disponibilità di energia favorisce inoltre la telemedicina, permettendo a medici e specialisti di condividere referti, immagini e diagnosi a distanza e contribuendo alla formazione del personale locale.

La sanità è anche uno dei pilastri del Piano Mattei. Investire in strutture sanitarie, tecnologie e competenze può produrre benefici non solo sociali, ma anche economici, aumentando produttività e sviluppo. Tra le iniziative italiane figurano progetti in Kenya ed Etiopia dedicati all’assistenza sanitaria, alla formazione e al potenziamento delle strutture locali.

Secondo l’IEA, nel 2025 i data center hanno consumato circa 485 TWh di elettricità nel mondo, con una crescita del 17% in un anno. Entro il 2030 il consumo potrebbe arrivare a 950 TWh, quasi il doppio, pari a circa il 3% della domanda mondiale di elettricità.

Non tutto questo consumo è attribuibile all’AI, ma la sua componente cresce più rapidamente: nel 2025 il consumo elettrico legato all’intelligenza artificiale è aumentato di circa il 50%. La richiesta di energia varia inoltre in base alle attività: generare testo richiede meno risorse rispetto a immagini e video, mentre sistemi di ragionamento complesso e agentici possono avere consumi molto più elevati.

Parallelamente, l’efficienza sta migliorando. Secondo l’IEA, negli ultimi anni l’energia necessaria per singolo compito AI è diminuita di almeno un ordine di grandezza all’anno. Il problema è che la maggiore efficienza viene accompagnata da un aumento del numero e della complessità delle operazioni.

Per sostenere la crescita servono nuovi server e GPU, ma anche sistemi di raffreddamento, reti elettriche, trasformatori, terreni e acqua. La densità energetica dei server AI è aumentata di circa 11 volte tra il 2020 e il 2025 e potrebbe quadruplicare ulteriormente entro il 2027.

Anche gli investimenti stanno crescendo rapidamente. Nel 2025 la spesa in conto capitale dei cinque maggiori gruppi tecnologici ha superato i 400 miliardi di dollari. Secondo una stima McKinsey, gli investimenti globali nei data center potrebbero arrivare a circa 7.000 miliardi di dollari entro il 2030.

La crescita pone però anche una questione ambientale. Quasi metà della nuova domanda elettrica dei data center fino al 2030 potrebbe essere coperta dalle rinnovabili, ma gas e carbone potrebbero insieme soddisfare oltre il 40% dell’aumento della domanda. Le emissioni legate all’elettricità utilizzata dai data center potrebbero raggiungere circa 320 milioni di tonnellate di CO₂ nel 2030, a cui si aggiungono gli impatti legati alla produzione dei semiconduttori, alle materie prime, alla costruzione delle strutture, al consumo d’acqua e alla sostituzione dell’hardware.

L’AI, tuttavia, può intervenire anche sul lato opposto del bilancio energetico. L’IEA individua applicazioni nella gestione delle reti elettriche, nell’industria, nella manutenzione degli impianti, negli edifici e nei trasporti. Applicazioni già sperimentate potrebbero consentire alle industrie ad alta intensità energetica di ridurre i costi energetici del 3-10%.

Il bilancio complessivo dipenderà quindi dalla capacità di compensare l’energia necessaria per alimentare l’intelligenza artificiale con quella che l’AI riuscirà a far risparmiare negli altri settori. Nei prossimi anni saranno decisivi l’efficienza dei modelli, il numero delle operazioni, la fonte dell’elettricità e la capacità delle reti di accompagnare la crescita dei data center.

Per anni il mining di Bitcoin è stato associato soprattutto ai suoi elevati consumi energetici. Un’associazione fondata sul funzionamento stesso della rete: la sicurezza di Bitcoin si basa sul meccanismo di consenso Proof of Work, che richiede ai miner di utilizzare potenza di calcolo per validare le transazioni, competere nella creazione dei blocchi e rendere economicamente proibitiva un’alterazione della blockchain.

Limitare il dibattito ai consumi, tuttavia, rischia oggi di restituire un quadro incompleto. Il mining rimane un’industria energivora, ma la ricerca di elettricità a basso costo sta spingendo gli operatori verso fonti rinnovabili e verso soluzioni capaci di valorizzare risorse energetiche altrimenti sprecate.

Tra le applicazioni emergenti figurano la partecipazione ai programmi di flessibilità della rete, il recupero del calore prodotto dagli impianti e l’utilizzo di gas che altrimenti verrebbe disperso attraverso il gas flaring. Il mining può così diventare, in alcuni contesti, non soltanto un consumatore di energia, ma anche uno strumento per gestire alcune inefficienze dei sistemi elettrici ed energetici.

Questo, però, non significa che Bitcoin sia diventato automaticamente sostenibile o che il mining possa essere considerato una soluzione climatica. La valutazione richiede di considerare diversi fattori: origine dell’energia, localizzazione degli impianti, impatto sulle reti, capacità di interrompere i consumi nei momenti critici, efficienza e durata delle apparecchiature, produzione di rifiuti elettronici e trasparenza dei dati.

La vera sfida, quindi, è passare dallo slogan del «Bitcoin verde» a criteri misurabili e verificabili per valutare l’effettiva sostenibilità del mining.

Tra gli investimenti energetici indicati dalla Commissione, oltre ai prevedibili progetti nelle rinnovabili e nelle infrastrutture delle reti elettriche, compare inoltre una voce esplicita per gli «investimenti in centrali nucleari».

La clausola di salvaguardia è uno strumento che permette ai Paesi dell'Unione europea di allentare temporaneamente i limiti di bilancio previsti dal Patto di stabilità e crescita, quando devono fronteggiare determinate situazioni o sostenere specifiche priorità. Nel caso in esame, il riferimento è alle misure per l'energia.

Nella nota diffusa da Bruxelles si chiarisce che tra gli interventi ammissibili rientrano, tra l'altro, le sovvenzioni alle famiglie:

• per sostituire le caldaie a combustibili fossili con alternative considerate pulite, come le pompe di calore;
• per investire in infrastrutture domestiche di ricarica per veicoli elettrici.

Le pompe di calore sono sistemi di riscaldamento e raffrescamento che sfruttano l'energia presente nell'aria, nell'acqua o nel suolo, risultando generalmente più efficienti e meno inquinanti rispetto alle caldaie tradizionali a gas o gasolio. Le infrastrutture domestiche di ricarica, invece, sono le colonnine o wallbox installate nelle abitazioni per ricaricare i veicoli elettrici, considerate essenziali per la diffusione della mobilità a zero emissioni allo scarico.

La Commissione elenca anche le tipologie di investimenti nell'energia che possono beneficiare delle deroghe ai vincoli di bilancio. Oltre ai progetti nelle energie rinnovabili e agli interventi sulle infrastrutture delle reti elettriche, nella nota compaiono esplicitamente anche gli «investimenti in centrali nucleari».

Per energie rinnovabili si intendono, ad esempio, impianti che producono elettricità da fonti come sole, vento, acqua o biomasse, mentre le infrastrutture di rete comprendono le linee e le stazioni elettriche necessarie a trasportare e distribuire l'energia prodotta. L'inclusione degli investimenti in centrali nucleari tra gli interventi potenzialmente coperti dalle deroghe segnala che, per Bruxelles, anche questa tecnologia rientra nel perimetro delle opzioni considerate nella politica energetica degli Stati membri, accanto alle fonti rinnovabili.

La nota della Commissione fornisce dunque un quadro di riferimento su quali spese energetiche possano essere considerate compatibili con l'utilizzo della clausola di salvaguardia nazionale, offrendo ai governi margini aggiuntivi per sostenere la transizione del settore energetico e degli usi domestici.

La situazione potrebbe però peggiorare dopo la pausa estiva. Secondo una stima elaborata da Nomisma Energia, i rincari attesi per settembre potrebbero avere un impatto significativo sia sui bilanci delle famiglie sia su quelli delle imprese.

A settembre aumentano le spese energetiche

Le previsioni indicano un possibile aumento della spesa annuale per le bollette pari al 23% per le famiglie e addirittura al 54% per le imprese.

La stima, riportata da Il Sole 24 Ore, è stata elaborata da Nomisma Energia sulla base dell’andamento attuale dei prezzi all’ingrosso e cerca di quantificare l’effetto che il caro energia potrebbe avere sulle tariffe al rientro dalla pausa di agosto.

Si tratta di una valutazione prudenziale basata sulla media ponderata dei costi, con particolare riferimento alla componente relativa alla materia prima gas. Come parametro viene considerato anche il prezzo comunicato da Arera per i clienti vulnerabili: nell’ultima rilevazione disponibile, relativa a luglio, il valore era pari a circa 60 centesimi di euro al metro cubo.

Mercati energetici sotto pressione

L’aumento registrato nel corso dell’estate riflette le tensioni che continuano a caratterizzare i mercati internazionali dell’energia. L’incremento dei prezzi all’ingrosso si trasferisce progressivamente sulle tariffe finali, con conseguenze particolarmente rilevanti per le attività produttive, maggiormente esposte ai consumi energetici.

Se le quotazioni attuali dovessero mantenersi sui livelli previsti, il rientro dalla pausa estiva potrebbe quindi tradursi in un ulteriore aumento dei costi per consumatori e imprese.

Per le famiglie l’impatto stimato è significativo, ma per il sistema produttivo il possibile incremento del 54% rappresenta un elemento di forte preoccupazione, soprattutto per le aziende caratterizzate da elevati consumi di gas ed elettricità.

Il sistema riguarda complessivamente 27,15 GW di nuova capacità rinnovabile destinata agli impianti con potenza superiore a 1 MW. Per gli impianti di dimensioni inferiori, fino a una capacità complessiva di 10 GW, è invece previsto l’accesso diretto agli incentivi, senza la necessità di partecipare alle procedure d’asta.

Un nuovo impulso agli investimenti nelle rinnovabili

La pubblicazione delle regole operative rappresenta un passaggio fondamentale per rendere pienamente operativo il Fer X, il meccanismo pensato per sostenere la realizzazione di nuova capacità da fonti rinnovabili.

Le disposizioni definiscono in dettaglio le modalità con cui gli operatori potranno accedere agli incentivi e partecipare alle procedure previste dal provvedimento. L’obiettivo è offrire maggiore certezza agli investitori e creare le condizioni per accelerare la realizzazione degli impianti.

Il nuovo sistema interessa in particolare gli impianti di maggiore dimensione, per i quali l’accesso agli incentivi avverrà attraverso le aste, mentre i progetti sotto la soglia di 1 MW potranno beneficiare di un percorso semplificato.

Gse: regole chiare per accelerare gli investimenti

A sottolineare l’importanza del provvedimento è stato Vinicio Mosè Vigilante, amministratore delegato del Gse, secondo cui la pubblicazione delle Regole Operative del Fer X definitivo rappresenta un passo significativo verso la piena attuazione di una misura strategica per il futuro energetico italiano.

Le nuove disposizioni, ha spiegato Vigilante, mettono a disposizione degli operatori un quadro definito sulle condizioni di accesso agli incentivi e sulle procedure da seguire per partecipare ai meccanismi previsti dal decreto.

La maggiore chiarezza normativa dovrebbe quindi favorire la programmazione degli interventi e, soprattutto, contribuire a velocizzare le decisioni di investimento nel settore delle energie rinnovabili.

Con il Fer X prende così forma uno degli strumenti destinati ad accompagnare la crescita della produzione elettrica da fonti rinnovabili, attraverso un sistema articolato tra aste per gli impianti sopra 1 MW e accesso diretto agli incentivi per quelli di dimensioni inferiori.

La misura rappresenta un passaggio atteso dagli operatori del settore e si inserisce nel più ampio percorso di sviluppo dell’idrogeno rinnovabile previsto dalla normativa europea e nazionale.

Tre categorie di idrogeno

Il decreto individua diverse tipologie di idrogeno considerate ammissibili al sostegno. Rientra innanzitutto l’idrogeno rinnovabile, per il quale è richiesta una riduzione delle emissioni climalteranti nel ciclo di vita di almeno il 70% rispetto al riferimento fossile.

Una seconda categoria è quella dell’idrogeno verde, che deve raggiungere una riduzione delle emissioni di almeno il 73,4%, corrispondente a emissioni inferiori a 3 tonnellate di CO₂ equivalente per tonnellata di idrogeno prodotto.

Il provvedimento considera inoltre il bioidrogeno, ottenuto da fonti di origine biogenica come bioliquidi, biomasse solide, biogas e biometano attraverso differenti processi produttivi. Quando destinato ai trasporti, dovrà rispettare i requisiti previsti per le materie prime utilizzabili nei biocarburanti avanzati e garantire una riduzione delle emissioni di gas serra di almeno il 70%. Per l’utilizzo industriale la soglia sale all’80%.

Incentivi per 15 anni

Il sostegno sarà riconosciuto attraverso un contributo economico collegato alla quantità di idrogeno prodotto e avrà una durata massima di 15 anni.

Potranno partecipare le imprese che dispongono già delle autorizzazioni necessarie alla costruzione e all’esercizio degli impianti oppure quelle che abbiano avviato l’iter autorizzativo. In quest’ultimo caso, l’autorizzazione dovrà essere ottenuta entro 18 mesi dall’assegnazione del contributo.

Un requisito centrale riguarda la destinazione dell’idrogeno prodotto: la maggior parte dovrà essere utilizzata direttamente nei comparti industriali o nei trasporti oppure immessa in infrastrutture di trasporto predisposte per l’idrogeno.

In gara fino a 200 mila tonnellate l’anno

Il decreto stabilisce una capacità complessiva incentivabile pari a 200.000 tonnellate annue di idrogeno rinnovabile. Le assegnazioni saranno effettuate attraverso procedure competitive organizzate dal Gestore dei Servizi Energetici, con cadenza almeno semestrale nel periodo compreso tra il 2026 e il 2029.

Il costo medio annuo massimo dello schema è fissato in 400 milioni di euro. Considerando la durata quindicennale degli incentivi, il valore complessivo potenziale arriva quindi a 6 miliardi di euro, importo autorizzato dalla Commissione europea.

Entro 60 giorni dalla pubblicazione del decreto, il MASE dovrà definire, con il supporto del GSE, la distribuzione temporale dei contingenti. Dovranno inoltre essere individuate le quote destinate alle diverse tecnologie e alle varie fasce di potenza. Successivamente potranno essere previste anche distinzioni tra produzione destinata all’industria e quella rivolta ai trasporti, a condizione che sia garantito un adeguato livello di concorrenza.

Il sistema sarà sottoposto a revisione almeno ogni due anni.

Come funzionerà il meccanismo

Una volta conclusa la procedura competitiva, gli impianti selezionati dovranno avviare la produzione entro 36 mesi dalla pubblicazione della graduatoria.

Il contributo sarà calcolato considerando la quantità effettivamente prodotta e quella realmente consumata nei settori ammessi. Ai fini del riconoscimento dell’incentivo verrà presa in considerazione la quantità minore tra questi due valori.

Il sistema segue il modello dei contratti per differenza. In pratica, il sostegno coprirà il divario tra il prezzo dell’idrogeno indicato nell’offerta vincente e quello di riferimento del combustibile fossile alternativo.

Per l’industria il parametro sarà collegato al gas naturale o all’idrogeno grigio, mentre per il settore dei trasporti verrà utilizzato come riferimento il diesel. Il prezzo sarà determinato mensilmente dal GSE sulla base della metodologia stabilita dal MASE.

Il meccanismo permette quindi di garantire una copertura quando produrre idrogeno risulta più costoso rispetto all’alternativa fossile. Se però il prezzo del combustibile fossile dovesse superare quello dell’idrogeno definito in asta, il meccanismo si invertirà: sarà il produttore a dover restituire al GSE la differenza.

Possibili partecipanti anche dall’estero

Alle procedure potranno prendere parte anche impianti situati in altri Paesi dell’Unione europea o in Stati confinanti con l’Italia con i quali l’UE abbia sottoscritto specifici accordi.

Condizione essenziale sarà che l’idrogeno prodotto all’estero venga fisicamente esportato e destinato al mercato italiano.

Le regole sul cumulo degli incentivi

Il decreto prevede in linea generale il divieto di cumulare il nuovo sostegno con altri incentivi pubblici. Sono tuttavia previste alcune eccezioni.

Il contributo potrà essere associato, tra gli altri, alle risorse previste dal DM 463/2022, relativo agli interventi PNRR per la produzione di idrogeno in aree industriali dismesse e per il suo utilizzo nei settori difficili da decarbonizzare.

È inoltre possibile il cumulo con le agevolazioni previste dal DM 347/2022, con i finanziamenti collegati ai quattro IPCEI europei sull’idrogeno e con eventuali misure destinate esclusivamente alla copertura dei costi di investimento.

In presenza di altri incentivi, tuttavia, il contributo previsto dal decreto tariffe sarà rimodulato per evitare sovracompensazioni.

Con la pubblicazione del provvedimento, l’Italia compie quindi un ulteriore passo verso la costruzione di un mercato dell’idrogeno rinnovabile. Le aste e il sistema di sostegno per quindici anni puntano a rendere più prevedibili i ricavi dei produttori e a favorire nuovi investimenti, contribuendo allo sviluppo di una filiera nazionale destinata soprattutto ai comparti industriali e dei trasporti più difficili da decarbonizzare.

La configurazione attualmente considerata arriva a 599,08 MWp, dopo una serie di ridimensionamenti rispetto alla proposta iniziale. Il progetto era stato infatti presentato nel dicembre 2024 con una potenza di 669,99 MWp, successivamente ridotta a 630,11 MWp nel luglio 2025, a 611,02 MWp nel maggio 2026 e infine a 599,08 MWp nella configurazione depositata il 12 giugno.

Il via libera ambientale rappresenta un passaggio importante per una delle maggiori piattaforme solari sviluppate da Solaria in Italia. La stessa società aveva già indicato Spinazzola come uno dei propri grandi cluster fotovoltaici nel Paese, con una capacità nell’ordine dei 600 MW.

È però fondamentale sottolineare che la VIA favorevole non coincide con l’autorizzazione alla costruzione dell’impianto. Il progetto dovrà infatti proseguire il proprio iter autorizzativo e recepire le prescrizioni e gli eventuali stralci richiesti nell’ambito della procedura ambientale.

Un progetto distribuito su cinque aree

Il maxi impianto è articolato in cinque aree, una delle quali ricade nel territorio di Minervino Murge e le altre quattro in quello di Spinazzola.

La configurazione da 599,08 MWp interessa complessivamente circa 801 ettari di area di progetto, all’interno di una superficie catastale di circa 945 ettari. Le aree effettivamente recintate sono pari a circa 771 ettari.

La superficie occupata direttamente dai moduli fotovoltaici è stimata in circa 239,6 ettari, mentre l’area destinata alle attività agricole raggiunge 625,74 ettari, comprendendo circa 547,87 ettari di superficie coltivata utile e 77,87 ettari destinati a fasce di mitigazione.

La caratteristica centrale del progetto è proprio l’integrazione tra produzione energetica e attività agricola.

I pannelli saranno installati su strutture fisse orientate lungo l’asse est-ovest e sollevate dal terreno di almeno 2,10 metri, una configurazione pensata per consentire la coltivazione dei terreni e il passaggio delle macchine agricole.

Cereali, leguminose e colture foraggere sotto i pannelli

Il progetto prevede la possibilità di mantenere la funzione agricola delle superfici attraverso rotazioni con cereali, leguminose, colture ortive e foraggere.

Tra le prescrizioni ambientali rientra il mantenimento degli interfilari permanentemente inerbiti, senza ricorrere al diserbo chimico.

È prevista inoltre l’installazione di 75 arnie, introducendo anche una componente legata all’apicoltura.

Particolare attenzione dovrà essere riservata agli oliveti già presenti. Le prescrizioni prevedono infatti la loro conservazione e l’eliminazione delle porzioni di impianto fotovoltaico eventualmente previste sulle superfici interessate.

Il progetto non è quindi destinato a occupare indistintamente tutta l’area disponibile: la configurazione definitiva dovrà tenere conto delle prescrizioni paesaggistiche, agricole ed ecologiche.

Un corridoio ecologico e nuove misure di mitigazione

Tra le modifiche richieste figura anche la realizzazione di un corridoio ecologico interno largo 25 metri. Per consentirne la realizzazione dovranno essere eliminate due o tre file di pannelli.

Ulteriori prescrizioni riguardano il rapporto tra l’impianto e il paesaggio circostante. In particolare, le opere ricadenti nei corridoi visuali del ponte ferroviario “21 Archi” dovranno essere arretrate o, quando necessario, rimosse.

Anche la fascia verde perimetrale prevista nella proposta iniziale dovrà essere rivista. Al suo posto sono richieste aggregazioni discontinue di specie arboree e arbustive, con una configurazione maggiormente integrata nel territorio.

Sono previste inoltre compensazioni ambientali su una superficie pari almeno al 30% dell’area occupata dagli impianti fotovoltaici e al 100% delle superfici interessate da viabilità interna, cavidotti, cabine e stazioni elettriche.

Altri stralci e modifiche riguardano le aree più vicine al sito Natura 2000 Murgia Alta, mentre ulteriori arretramenti dovranno essere rispettati rispetto alla viabilità.

La configurazione definitiva, dunque, potrebbe ancora subire variazioni prima dell’eventuale realizzazione.

Tre sottostazioni e connessione alla rete

Sul fronte elettrico, l’energia prodotta sarà raccolta attraverso tre sottostazioni, che porteranno la tensione da 30 a 220 kV.

Successivamente, una sottostazione di utenza 220/380 kV convoglierà l’energia verso una futura stazione Terna collegata alla linea a 380 kV Genzano-Melfi.

La soluzione di connessione attualmente indicata prevede una capacità di immissione di circa 600 MW.

La dimensione dell’infrastruttura evidenzia quindi la rilevanza del progetto non soltanto per il territorio interessato, ma anche per il sistema elettrico regionale e nazionale.

Un progetto ancora da autorizzare alla costruzione

Il passaggio della VIA rappresenta un traguardo importante, ma non significa che i lavori possano partire immediatamente.

L'iter dovrà proseguire attraverso le successive procedure autorizzative e il progetto esecutivo dovrà incorporare le modifiche richieste dalla Commissione tecnica PNRR-PNIEC.

È una distinzione importante perché, nel caso dei grandi impianti rinnovabili, il conseguimento del giudizio ambientale favorevole costituisce uno dei passaggi fondamentali ma non coincide automaticamente con la piena disponibilità di tutti i titoli necessari alla realizzazione.

La corsa dei maxi impianti solari in Italia

Il progetto Spinazzola si inserisce in un panorama italiano nel quale stanno aumentando le iniziative fotovoltaiche e agrivoltaiche di grandi dimensioni.

Alla data del 10 agosto 2026, Spinazzola rappresenta uno dei progetti più grandi arrivati a un giudizio ambientale favorevole nel Paese. Il confronto con gli altri impianti, tuttavia, richiede attenzione perché le autorizzazioni riportano talvolta potenze differenti: MWp, potenza nominale in corrente continua e capacità di immissione in rete non sono grandezze perfettamente sovrapponibili.

Tra i grandi progetti già valutati positivamente figurano diverse iniziative superiori ai 200 MW, concentrate soprattutto in Puglia e Sicilia, mentre sono ancora pochi gli impianti di questa scala effettivamente entrati in esercizio.

Il caso più significativo è quello di Fénix, il grande impianto fotovoltaico realizzato in Sicilia tra Centuripe, Paternò e Belpasso, che ha raggiunto circa 243 MW di potenza installata ed è entrato in esercizio nel 2026.

La distanza tra i grandi progetti autorizzati e quelli effettivamente operativi resta quindi considerevole.

Dalla VIA alla realizzazione: la fase decisiva

Spinazzola si trova ora davanti alla fase più importante del proprio percorso amministrativo. Il via libera ambientale certifica la compatibilità dell'intervento alle condizioni stabilite, ma il progetto dovrà ancora tradurre le prescrizioni in una configurazione definitiva e completare il successivo iter autorizzativo.

La dimensione dell'iniziativa resta comunque significativa: 599,08 MWp di fotovoltaico, centinaia di ettari mantenuti a funzione agricola, sistemi di mitigazione e compensazione ambientale, infrastrutture per la connessione alla rete e una progettazione orientata all'integrazione tra produzione energetica e attività agricola.

Se arriveranno anche le successive autorizzazioni, il progetto potrebbe quindi diventare uno dei principali nuovi poli della produzione fotovoltaica italiana, rafforzando ulteriormente il ruolo della Puglia nello sviluppo delle energie rinnovabili.

Il dato più importante, al 10 agosto 2026, è però proprio questo: Spinazzola ha superato un passaggio ambientale decisivo, ma il maxi parco da quasi 600 MW non è ancora un impianto pronto a essere costruito. La prossima partita si giocherà ora sul completamento dell'iter autorizzativo e sulla capacità di trasformare il progetto approvato, con tutte le prescrizioni previste, in un'opera concretamente realizzabile.

È quanto emerge dagli ultimi dati contenuti nel rapporto “Tracking SDG 7: The Energy Progress Report”, realizzato congiuntamente da Iea, Irena, Nazioni Unite, Banca Mondiale e Organizzazione mondiale della sanità. Il documento analizza i progressi verso il raggiungimento dell'Obiettivo di sviluppo sostenibile 7 (SDG 7) dell'ONU, che punta a garantire entro il 2030 l'accesso universale a servizi energetici moderni, sicuri e sostenibili.

Il quadro che emerge evidenzia ancora profonde differenze tra Paesi e aree geografiche, con le popolazioni più povere e le comunità rurali che continuano a essere maggiormente penalizzate. A frenare i progressi contribuisce anche la difficoltà di mobilitare finanziamenti sufficienti per realizzare infrastrutture energetiche nelle economie in via di sviluppo.

Africa subsahariana ancora in forte ritardo

La situazione più critica si concentra nell'Africa subsahariana. In quest'area vivono oltre 560 milioni di persone senza accesso all'elettricità, mentre circa 970 milioni non possono contare su sistemi di cottura considerati puliti.

Il divario riguarda soprattutto le zone rurali, dove la realizzazione delle infrastrutture risulta più complessa e costosa. Soluzioni come impianti solari off-grid e mini-reti elettriche rappresentano una delle strade considerate più promettenti, ma la loro diffusione richiede investimenti maggiori e strumenti finanziari adeguati.

Nonostante le difficoltà, il rapporto sottolinea che non mancano segnali positivi.

Le rinnovabili superano il 30% dell'elettricità mondiale

Tra gli elementi più incoraggianti c'è la continua crescita delle fonti rinnovabili, che oggi rappresentano oltre il 30% dei consumi globali di elettricità.

L'espansione delle tecnologie pulite, tuttavia, non procede alla stessa velocità in tutte le aree del pianeta. Proprio nei Paesi che maggiormente necessitano di nuovi sistemi energetici, infatti, persistono difficoltà nel reperire capitali a condizioni sostenibili.

Nel 2024 i flussi finanziari pubblici internazionali destinati alle energie rinnovabili nei Paesi in via di sviluppo sono arrivati a 24,6 miliardi di dollari, appena sopra i 24,4 miliardi dell'anno precedente.

Una cifra considerata ancora insufficiente rispetto agli investimenti necessari e nettamente inferiore al massimo di 31,4 miliardi di dollari raggiunto nel 2016.

Il costo del debito pesa sugli investimenti

Uno dei principali ostacoli alla transizione energetica nei Paesi più poveri è rappresentato dal costo elevato del finanziamento.

Nonostante le difficoltà, il debito continua a essere lo strumento dominante nei finanziamenti pubblici destinati all'energia pulita: nel 2024 ha rappresentato circa l'80% dei flussi complessivi.

Le sovvenzioni hanno costituito circa il 13%, mentre il capitale proprio e le garanzie contro i rischi hanno avuto un peso decisamente inferiore, rispettivamente del 2% e del 5%.

La struttura dei finanziamenti evidenzia quindi una delle principali criticità del sistema: proprio i Paesi con minore capacità di indebitamento devono spesso sostenere costi finanziari più elevati per realizzare infrastrutture energetiche.

Dal 2010 milioni di persone hanno migliorato il proprio accesso all'energia

Il rapporto riconosce comunque i progressi compiuti nell'ultimo decennio.

Secondo il direttore esecutivo dell'Iea, Fatih Birol, dal 2010 circa 1,5 miliardi di persone hanno ottenuto accesso a sistemi di cottura pulita, mentre altre 800 milioni hanno raggiunto l'accesso all'elettricità.

Risultati che dimostrano, secondo Birol, come politiche adeguate e investimenti mirati possano produrre risultati concreti. L'impatto non riguarda soltanto l'energia, ma anche la salute, l'occupazione, le opportunità economiche e la resilienza delle comunità.

Il ritmo attuale, tuttavia, non è sufficiente per centrare l'obiettivo fissato dall'ONU per il 2030. Senza un'accelerazione significativa degli interventi, l'SDG 7 rischia quindi di rimanere fuori portata.

Energia pulita significa anche salute

La questione dell'accesso all'energia assume una particolare rilevanza anche dal punto di vista sanitario.

Il direttore generale dell'Organizzazione mondiale della sanità, Tedros Adhanom Ghebreyesus, considera l'accesso universale a sistemi energetici puliti e sostenibili un vero e proprio tema di salute pubblica.

L'utilizzo di legna, carbone e altri combustibili inquinanti all'interno delle abitazioni genera infatti inquinamento dell'aria domestica, con conseguenze sulla salute delle persone, aumentando il rischio di malattie e morti premature e producendo effetti anche sull'ambiente.

Solare off-grid e mini-reti tra le soluzioni più promettenti

Per estendere l'accesso all'elettricità nelle aree più isolate, il rapporto individua nelle rinnovabili distribuite uno degli strumenti con maggiore potenziale.

Impianti solari off-grid e mini-reti elettriche sono già utilizzati da centinaia di milioni di persone e possono rappresentare una soluzione particolarmente adatta alle comunità rurali che non dispongono di collegamenti con le grandi reti nazionali.

Anche sul fronte della cottura stanno aumentando le alternative ai combustibili tradizionali. Tra le soluzioni considerate scalabili figurano la cottura elettrica, il bioetanolo e il biogas.

Il problema, però, non è soltanto tecnologico.

Il nodo resta il costo dell'energia

Anche quando le infrastrutture sono disponibili, una parte delle famiglie non dispone delle risorse economiche necessarie per sostenere i costi di allacciamento, realizzare gli impianti domestici o pagare regolarmente i servizi energetici.

L'accessibilità economica rappresenta quindi uno dei principali ostacoli alla diffusione dell'energia moderna. Per superarlo, il rapporto evidenzia la necessità di ricorrere a sussidi mirati e nuovi strumenti finanziari, in grado di sostenere soprattutto le famiglie a basso reddito.

Cucinare senza inquinare resta la sfida più difficile

Il divario più ampio riguarda proprio l'accesso a combustibili e tecnologie pulite per cucinare. Sono circa 2 miliardi le persone che ancora dipendono da sistemi inquinanti, una quota pari a circa un quarto della popolazione mondiale.

Anche in questo caso le differenze territoriali sono molto marcate. Esiste infatti un forte divario tra città e campagne: circa l'89% della popolazione urbana dispone di sistemi di cottura puliti, mentre nelle aree rurali la percentuale scende al 56%.

Se l'attuale ritmo di miglioramento non subirà una forte accelerazione, nel 2030 potrebbero essere ancora 1,8 miliardi le persone costrette a utilizzare combustibili inquinanti per preparare i propri pasti.

La maggior parte di queste persone si troverebbe ancora una volta nell'Africa subsahariana.

Il quadro tracciato dal rapporto mostra quindi una transizione energetica che procede a velocità molto diverse. Le rinnovabili stanno crescendo rapidamente e milioni di persone hanno conquistato negli ultimi anni l'accesso all'elettricità e alla cottura pulita. Ma le disuguaglianze economiche, il costo dei finanziamenti e la carenza di infrastrutture continuano a frenare i progressi proprio nelle aree che ne hanno maggiore bisogno.

Per raggiungere l'SDG 7 entro il 2030, conclude il rapporto, non sarà quindi sufficiente aumentare la produzione di energia pulita: sarà necessario renderla accessibile, finanziabile e concretamente disponibile anche per le popolazioni più povere e isolate.

Il traguardo fissato da Pechino è particolarmente ambizioso: entro il 2030 la capacità complessiva delle fonti rinnovabili dovrà raggiungere circa 3.500 GW. Di questi, ben 2.800 GW saranno rappresentati da impianti eolici e fotovoltaici.

La dimensione dell'obiettivo emerge ancora più chiaramente confrontando il dato con la situazione attuale. Alla fine del 2025, la capacità installata complessiva di eolico e fotovoltaico in Cina era infatti di circa 1.800 GW. Il nuovo Piano prevede quindi l'aggiunta di circa 1.000 GW di nuova capacità nei cinque anni compresi tra il 2026 e il 2030.

Grandi impianti nelle aree desertiche

Una parte importante della nuova capacità sarà concentrata nelle grandi basi eoliche e fotovoltaiche previste soprattutto nelle regioni settentrionali del Paese.

Le aree desertiche rappresentano uno dei principali territori individuati per lo sviluppo di grandi progetti utility scale. Nel corso del quinquennio è prevista la realizzazione di circa 370 GW aggiuntivi di impianti di grandi dimensioni.

Parallelamente, la Cina intende accelerare anche sul fronte dell'eolico in mare. Il Piano prevede infatti l'avvio dei lavori per circa 100 GW di nuova capacità offshore entro il 2030.

Cresce anche il ruolo dell'idroelettrico

La strategia cinese non si limita però a solare ed eolico. Per l'energia idroelettrica viene indicato un obiettivo di circa 410 GW di capacità cumulativa entro il 2030, rispetto ai circa 384 GW registrati alla fine del 2025.

Grande attenzione sarà riservata all'integrazione tra impianti idroelettrici, altre fonti rinnovabili e sistemi di accumulo. In particolare, il Piano punta a portare la capacità complessiva degli impianti di pompaggio idroelettrico a 160 GW, circa 100 GW in più rispetto al livello raggiunto nel dicembre 2025.

Il pompaggio viene considerato uno degli strumenti fondamentali per compensare la variabilità di eolico e fotovoltaico e rendere più stabile il sistema elettrico.

Più di 300 GW di rinnovabili distribuite

Un altro capitolo riguarda lo sviluppo della generazione distribuita. La Cina prevede di installare oltre 300 GW di nuova capacità su edifici, aree rurali, infrastrutture autostradali e siti industriali.

L'obiettivo è quindi affiancare ai grandi parchi rinnovabili una rete sempre più ampia di impianti di dimensioni medio-piccole, avvicinando la produzione ai luoghi di consumo.

Questa strategia dovrebbe contribuire anche a ridurre la pressione sulla rete di trasmissione e a sfruttare in maniera più capillare le superfici disponibili.

Accumuli e reti per sostituire carbone e gas

Uno degli aspetti più importanti del nuovo Piano riguarda il concetto di “sostituzione affidabile” della generazione convenzionale.

Per raggiungere questo obiettivo, Pechino punta a rafforzare la flessibilità del sistema elettrico attraverso una combinazione di tecnologie. Tra queste figurano gli accumuli a batteria, il pompaggio idroelettrico, il potenziamento degli elettrodotti e delle interconnessioni e la realizzazione di impianti capaci di combinare più tecnologie.

Nel mix futuro potranno trovare spazio anche biomasse e solare termodinamico.

La capacità aggiuntiva di generazione rinnovabile considerata “affidabile” dovrebbe superare i 300 GW nell'arco del quinquennio. Un risultato che Pechino intende raggiungere soprattutto attraverso l'integrazione degli accumuli, capaci di immagazzinare l'elettricità prodotta quando la generazione rinnovabile è elevata e restituirla alla rete nei momenti di maggiore richiesta.

In questo modo, la Cina punta a ridurre la necessità di ricorrere alle centrali a carbone e gas per coprire i picchi di consumo.

L'obiettivo sull'idrogeno verde

Il Piano dedica spazio anche agli utilizzi delle rinnovabili al di fuori della produzione elettrica.

Tra gli obiettivi indicati c'è quello di arrivare entro il 2030 alla produzione di 2 milioni di tonnellate di idrogeno verde, ottenuto utilizzando elettricità proveniente da fonti rinnovabili.

Si tratta di un ulteriore tassello della strategia cinese per estendere l'impiego dell'energia pulita anche ai settori più difficili da elettrificare direttamente.

Fotovoltaico in frenata nel 2026 dopo il boom del 2025

La nuova strategia arriva tuttavia in un momento particolare per il mercato fotovoltaico cinese.

Nei primi sei mesi del 2026 le nuove installazioni fotovoltaiche sono diminuite di circa il 66% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente, fermandosi a circa 72 GW, contro i 212 GW registrati nei primi sei mesi del 2025.

Il forte rallentamento arriva dopo il boom delle installazioni dello scorso anno. Secondo quanto riportato da Reuters sulla base delle analisi della China Photovoltaic Industry Association, molti sviluppatori avevano infatti accelerato la realizzazione dei progetti nel 2025 per completarli prima della scadenza del 1° giugno.

Da quella data è cambiato il sistema di remunerazione dell'energia prodotta dai nuovi impianti, con il passaggio dalle precedenti tariffe feed-in a un meccanismo basato maggiormente sui prezzi di mercato.

Il risultato è stato un forte anticipo degli investimenti e delle entrate in esercizio nella prima parte del 2025, seguito dal brusco rallentamento osservato nel 2026.

Per questo motivo, la nuova capacità fotovoltaica che verrà installata complessivamente in Cina quest'anno dovrebbe rimanere sensibilmente al di sotto del record di 315 GW raggiunto nel 2025.

Nonostante la frenata congiunturale, la direzione strategica indicata dal nuovo Piano appare comunque chiara: Pechino vuole continuare ad aumentare rapidamente la capacità rinnovabile, ma accompagnando la crescita degli impianti con accumuli, reti più flessibili e sistemi capaci di garantire energia anche quando sole e vento non sono disponibili.

Il traguardo dei 3.500 GW entro il 2030 rappresenta così non soltanto un obiettivo quantitativo, ma il tentativo di trasformare il sistema energetico cinese, facendo delle rinnovabili una componente sempre più centrale della produzione elettrica nazionale.

Secondo diversi osservatori, l’operazione potrebbe rappresentare un cambiamento significativo soprattutto per la capacità di raggiungere anche le aree meno servite, grazie alla rete fisica e alla diffusione degli uffici postali, affiancata dalle infrastrutture tecnologiche e dalle competenze sviluppate nel settore delle comunicazioni.

Per gli utenti, la prospettiva è quella di poter accedere a pacchetti di servizi sempre più completi: dalla connettività ai servizi finanziari, dalle offerte energetiche alle polizze, fino a strumenti digitali evoluti destinati sia ai privati sia alle imprese.

Sul fronte aziendale, l’unione delle competenze potrebbe favorire nuovi modelli di servizio, con particolare attenzione alla trasformazione digitale, all’utilizzo dell’intelligenza artificiale e allo sviluppo di soluzioni integrate per accompagnare imprese e pubbliche amministrazioni.

La sfida sarà trasformare la complementarità tra i due gruppi in un vantaggio concreto per il mercato, mantenendo competitività, qualità dei servizi e capacità di innovazione in un settore sempre più caratterizzato dalla convergenza tra tecnologia, energia e servizi al cittadino.

Il tavolo di confronto, ospitato nella sede dell’Anis, segue quello già svolto con le forze di maggioranza e nasce con l’obiettivo di condividere proposte e individuare interventi in grado di rafforzare il sistema produttivo sammarinese.

Il presidente Emanuele Rossini e il segretario generale William Vagnini hanno sottolineato la necessità di un impegno comune per sostenere la crescita economica del Paese. Secondo i vertici dell’associazione, l’economia reale sta svolgendo un ruolo sempre più centrale nel garantire occupazione, benessere e risorse necessarie per finanziare i futuri interventi sociali.

Per gli industriali, però, servono decisioni rapide e riforme strutturali capaci di rendere San Marino più competitiva e attrattiva, anche alla luce delle opportunità legate allo storico accordo di associazione con l’Unione Europea e alle trasformazioni dello scenario internazionale.

Tra le priorità indicate dall’Anis figura l’introduzione di un sistema Iva in linea con gli standard internazionali, insieme a una politica energetica orientata alla riduzione dei costi per le imprese. Al centro dell’agenda anche la realizzazione di un impianto moderno per il trattamento dei rifiuti e un’accelerazione del processo di digitalizzazione della pubblica amministrazione, considerata indispensabile per ridurre la burocrazia e migliorare l’efficienza dello Stato.

La richiesta degli industriali è quindi quella di un percorso condiviso tra istituzioni, politica e sistema produttivo, con l’obiettivo di creare le condizioni per uno sviluppo sostenibile e rafforzare il ruolo di San Marino in un contesto economico sempre più complesso.

Nato nell’estate del 2024, Primo Climate ha oggi una capacità di investimento di 48 milioni di euro e può contare su un ecosistema di partner che comprende anche LifeGate. Il fondo seleziona startup con tecnologie già mature, capaci di ridurre le emissioni di gas serra e con un potenziale di crescita industriale, rivolgendosi ad aziende italiane o internazionali con piani di sviluppo nel nostro Paese.

L’obiettivo è individuare e accompagnare realtà innovative nei settori della decarbonizzazione, dell’efficienza energetica e dell’evoluzione dei sistemi di produzione, gestione e utilizzo dell’energia.

“Per affrontare la transizione energetica servono innovazione continua e la capacità di portare rapidamente sul mercato nuove soluzioni”, spiega Stefano Granella, Ceo di Dolomiti Energia. “Attraverso la collaborazione con Primo Climate possiamo osservare da vicino l’evoluzione delle tecnologie emergenti e mettere a disposizione le nostre competenze industriali per valutarne il potenziale applicativo”.

Per il gruppo trentino, tuttavia, la solidità tecnologica rappresenta solo uno degli elementi di valutazione. Centrale è anche la capacità dei team imprenditoriali di costruire progetti con una governance efficace e prospettive di crescita sostenibili.

L’ingresso in Primo Climate - scrive lifegate.it - rafforza il ruolo di Dolomiti Energia come attore dell’innovazione nel territorio trentino e nel panorama energetico nazionale. “Non si tratta soltanto di sostenere startup promettenti, ma di contribuire a creare le condizioni perché possano generare valore per il territorio, per il sistema energetico e per le comunità”, sottolinea Granella.

Il Trentino-Alto Adige dispone di un ecosistema dell’innovazione in crescita, con numerose startup e competenze scientifiche e imprenditoriali. La collaborazione con Primo Climate punta a creare un collegamento più forte tra queste realtà, gli investitori e il mondo industriale, favorendo la nascita e lo sviluppo di nuove soluzioni per la transizione energetica.

La presenza di un rappresentante di Dolomiti Energia nell’advisory board del fondo contribuirà inoltre a individuare opportunità coerenti con gli obiettivi di Primo Climate e a rafforzare il dialogo tra innovatori, capitale e industria.

Il calo dei consumi petroliferi è stato uno dei principali elementi del semestre: la domanda di petrolio è diminuita di quasi il 4% sia in Italia sia nell’Unione europea. Nel nostro Paese, tuttavia, la riduzione nei trasporti è risultata più contenuta rispetto alla media europea dopo l’inizio della crisi dello Stretto di Hormuz: -1,5% contro -5,5% nell’Ue.

A determinare la contrazione italiana dei consumi petroliferi è stato soprattutto il nuovo forte calo della petrolchimica, con consumi più che dimezzati, mentre la domanda legata ai trasporti ha mostrato una maggiore resistenza nonostante l’aumento dei prezzi dei carburanti.

Sul fronte elettrico si registra invece una dinamica opposta. Nei primi sei mesi dell’anno la domanda di elettricità è cresciuta del 2,5%, segnando il maggiore incremento degli ultimi dieci anni, escludendo il rimbalzo successivo alla crisi pandemica del 2021. L’aumento dei consumi elettrici ha richiesto un maggiore utilizzo del gas nella generazione, cresciuto del 4,4%, mentre la crescita complessiva delle fonti rinnovabili si è fermata a poco più dell’1%.

All’interno delle rinnovabili si sono registrati andamenti molto diversi: il forte calo della produzione idroelettrica è stato compensato dalla crescita dell’eolico, aumentato del 16%, e del fotovoltaico, cresciuto del 19%. A maggio queste due fonti intermittenti hanno raggiunto un nuovo record, arrivando a coprire il 33% della domanda elettrica. La maggiore disponibilità di energia rinnovabile ha contribuito anche a un aumento delle ore con prezzi azzerati sul mercato all’ingrosso, salite a 88 nel primo semestre 2026 rispetto alle 20 dello stesso periodo dell’anno precedente.

La maggiore richiesta di energia elettrica ha avuto conseguenze anche sulla sicurezza degli approvvigionamenti. Il maggiore ricorso al gas ha rallentato il riempimento degli stoccaggi in vista dell’inverno: a fine luglio il livello europeo è previsto poco sopra il 55%, contro il 70% di un anno prima, mentre in Italia dovrebbe attestarsi intorno al 75%, rispetto all’80% precedente.

Sul fronte dei prezzi, l’Analisi ENEA evidenzia una forte crescita dei mercati energetici europei, soprattutto nella seconda parte del semestre. Il greggio ha registrato un aumento del 27% nei primi sei mesi dell’anno e del 50% tra marzo e giugno, dopo la crisi di Hormuz. L’incremento si è riflesso sui prodotti petroliferi: il prezzo medio del gasolio è aumentato del 23% in Italia e del 28% nell’Unione europea. Anche gas ed elettricità hanno registrato rialzi significativi, con il gas in crescita del 27% nel periodo marzo-giugno e i prezzi elettrici in aumento di oltre il 20% sui mercati europei dopo la crisi.

In questo scenario l’indice ENEA ISPRED, che misura sicurezza energetica, prezzi dell’energia e decarbonizzazione, è diminuito del 25% a metà 2026. Il peggioramento è legato soprattutto al progressivo allontanamento degli obiettivi climatici al 2030, all’aumento dei costi energetici e alla persistente debolezza dell’industria ad alta intensità energetica.

Secondo ENEA, il raggiungimento dei target del PNIEC richiederebbe ora una riduzione media annua delle emissioni di circa il 6%, un ritmo molto più elevato rispetto a quello attuale.

La crisi di Hormuz ha avuto un impatto rilevante sui mercati energetici, ma inferiore alle previsioni più negative grazie al ricorso alle scorte strategiche e al calo della domanda cinese. Restano però evidenti gli effetti sul sistema produttivo europeo: nei primi mesi del 2026 la produzione industriale ha continuato a diminuire, in particolare in Germania, mentre in Italia il costo delle importazioni nette di energia tra marzo e aprile è risultato superiore di oltre 3 miliardi di euro rispetto allo stesso periodo del 2025.

Il quadro che emerge è quello di una transizione energetica ancora sotto pressione: consumi e emissioni mostrano segnali di riduzione, ma il ritmo del cambiamento non è ancora sufficiente per centrare gli obiettivi climatici fissati per il prossimo decennio.

L’iniziativa prevede circa 10 miliardi di euro tra fondi europei e nazionali, con l’obiettivo di attivare ulteriori 20 miliardi di investimenti privati. Le nuove strutture saranno dedicate al supercalcolo e alla capacità computazionale necessaria per lo sviluppo dei modelli avanzati di intelligenza artificiale.

Tra i criteri di valutazione dei progetti non ci saranno soltanto potenza e capacità tecnologica, ma anche aspetti legati alla sostenibilità. La Commissione europea infatti presterà particolare attenzione all’efficienza energetica delle infrastrutture e al consumo di risorse idriche, due elementi considerati cruciali per ridurre l’impatto ambientale dei grandi centri di calcolo.

Le gigafactory IA rappresentano una delle principali iniziative europee per costruire una filiera autonoma dell’intelligenza artificiale, limitando la dipendenza tecnologica da altri grandi attori globali e promuovendo allo stesso tempo un modello di sviluppo più sostenibile.

Il tema energetico sarà quindi centrale: i data center di nuova generazione richiedono enormi quantità di elettricità e sistemi avanzati di raffreddamento. Per questo l’Unione europea punta a selezionare progetti capaci di coniugare innovazione, sicurezza tecnologica e riduzione dei consumi.

La sfida sarà creare infrastrutture in grado di sostenere la crescita dell’intelligenza artificiale senza aumentare in modo insostenibile la pressione sulle reti energetiche e sulle risorse naturali.

A guidare questa evoluzione sono i progressi compiuti in numerosi ambiti tecnologici, dai magneti superconduttori ad alta temperatura ai materiali avanzati, dall’elettronica di controllo alla capacità di calcolo necessaria per simulare e governare il comportamento del plasma. Parallelamente aumenta il coinvolgimento di governi e investitori privati, che stanno destinando risorse crescenti allo sviluppo delle future centrali. La fusione, quindi, non è più soltanto una sfida della fisica, ma sta costruendo le basi di una nuova filiera industriale.

L’obiettivo rimane quello di riprodurre sulla Terra il processo che alimenta il Sole: la fusione di nuclei leggeri, come deuterio e trizio, per ottenere elio e liberare enormi quantità di energia. Durante la produzione di elettricità il processo non genera emissioni dirette di CO₂ e presenta caratteristiche differenti rispetto alle centrali nucleari tradizionali, con quantità molto inferiori di rifiuti radioattivi e senza il rischio di reazioni a catena incontrollate.

Anche il combustibile rappresenta un elemento di interesse strategico. Il deuterio è ampiamente disponibile e può essere estratto dall’acqua di mare, mentre il trizio potrà essere prodotto direttamente negli impianti attraverso componenti contenenti litio, in grado di rigenerare il combustibile necessario al funzionamento del reattore.

Le potenzialità della fusione sono rilevanti. Secondo l’International Atomic Energy Agency (IAEA), un chilogrammo di combustibile da fusione può liberare milioni di volte più energia rispetto a un chilogrammo di carbone. Una futura centrale potrebbe quindi fornire elettricità continua e programmabile, indipendente dalle condizioni meteorologiche, contribuendo a integrare le fonti rinnovabili e a rafforzare la sicurezza energetica.

La fusione viene così considerata una delle tecnologie più promettenti per accompagnare la decarbonizzazione dei sistemi energetici, anche se restano sfide tecnologiche importanti da superare. Occorre mantenere stabile un plasma a temperature superiori ai 100 milioni di gradi, sviluppare materiali capaci di resistere a condizioni estreme e realizzare sistemi industriali affidabili per la produzione e il recupero del trizio.

Secondo le principali organizzazioni internazionali, tra cui IAEA, International Energy Agency e Fusion Industry Association, il successo della fusione dipenderà tanto dall’avanzamento della tecnologia quanto dalla capacità di creare una filiera industriale completa, capace di progettare, costruire e gestire le infrastrutture necessarie alle future centrali.

I progressi degli ultimi anni indicano che la ricerca sta entrando in una nuova fase. Nel dicembre 2022 il National Ignition Facility del Lawrence Livermore National Laboratory ha ottenuto per la prima volta l’ignizione in un esperimento di fusione a confinamento inerziale, raggiungendo un risultato storico: la reazione ha prodotto più energia rispetto a quella direttamente impiegata nel processo.

Parallelamente, la fusione a confinamento magnetico — oggi considerata la strada più promettente verso una produzione continua di elettricità — ha accelerato grazie allo sviluppo dei magneti superconduttori ad alta temperatura e ai progressi dei principali programmi internazionali. Il progetto ITER, in corso in Francia, resta il più grande esperimento mondiale sulla fusione e punta a dimostrare la possibilità di ottenere un significativo guadagno energetico dal plasma.

La strada verso le centrali commerciali è ancora complessa, ma il settore ha ormai superato la fase della sola ricerca teorica. La fusione si prepara a diventare una delle grandi infrastrutture tecnologiche su cui si giocherà la transizione energetica del futuro.

L'intesa, firmata presso la sede della Giunta regionale alla presenza dell'assessora al Personale Luisa Regimenti, del direttore generale Alessandro Ridolfi e del direttore della Direzione regionale Personale, Enti Locali e Sicurezza Luigi Ferdinando Nazzaro, prevede un contributo welfare di 1.000 euro per ciascun dipendente. Il bonus sarà destinato al pagamento delle utenze domestiche, dei mutui e degli affitti, con l'obiettivo di attenuare gli effetti del caro energia e dell'aumento del costo della vita.

L'accordo comprende anche una nuova progressione economica orizzontale che interesserà 1.033 dipendenti, oltre ai consueti istituti contrattuali previsti dal Fondo.

"È un accordo che va oltre la semplice gestione delle risorse decentrate", ha dichiarato l'assessora Luisa Regimenti. "Siamo la prima Regione a intervenire concretamente per sostenere i dipendenti alle prese con l'aumento dei costi dell'energia e dei carburanti. La misura punta a tutelare il potere d'acquisto delle famiglie, valorizzare il merito e rafforzare il welfare aziendale, mantenendo gli equilibri finanziari dell'ente. Come già avvenuto durante la pandemia, situazioni eccezionali richiedono interventi straordinari."

Secondo Monti, l'Italia non dovrebbe acquistare centrali nucleari "chiavi in mano" dall'estero, ma scegliere tecnologie già mature coinvolgendo fin dall'inizio le imprese italiane nella progettazione, nella produzione dei componenti, nei sistemi di controllo, nei servizi di ingegneria, nelle opere civili e nella gestione degli impianti.

L'obiettivo è rispettare gli scenari del Piano nazionale integrato energia e clima (Pniec), che prevedono una quota del 10-20% di energia nucleare nel mix elettrico entro il 2050. Per farlo, spiega il presidente dell'AIN, non ci sarebbero i tempi per sviluppare una tecnologia interamente italiana, mentre sarebbe possibile costruire una solida filiera nazionale attorno a reattori già disponibili sul mercato.

Tra le aziende che già operano nel comparto nucleare a livello internazionale figurano Ansaldo Nucleare, Walter Tosto, Tectubi Raccordi, Atb Riva Calzoni, Siet, Simic e Ibf Group. Attorno a queste realtà potrebbe svilupparsi un ecosistema che coinvolga centinaia di imprese della meccanica, dell'oil & gas, della strumentazione e dei servizi.

Per l'AIN la priorità resta però il completamento dell'iter normativo. Dopo l'approvazione del disegno di legge alla Camera, il Senato dovrà approvare la delega, cui seguiranno i decreti attuativi e la definizione del programma nucleare nazionale. «Senza un programma nucleare chiaro e definito nessuno ordina un reattore», sottolinea Monti.

Secondo le stime dell'associazione, la filiera italiana del nucleare potrebbe passare dalle attuali circa 100 imprese a 400-500 aziende, generando un impatto economico fino al 2,5% del Pil e trasformando il ritorno dell'energia nucleare anche in una leva di politica industriale.

La tecnologia, brevettata con il nome SARA Pro, è stata ideata da quattro giovani ingegneri aerospaziali e punta a risolvere uno dei principali limiti dei satelliti commerciali di piccole dimensioni: la ridotta disponibilità di energia durante le operazioni in orbita. Lo scrive La Stampa.

A differenza dei tradizionali pannelli solari fissi, il sistema di Revolv Space permette ai moduli fotovoltaici di ruotare autonomamente seguendo costantemente il Sole. In questo modo viene garantita, in media, una produzione di energia doppia rispetto alle soluzioni convenzionali, aumentando l'autonomia operativa dei satelliti e riducendo i vincoli legati al bilancio energetico delle missioni.

Il dispositivo è progettato per operare in condizioni estreme, con migliaia di cicli di rotazione nello spazio, in assenza di atmosfera e con escursioni termiche superiori ai 100 gradi, mantenendo prestazioni affidabili per missioni della durata compresa tra cinque e sette anni.

Il sistema comprende il meccanismo di rotazione dei pannelli, l'elettronica di controllo e la gestione della potenza, integrando tutti i componenti necessari per garantire un'alimentazione continua ai satelliti.

La tecnologia sarà impiegata anche nelle missioni di in-orbit servicing, le attività di ispezione e manutenzione dei satelliti direttamente nello spazio. Tra i primi clienti figura la francese Infinite Orbits, specializzata in servizi di manutenzione in orbita geostazionaria, che utilizzerà i sistemi di Revolv Space per assicurare un'alimentazione elettrica costante durante le operazioni.

Con questa nuova comunicazione, il periodo di interruzione si prolunga dall'inizio di aprile fino alla fine di settembre 2026. Complessivamente, i carichi interessati dalla forza maggiore salgono a 24, per un volume di circa 3 miliardi di metri cubi di gas naturale.

Nonostante le mancate consegne, Edison assicura di aver reperito forniture alternative per garantire la continuità del servizio e conferma di essere in grado di rispettare tutti gli impegni assunti con i propri clienti. Al 28 luglio, la società ha già sostituito 17 carichi di GNL, equivalenti a circa 1,6 miliardi di metri cubi di gas.

Il contratto di lungo termine tra Edison e QatarEnergy, in vigore dal 2009, prevede la fornitura all'Italia di 6,4 miliardi di metri cubi di gas all'anno per una durata complessiva di 25 anni.

La situazione finanziaria dell'azienda si è aggravata nella primavera del 2026 con la perdita del suo cliente più importante, Apple, che ha deciso di spostare gli approvvigionamenti verso fornitori cinesi. L'addio del colosso di Cupertino ha avuto un impatto significativo sui ricavi di Varta, già alle prese con l'aumento dei costi, la crescente concorrenza asiatica e le difficoltà del mercato delle batterie. La richiesta di insolvenza rappresenta ora un passaggio cruciale nel tentativo di riorganizzare l'azienda e salvaguardarne le attività.

Il quadro emerge dalla prima edizione di Polaris, il nuovo Osservatorio di Snam dedicato al sistema gas italiano. Il report, che avrà cadenza mensile con approfondimenti trimestrali, evidenzia come il gas continui a svolgere un ruolo centrale nella sicurezza energetica del Paese.

Tra i dati più significativi del primo semestre, aumenta anche il contributo del GNL (gas naturale liquefatto): da gennaio a giugno le importazioni hanno raggiunto 10,7 miliardi di metri cubi, confermando il crescente peso di questa fonte nell'approvvigionamento energetico nazionale.

Negli ultimi tre anni i costi energetici sono cresciuti del 35%, mentre nel 2024 le aziende italiane hanno pagato l'elettricità in media 109 euro/MWh, contro i 63 euro/MWh della Spagna e i 58 euro/MWh della Francia. Un divario competitivo che spinge il distretto comasco a puntare su strategie condivise.

L'aggregazione consentirà alle imprese, soprattutto alle piccole e medie aziende, di accedere a contratti di fornitura di energia rinnovabile più competitivi, rafforzando al tempo stesso il percorso di transizione energetica e la competitività dell'intera filiera tessile.

Tra gli appuntamenti dell'estate figurano le visite agli impianti di Nove (Veneto), in occasione del Dolomiti Arena – Slow Mountain Music Festival, e di Galleto (Umbria), nell'ambito della Festa delle Acque di Piediluco. Le visite, gratuite su prenotazione, permettono ai cittadini di conoscere da vicino il funzionamento degli impianti, il ruolo delle fonti rinnovabili e il valore storico e tecnologico delle infrastrutture energetiche.

L'iniziativa prosegue l'esperienza di Centrali Aperte, il programma avviato nel 2002 per avvicinare cittadini, famiglie e scuole al mondo della produzione di energia da fonti rinnovabili. Da settembre il calendario coinvolgerà circa 80 comuni italiani, con visite guidate, attività educative, iniziative dedicate alle famiglie e momenti di valorizzazione delle tradizioni e dei prodotti locali, trasformando le centrali in luoghi di incontro, divulgazione e partecipazione.

L'aumento più consistente riguarda benzina e diesel, con un aggravio stimato di 13,6 miliardi di euro (+20,4% rispetto al 2025), seguiti dall'energia elettrica (+10,2 miliardi, +12,9%) e dal gas (+5 miliardi, +14,6%).

A livello territoriale, le regioni economicamente più sviluppate saranno quelle maggiormente colpite in termini assoluti: Lombardia, Emilia-Romagna e Veneto concentreranno la quota più elevata dei maggiori costi energetici, mentre per i carburanti gli incrementi percentuali più marcati sono attesi nel Mezzogiorno.

Le misure già adottate dal Governo, pari a 7 miliardi di euro tra sostegno alle bollette e riduzione delle accise, coprirebbero solo una parte dell'impatto stimato. Secondo la Cgia potrebbero quindi rendersi necessari nuovi interventi nei prossimi mesi, insieme a una maggiore azione europea per contenere il caro energia e riformare il mercato, a partire dal disaccoppiamento tra il prezzo del gas e quello dell'energia elettrica.

L'operazione consolida la presenza del gruppo nella filiera dei servizi energetici rivolti a famiglie e piccole imprese, ampliando l'offerta di soluzioni integrate per la transizione energetica.

"Abbiamo completato un percorso industriale che ci ha consentito di ampliare il portafoglio di servizi integrati, che spaziano dal fotovoltaico ai sistemi di accumulo, dalle pompe di calore alle infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici", ha dichiarato l'amministratore delegato di A2A Energia, Andrea Cavallini.

Secondo il manager, l'acquisizione rappresenta un ulteriore passo nel sostegno all'elettrificazione dei consumi e alla transizione energetica del Paese, accompagnando famiglie e piccole e medie imprese nell'adozione di tecnologie più efficienti e sostenibili.

Cavallini ha inoltre sottolineato come l'attenzione alla qualità della customer experience e il presidio dell'intera filiera dei servizi confermino il rapporto di fiducia che A2A intende continuare a costruire con i propri clienti.

Lo studio evidenzia che, con la progressiva dismissione delle centrali a carbone, sarà necessario realizzare nuovi impianti di produzione. Scegliere di costruire nuove centrali a carbone comporterebbe costi simili a quelli delle fonti rinnovabili, ma con un impatto ambientale decisamente maggiore. Anche il ricorso al nucleare non rappresenterebbe una soluzione più economica, risultando, nel caso australiano, l'opzione più costosa.

Secondo gli autori del rapporto, abbandonare gli obiettivi di neutralità climatica non aprirebbe quindi alcun percorso "a basso costo". Al contrario, continuare a utilizzare il carbone richiederebbe ulteriori spese per compensare le maggiori emissioni di gas serra in altri settori, come industria, trasporti e agricoltura.

Lo studio ricorda inoltre che il costo della produzione di energia rappresenta solo una parte della bolletta elettrica, mentre il resto è legato ai costi di trasmissione, distribuzione, oneri di sistema e fiscalità. Per questo, la riduzione dei prezzi per i consumatori dipende da molteplici fattori e non esclusivamente dalla tecnologia utilizzata per generare elettricità.

L'incremento è stato favorito sia dalle temperature superiori alla media stagionale sia da un giorno lavorativo in più rispetto a giugno dello scorso anno.

L'aumento dei consumi ha avuto riflessi anche sul mercato all'ingrosso dell'energia. Secondo Staffetta Quotidiana, il Prezzo Unico Nazionale (Pun) è salito dell'11% rispetto a maggio, passando da 0,1190 a 0,1325 euro per kWh, trainato dalla forte richiesta di elettricità per il raffrescamento degli edifici.

L'impatto sulle bollette delle famiglie, tuttavia, dovrebbe rimanere contenuto. Come evidenzia Elettricità Futura, la maggior parte dei clienti domestici ha infatti sottoscritto contratti a prezzo fisso, che non risentono direttamente delle oscillazioni del mercato all'ingrosso.

Il dibattito sull’ETS si è polarizzato tra chi lo considera un ostacolo alla competitività europea e chi lo difende come strumento centrale della decarbonizzazione. Secondo l’autore, serve però una valutazione più oggettiva degli effetti prodotti in oltre vent’anni: i dati disponibili mostrerebbero un impatto limitato del carbon market sulla trasformazione industriale, mentre gli investimenti nelle tecnologie verdi sono stati spesso sostenuti da incentivi e strumenti dedicati.

La vera sfida, quindi, non è solo correggere l’ETS, ma valutarne efficacia e limiti per costruire una politica climatica più equilibrata, capace di coniugare decarbonizzazione, competitività e stabilità regolatoria.

In un contesto internazionale caratterizzato da instabilità e tensioni geopolitiche, il sistema energetico italiano ha confermato la propria capacità di risposta grazie alla diversificazione delle fonti di approvvigionamento e a una rete infrastrutturale composta da gasdotti, rigassificatori e stoccaggi.

Con 10 punti di ingresso tra gasdotti e terminali di rigassificazione, l’Italia si conferma uno dei Paesi europei più interconnessi per la fornitura di gas e un nodo strategico nel Mediterraneo, garantendo maggiore flessibilità e continuità degli approvvigionamenti.

L'iniziativa punta a favorire l'autoconsumo energetico e la transizione verso fonti rinnovabili attraverso una tecnologia che sfrutta il calore naturale del sottosuolo per il riscaldamento e il raffrescamento degli edifici. Per un'azienda tipo, l'adozione di un impianto geotermico può garantire un risparmio energetico del 30-35% rispetto ai sistemi tradizionali, oltre a ridurre le emissioni di CO₂ e i costi di manutenzione.

Il progetto, disciplinato da un Protocollo d'intesa approvato dalla Regione Emilia-Romagna, prevede il coinvolgimento delle aziende interessate e offre alle imprese associate a Confindustria Emilia un servizio gratuito di consulenza preliminare per valutare la fattibilità degli interventi.

L'iniziativa si inserisce nella strategia regionale di sviluppo delle energie rinnovabili e mira a rafforzare la competitività del sistema produttivo, coniugando sostenibilità ambientale, innovazione e contenimento dei costi energetici.

A illustrare il progetto è stato il commissario europeo all'Energia, Dan Jørgensen, che ha definito la proposta "ambiziosa ma realizzabile", sottolineando come il contesto internazionale renda indispensabile un'accelerazione. Secondo il commissario, le tensioni geopolitiche, in particolare la crisi in Medio Oriente, hanno dimostrato quanto il sistema energetico europeo sia ancora vulnerabile.

Jørgensen ha evidenziato che, dall'inizio degli attacchi statunitensi contro l'Iran, l'Europa avrebbe sostenuto una spesa aggiuntiva superiore ai 50 miliardi di euro per l'approvvigionamento energetico, senza ottenere un aumento delle forniture. Un dato che, secondo Bruxelles, rafforza la necessità di ridurre la dipendenza dalle fonti fossili importate.

Tra le misure previste dal piano figura anche una revisione della fiscalità energetica. L'intenzione della Commissione è rendere l'elettricità più conveniente rispetto al gas, riducendo il peso delle imposte sull'energia elettrica e favorendone così la diffusione nei trasporti, nell'industria e nel riscaldamento domestico.

Parallelamente prosegue anche il percorso di rafforzamento del sistema europeo di scambio delle quote di emissione (Ets). A partire dal 2031, infatti, anche gli impianti di termovalorizzazione dei rifiuti saranno chiamati a sostenere il costo delle emissioni di anidride carbonica, mentre le discariche resteranno escluse dal nuovo meccanismo.

Un cambiamento che segna una svolta per il mercato americano, dove le tecnologie rinnovabili stanno passando da ruolo complementare a elemento centrale della crescita energetica. A confermare questa evoluzione anche un risultato storico: nel mese di maggio l’energia prodotta dagli impianti solari ha superato quella generata dal carbone, un sorpasso mai registrato prima negli Stati Uniti.

Negli ultimi cinque anni il fotovoltaico è stato la principale fonte di nuova capacità elettrica aggiunta alla rete nazionale, mentre gli impianti di accumulo hanno acquisito un’importanza sempre maggiore per gestire la variabilità della produzione. Le batterie permettono infatti di conservare l’energia prodotta nelle ore di maggiore irraggiamento e restituirla alla rete nei momenti di maggiore richiesta.

Attualmente il solare copre quasi il 13% della produzione elettrica statunitense, una quota impensabile solo dieci anni fa. La crescita è stata favorita dai costi sempre più competitivi, dalla velocità di realizzazione degli impianti e dalla necessità di rispondere a una domanda di elettricità in aumento.

A guidare questa trasformazione sono soprattutto California e Texas, due Stati con caratteristiche molto diverse ma accomunati dal forte sviluppo delle nuove tecnologie energetiche. La California continua a essere uno dei territori più avanzati nell’integrazione tra fotovoltaico e batterie: a luglio i sistemi di accumulo hanno raggiunto livelli record, arrivando a fornire quasi 13 gigawatt di potenza alla rete nelle ore di maggiore consumo. Nello stesso periodo la produzione solare ha superato i 23 gigawatt.

Le nuove strutture, situate lungo il fiume Stura di Lanzo, si aggiungono agli impianti già presenti in Lombardia, Veneto e Friuli-Venezia Giulia. Nel complesso, il sistema è in grado di produrre oltre 60 gigawattora di energia all'anno, una quantità sufficiente a coprire il fabbisogno elettrico di circa 22 mila famiglie.

L'energia prodotta viene utilizzata per alimentare le infrastrutture digitali del gruppo, in particolare i data center, strutture che richiedono un notevole consumo energetico e importanti sistemi di raffreddamento per garantire il funzionamento continuo dei server. Oltre all'idroelettrico, Aruba investe anche nel fotovoltaico, con pannelli installati negli edifici aziendali per incrementare ulteriormente la quota di energia pulita disponibile.

L'iniziativa rientra negli obiettivi del Climate Neutral Data Centre Pact, il programma europeo che punta a rendere climaticamente neutri i data center entro il 2030. Grazie alla produzione diretta di energia rinnovabile, l'azienda mira a ridurre non solo l'impatto ambientale delle proprie attività, ma anche quello delle infrastrutture informatiche ospitate per conto dei clienti.

Tra i progetti più innovativi c'è GemStar, soprannominato "l'aquilone del mare", un sistema sviluppato per sfruttare l'energia delle correnti sottomarine trasformandola in elettricità. Accanto a questa tecnologia si affiancano soluzioni come Pivot, che converte il moto delle onde in energia, e le turbine installate nei parchi eolici offshore galleggianti.

La ricerca italiana è protagonista di questo settore grazie a un progetto nato all'interno di un gruppo di ricerca dell'Università Federico II di Napoli, impegnato nello sviluppo di tecnologie in grado di rendere più efficiente e sostenibile lo sfruttamento delle risorse marine.

L'obiettivo è ampliare il mix delle energie rinnovabili, affiancando alle fonti tradizionali sistemi capaci di produrre energia in modo continuo e con un impatto ambientale ridotto, contribuendo così al percorso di decarbonizzazione e alla sicurezza energetica.

Nell'anno dell'80° anniversario, il gruppo ha chiuso il 2025 con un fatturato consolidato di 182,3 milioni di euro, è presente in oltre 100 Paesi e realizza il 67% delle vendite sui mercati esteri. Il valore economico distribuito a dipendenti, fornitori, partner e territorio è stato pari a 156 milioni di euro.

"Gli 80 anni rappresentano per Pettenon Cosmetics una responsabilità prima ancora che un traguardo", ha dichiarato l'amministratore delegato Luigi Ambrosini, sottolineando come sostenibilità, innovazione e controllo della filiera siano elementi centrali della strategia di crescita internazionale.

Tra i risultati ambientali spiccano il nuovo impianto fotovoltaico nello stabilimento di San Martino di Lupari, la riduzione del 30% dei consumi idrici rispetto al 2023, il recupero di oltre il 99% dei rifiuti prodotti nel sito e una diminuzione dell'utilizzo di plastica vergine grazie all'impiego di materiali riciclati. Sul fronte sociale, l'azienda conta 616 dipendenti, ha ottenuto la certificazione per la parità di genere e ha investito in formazione e iniziative a favore del territorio e dell'inclusione.

L'accordo punta a mettere in rete competenze scientifiche, capacità industriali e visione strategica per affrontare le sfide della transizione energetica e contribuire agli obiettivi di decarbonizzazione del Paese. Tra i principali ambiti di collaborazione figurano la produzione di nuovi vettori energetici per i trasporti, come idrogeno, e-fuel e biocarburanti, l'analisi degli scenari energetici, l'innovazione tecnologica, la sostenibilità, la formazione specialistica e lo sviluppo di progetti di ricerca condivisi.

"Il protocollo d'intesa con IP ci consente di mettere a disposizione di un'azienda leader del settore le nostre competenze tecnico-scientifiche nel campo dell'energia e dei trasporti. L'obiettivo primario resta costruire un sistema energetico pienamente integrato e sostenibile, sfruttando le sinergie tra ricerca e industria per creare valore in un'ottica di sostenibilità e decarbonizzazione del Paese", ha dichiarato la presidente di ENEA, Francesca Mariotti.

Il protocollo, della durata di quattro anni con possibilità di proroga, prevede la costituzione di gruppi di lavoro congiunti che definiranno e svilupperanno i singoli progetti attraverso specifici accordi esecutivi, stabilendo tempi, risorse e modalità operative.

"L'accordo con ENEA offre a IP l'opportunità di integrare competenze scientifiche, capacità industriale e visione strategica a sostegno della transizione energetica per la mobilità", ha sottolineato l'amministratore delegato di IP, Levan Davitashvili. "L'obiettivo è contribuire in modo concreto allo sviluppo di soluzioni innovative per la decarbonizzazione e la competitività del sistema dei trasporti e dell'industria italiana."

Il progetto nasce con l’ambizione di mettere in relazione competenze, ricerca scientifica e politiche pubbliche, favorendo il contributo delle nuove generazioni alla costruzione di una transizione energetica più sostenibile, equa e resiliente.

L’iniziativa è stata presentata durante l’evento “Giovani ed Energia: dialoghi intergenerazionali sul futuro dell’energia”, promosso da Enel Foundation con il patrocinio del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica e del Consiglio Nazionale dei Giovani. All’incontro hanno partecipato, tra gli altri, il ministro per lo Sport e i Giovani Andrea Abodi, la presidente dell’Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale Maria Alessandra Gallone e Marcella Panucci, consigliera del ministro dell’Università e della Ricerca per la competitività della ricerca, l’internazionalizzazione e i rapporti con le imprese.

L’Hub coinvolgerà circa quaranta giovani professionisti ad alto potenziale provenienti da istituzioni, università, organizzazioni internazionali, centri di ricerca e realtà attive nei comparti dell’energia e della divulgazione scientifica.

Attraverso percorsi di formazione, confronto interdisciplinare e produzione di contenuti, il progetto punta a rafforzare il dialogo tra mondo della ricerca, decisori pubblici e industria, valorizzando il ruolo dei giovani come protagonisti nella definizione delle strategie energetiche.

L’obiettivo finale è creare una rete permanente di giovani esperti capaci di contribuire all’elaborazione delle priorità energetiche italiane e al dibattito internazionale con analisi, proposte e competenze basate sull’evidenza scientifica.

La locomotiva, dotata di sei pannelli fotovoltaici, non utilizzava l’energia del sole per muoversi, ma per alimentare alcuni servizi interni del convoglio, rappresentando uno dei primi tentativi di applicare il fotovoltaico al settore ferroviario.

L’esperimento aveva l’obiettivo di studiare nuove soluzioni per ridurre i consumi energetici e integrare fonti rinnovabili nei sistemi di trasporto. All’epoca si trattava di una tecnologia innovativa, capace di anticipare temi oggi centrali nelle strategie di decarbonizzazione della mobilità.

A distanza di oltre vent’anni, la storica locomotiva potrebbe tornare protagonista grazie a un intervento di recupero e restauro. L’iniziativa punta a preservare un simbolo della ricerca italiana sull’energia pulita e a valorizzare un progetto che aveva anticipato l’attuale interesse per l’integrazione tra trasporti e fonti rinnovabili.

La motrice rimane una testimonianza di come sperimentazione e innovazione possano aprire nuove strade verso una mobilità più sostenibile.

Le aree interessate, per una superficie complessiva di circa 50 ettari, si trovano in sei regioni italiane: Abruzzo, Campania, Lombardia, Piemonte, Sicilia e Veneto. I terreni sono stati individuati come idonei all’installazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili e saranno messi a disposizione di operatori privati per la produzione di energia pulita.

L’iniziativa, avviata a un anno dalle prime gare pilota, punta a trasformare beni pubblici inutilizzati in risorse capaci di generare valore economico e ambientale, favorendo anche lo sviluppo dell’autoconsumo collettivo e delle Comunità Energetiche Rinnovabili (Cer).

I bandi prevedono particolare attenzione alla qualità dei progetti, agli interventi di mitigazione paesaggistica e alla sostenibilità delle infrastrutture. Saranno inoltre premiate le proposte che prevedono la costituzione o l’adesione a Comunità Energetiche Rinnovabili con il coinvolgimento di almeno un Comune.

L’obiettivo è favorire nuovi investimenti nel settore energetico e contribuire alla crescita della produzione da fonti rinnovabili sul territorio nazionale.

Per oltre cinquant'anni la cosiddetta superradianza è rimasta una previsione teorica. Formulata negli anni Settanta da Roger Penrose e Yakov Zel'dovich, descrive un fenomeno in cui un'onda può estrarre energia da un oggetto in rapida rotazione, uscendo dall'interazione amplificata. Lo stesso meccanismo è stato proposto anche per i buchi neri rotanti, ma verificarlo sperimentalmente si è sempre rivelato impossibile a causa delle velocità estreme richieste.

Ora un gruppo di ricercatori dell'Advanced Science Research Center della City University of New York (CUNY ASRC) ha superato questo limite con un esperimento pubblicato sulla rivista Nature. Invece di mettere realmente in rotazione un oggetto, gli scienziati hanno sviluppato un sistema capace di simulare una rotazione ultraveloce attraverso la modulazione temporale di un anello di risonatori elettronici.

Il dispositivo resta completamente fermo, ma la variazione sincronizzata delle proprietà dei risonatori genera un pattern che si sposta lungo l'anello. Per le onde elettromagnetiche che attraversano il sistema, questo movimento è equivalente a quello di un corpo in rotazione a velocità elevatissima.

La cosiddetta rotazione sintetica permette così di superare i limiti imposti dalla meccanica tradizionale, arrivando a simulare velocità apparenti superiori a quella della luce senza violare le leggi della fisica, poiché a muoversi è soltanto il pattern e non un oggetto materiale.

In queste condizioni i ricercatori hanno osservato proprio l'effetto previsto dalla teoria: le onde con le caratteristiche appropriate hanno estratto energia dal sistema e sono uscite amplificate.

«Le onde con le opportune caratteristiche rotazionali estraevano energia dal sistema e venivano amplificate, riproducendo la fisica essenziale del processo Penrose-Zel'dovich», spiega Hady Moussa, coautore dello studio. «Il nostro approccio si basa su metamateriali progettati per controllare la propagazione delle onde».

Per la prima autrice dello studio, Hadiseh Nasari, il risultato rappresenta un passaggio fondamentale: «Questo esperimento porta le idee sulla dinamica rotazionale estrema dalla teoria alla pratica e crea una piattaforma sperimentale versatile per esplorare fenomeni all'intersezione tra astrofisica, fisica delle onde e scienza quantistica».

Il lavoro apre infatti la strada a un nuovo modo di studiare in laboratorio fenomeni finora accessibili solo attraverso modelli teorici legati ai buchi neri. Oltre al valore per la ricerca fondamentale, la tecnica potrebbe trovare applicazioni future nello sviluppo di piattaforme fotoniche e quantistiche, con possibili ricadute nelle comunicazioni wireless, nell'ottica avanzata e nelle tecnologie quantistiche.

Tra le richieste principali c’è il rispetto del percorso correttivo indicato dal Consiglio europeo il 21 gennaio 2025, tenendo conto dello scostamento registrato nel 2025 rispetto al tetto di spesa netta raccomandato dalla Commissione.

L’Italia è inoltre invitata a incrementare la spesa complessiva per difesa, sicurezza e capacità operativa, mantenendo però un equilibrio con la sostenibilità del debito pubblico e con l’efficienza nell’utilizzo delle risorse. Secondo l’Ecofin, il bilancio dovrà essere progressivamente adattato per sostenere livelli strutturalmente più elevati di investimento nel comparto della sicurezza.

Sul fronte energetico, Bruxelles raccomanda che le misure adottate per contenere l’impatto dell’aumento dei prezzi siano temporanee e mirate, concentrate sulla tutela delle famiglie più vulnerabili e sul sostegno alle imprese maggiormente esposte ai costi energetici.

Gli interventi dovranno inoltre mantenere gli incentivi al risparmio energetico e restare compatibili con gli impegni di bilancio assunti dall’Italia nell’ambito del nuovo quadro fiscale europeo.

Tra le indicazioni figura anche la prosecuzione delle riforme e degli investimenti previsti dal percorso di aggiustamento esteso, insieme a una revisione del sistema fiscale orientata alla crescita sostenibile e all’equità. In questo ambito, l’Ecofin richiama la necessità di rafforzare la lotta all’evasione fiscale e ridurre le agevolazioni fiscali residue, comprese quelle legate all’Iva e ai sussidi considerati dannosi per l’ambiente.

Un ulteriore capitolo riguarda la transizione energetica: l’Italia dovrà accelerare l’elettrificazione, aumentare la diffusione delle fonti rinnovabili e delle tecnologie di accumulo, completando le riforme sulle autorizzazioni, soprattutto a livello locale, e potenziando la rete elettrica.

Le raccomandazioni europee richiamano infine la necessità di affrontare con maggiore efficacia i rischi legati al cambiamento climatico, attraverso un coordinamento istituzionale più forte, soluzioni basate sulla natura e strumenti assicurativi in grado di ridurre l’impatto economico degli eventi climatici estremi.

Secondo Quinci, le trasformazioni del sistema energetico globale, accelerate dai conflitti internazionali e dagli effetti dei cambiamenti climatici, impongono nuove scelte. La decarbonizzazione - scrive il Sole24Ore - non è più soltanto un obiettivo ambientale, ma una necessità economica e sociale.

"La Sicilia ha una grande occasione di sviluppo che potrebbe cambiare le sorti della sua economia e proteggere il suo ambiente – ha dichiarato Quinci –. Non è uno slogan, ma un progetto concreto: fare dell’Isola un hub energetico nel Mediterraneo".

Al centro del dibattito il futuro del mix energetico italiano, tra sviluppo delle fonti rinnovabili, ipotesi di ritorno al nucleare e mantenimento dello scenario attuale, ritenuto sempre più difficile da sostenere. Per Quinci il confronto deve restare aperto, senza posizioni ideologiche, ma basandosi su valutazioni tecniche e scientifiche.

"È legittimo esprimere perplessità sul ritorno al nucleare, ma senza trasformare il confronto in uno scontro ideologico. Nel settore delle rinnovabili ci sono investitori pronti a impegnarsi e capaci di offrire garanzie di serietà. Esistono tutte le condizioni per riconoscere ai territori adeguate compensazioni e un ruolo centrale nelle decisioni".

Il presidente del Libero Consorzio di Trapani ha ribadito la necessità di superare una visione che contrappone sviluppo e tutela ambientale: "Non ci sono colonizzazioni in corso. Serve invece la volontà di discutere, conoscere e coinvolgere i territori. Le soluzioni virtuose si trovano quando l’obiettivo è condiviso e la transizione viene costruita insieme".

Per la Sicilia, secondo Quinci, la priorità è affrontare due domande fondamentali: come produrre energia e dove realizzare gli impianti necessari. Una risposta che deve passare dalla costruzione di una maggiore autonomia energetica, con le comunità locali chiamate a essere protagoniste.

"Dobbiamo entrare nella logica dell’autonomia energetica, con un approccio tecnico e scientifico e con il consenso dei territori. Occorre cambiare anche il modo di raccontare questa trasformazione, superando narrazioni spesso tossiche perché lontane dalla realtà".

L’incontro di Trapani, promosso da Fondazione UniVerde, CNR-DSSTTA, Stazione Zoologica Anton Dohrn – Sicilia e CNR-IRBIM, con il patrocinio del Libero Consorzio Comunale di Trapani, ha rappresentato un momento di confronto sui rischi legati al cambiamento climatico e sulle opportunità offerte da un nuovo modello energetico.

Al centro degli incontri figurano i principali dossier della cooperazione tra i due Paesi: sicurezza, trasporti, tecnologie della comunicazione, affari sociali, lavoro, formazione, cultura e sport. Tunisia e Algeria hanno ribadito la volontà di rafforzare il coordinamento su settori strategici come acqua, energia, sicurezza alimentare, sviluppo delle aree di confine e incremento degli scambi commerciali.

L’obiettivo è creare nuove opportunità per le imprese dei due Paesi, favorendone anche l’accesso ai mercati africani. Particolare attenzione è stata dedicata alle comunità tunisine e algerine residenti nei rispettivi territori, con l’aggiornamento degli accordi bilaterali e l’introduzione di nuove facilitazioni in materia di soggiorno, lavoro e proprietà.

Il rilancio della collaborazione economica arriva dopo il Forum tunisino-algerino sull’investimento e il commercio bilaterale, svoltosi tra Gafsa e Tebessa alla fine di giugno. L’incontro ha portato alla definizione di 35 accordi preliminari tra operatori dei due Paesi e all’individuazione di sette progetti strategici nel settore dei materiali da costruzione, con l’obiettivo di sostenere lo sviluppo delle regioni di frontiera.

Gli impianti si trovano lungo il corso della Stura e si aggiungono alle altre centrali già controllate da Aruba nel Nord Italia, portando a undici il numero complessivo delle strutture idroelettriche gestite dall’azienda.

L’operazione si inserisce in un fenomeno più ampio: le imprese tecnologiche stanno investendo direttamente nella produzione di energia per rispondere alla crescente domanda legata alla digitalizzazione, ai servizi cloud e soprattutto all’espansione dell’intelligenza artificiale, che richiede infrastrutture sempre più energivore.

Aruba non è un caso isolato. Anche altre realtà del comparto digitale stanno puntando sull’acquisizione di asset energetici per aumentare autonomia, stabilità delle forniture e sostenibilità delle proprie attività. Tra queste figura la società romana Translated, che ha acquisito a Pavia una centrale idroelettrica progettata dal nonno di Albert Einstein, trasformando un impianto storico in una risorsa strategica per il proprio sviluppo.

La tendenza riflette un cambiamento nel rapporto tra tecnologia ed energia: i grandi operatori digitali non si limitano più ad acquistare elettricità sul mercato, ma cercano un controllo più diretto sulle fonti di approvvigionamento, privilegiando in particolare le rinnovabili.

Con la crescita dell’intelligenza artificiale e dei sistemi di calcolo avanzati, la disponibilità di energia affidabile e a basse emissioni sta diventando uno dei fattori decisivi per la competitività delle aziende tecnologiche. Le centrali idroelettriche rappresentano quindi non solo un investimento ambientale, ma anche una scelta strategica per garantire capacità produttiva e sicurezza energetica nel lungo periodo.

Il dato emerge dal 15° Rapporto annuale ENEA sull’efficienza energetica, presentato a Roma, che analizza l’impatto delle principali politiche e degli strumenti di incentivazione adottati nel Paese.

A trainare i risultati sono state soprattutto le detrazioni fiscali, che nel periodo 2021-2025 hanno generato risparmi per 2,67 Mtep, pari a circa il 52% del totale. Tuttavia, nel solo 2025 il contributo delle agevolazioni ha registrato un calo, con un risparmio di 0,24 Mtep, in diminuzione del 37% rispetto all’anno precedente, in seguito alla riduzione degli incentivi disponibili.

Anche i Certificati Bianchi hanno evidenziato una flessione: nel 2025 hanno prodotto risparmi per circa 0,115 Mtep, in calo del 4,5% rispetto al 2024, mentre il risultato cumulato nel quinquennio ha raggiunto 0,83 Mtep, in linea con le previsioni del PNIEC.

Cresce invece il contributo del Conto Termico, che nel 2025 ha generato 0,131 Mtep di risparmi, portando il totale cumulato a 0,476 Mtep. Le misure dedicate alla mobilità sostenibile hanno registrato un lieve rallentamento, con 0,404 Mtep risparmiati nel 2025 (-6% rispetto al 2024), mantenendo comunque un ruolo rilevante. Stabili i risultati dei progetti finanziati attraverso i fondi di coesione, con circa 0,022 Mtep di risparmi nel 2025.

Secondo ENEA, l’efficienza energetica rappresenta uno strumento strategico non solo per ridurre i consumi, ma anche per generare benefici economici, ambientali e sociali, contribuendo alla competitività delle imprese, alla sostenibilità del sistema produttivo e alla qualità della vita di cittadini e comunità.

Il Rapporto evidenzia inoltre il ridimensionamento del contributo del SuperEcobonus dopo la fase espansiva degli anni precedenti: nel 2025 la misura ha prodotto 0,113 Mtep di risparmi, pur mantenendo un beneficio cumulato significativo pari a 1,47 Mtep. Anche gli altri incentivi edilizi hanno rallentato: il Bonus Casa ha registrato 0,057 Mtep di risparmi nel 2025, mentre l’Ecobonus è passato da 0,161 Mtep nel 2024 a 0,072 Mtep nel 2025.

Nel medio periodo, però, entrambe le misure continuano a incidere sul miglioramento energetico del patrimonio immobiliare: tra il 2021 e il 2025 l’Ecobonus ha generato risparmi cumulati per 0,791 Mtep e il Bonus Casa per 0,375 Mtep.

Sul fronte delle diagnosi energetiche obbligatorie per gli usi finali, nel dicembre 2025 risultavano caricate sul portale ENEA 671 diagnosi presentate da 438 soggetti obbligati. Gli interventi realizzati hanno consentito un risparmio di circa 29,7 ktep annui di energia primaria, mentre il potenziale complessivo individuato arriva a 68,2 ktep annui.

Per ENEA, il percorso verso una maggiore efficienza richiede un approccio integrato che unisca innovazione tecnologica, consapevolezza dei consumi e supporto tecnico a istituzioni, imprese e cittadini, con l’obiettivo di rafforzare sicurezza energetica, decarbonizzazione e competitività del sistema Paese.

Secondo il GSE, lo spostamento stabile dell'orario consentirebbe di sfruttare meglio l'energia prodotta dagli impianti fotovoltaici durante le ore diurne, aumentando l'autoconsumo e riducendo il ricorso alla rete elettrica nelle fasce serali.

L'ipotesi, tuttavia, richiede ulteriori approfondimenti. Resta infatti da valutare se i benefici derivanti da una maggiore sovrapposizione tra produzione e domanda siano superiori all'eventuale aumento dei consumi energetici nelle prime ore del mattino, quando l'illuminazione naturale sarebbe ridotta.

Per questo il GSE ritiene necessarie sperimentazioni e analisi più dettagliate, utili a misurare l'impatto reale dell'ora legale permanente sul sistema energetico e sull'efficienza dei consumi.

L'intesa riguarda soprattutto lo sviluppo dei reattori modulari di piccola taglia (SMR) e dei reattori modulari avanzati di IV generazione (AMR), tecnologie progettate per aumentare efficienza, sicurezza e sostenibilità, con possibili applicazioni anche nella produzione di idrogeno e nella cogenerazione.

L'accordo prevede lo scambio di competenze, attività congiunte di ricerca e scouting tecnologico e potrà essere esteso in futuro ad altri ambiti energetici. L'obiettivo è favorire l'innovazione, accelerare la transizione energetica e sostenere la nascita di nuove filiere industriali strategiche in Italia ed Europa.

A differenza dei chatbot, che si limitano a rispondere alle domande degli utenti, gli agenti IA pianificano ed eseguono autonomamente sequenze di azioni, consultando strumenti e risorse esterne. Questa maggiore autonomia comporta tempi di elaborazione molto più lunghi e un notevole incremento dei consumi energetici.

Secondo il rapporto dell'International Energy Agency (IEA), nel 2025 il consumo elettrico dei data center è cresciuto del 17%, mentre entro il 2030 è previsto un raddoppio dei consumi complessivi e un triplicarsi di quelli dei data center dedicati all'IA.

La crescente domanda di energia potrebbe diventare un limite allo sviluppo dell'intelligenza artificiale, aggravata dalla carenza di infrastrutture, chip avanzati e capacità delle reti elettriche. Per questo le grandi aziende tecnologiche stanno investendo in energie rinnovabili, nucleare e nuove soluzioni per rendere sostenibile la futura espansione degli agenti IA.

L’iniziativa - scrive La Nazione - si propone come un appuntamento settimanale pensato per raccontare in modo semplice e accessibile le dinamiche del settore energetico e il loro impatto concreto sulla vita di cittadini e imprese, in un contesto caratterizzato da forte volatilità dei prezzi e crescente attenzione alla transizione energetica.

Il format prevede dieci puntate, condotte da Virginia Masoni, nelle quali di volta in volta vengono affrontati temi chiave come l’andamento dei costi dell’energia, la lettura della bolletta, lo sviluppo delle fonti rinnovabili e il ruolo delle utility nei territori. Ogni episodio mette a confronto esperienze, dati e punti di vista di ospiti del settore, con l’obiettivo di offrire strumenti di comprensione su un ambito spesso complesso e percepito come distante dalla quotidianità.

Il vodcast sarà disponibile sul canale YouTube di Estra e andrà in onda ogni martedì in prima serata su Canale 3 (canale 84 del digitale terrestre), oltre a essere fruibile on demand sui canali digitali dell’emittente.

Con “Estra ON air” il gruppo punta a rafforzare la propria presenza anche sul piano della comunicazione, scegliendo un linguaggio divulgativo e multicanale per avvicinare il pubblico ai temi dell’energia e della sostenibilità.

Il Fondo per il clima, con una dotazione di 840 milioni l’anno, finanzia interventi nei Paesi in via di sviluppo attraverso prestiti agevolati, garanzie e contributi a fondo perduto, con l’obiettivo di favorire la transizione energetica e la riduzione delle emissioni.

Secondo la relazione, nel mondo restano ancora forti disuguaglianze nell’accesso all’energia: 655 milioni di persone non dispongono di elettricità e circa due miliardi utilizzano ancora sistemi di cottura inquinanti. La situazione è particolarmente critica nell’Africa subsahariana, dove oltre 560 milioni di persone sono senza accesso all’elettricità.

Nel quadro del Piano Mattei sono stati finora approvati cinque interventi principali nel settore energia. Tra questi figurano il sostegno al programma della Banca Mondiale per l’elettrificazione rurale in Costa d’Avorio, il progetto ASCENT per l’accesso alle rinnovabili off-grid in aree remote, un finanziamento fino a 100 milioni di euro per il potenziamento delle reti elettriche in Congo e interventi in Ruanda e Sudafrica dedicati a resilienza climatica e transizione energetica.

Gli investimenti puntano soprattutto a portare elettricità nelle aree rurali, sviluppare mini-reti e sistemi off-grid e promuovere tecnologie pulite per la cucina e la produzione energetica.

Secondo analisi richiamate nella relazione, il continente africano dispone di circa il 60% delle migliori risorse solari mondiali ma riceve solo il 2% degli investimenti globali nelle rinnovabili. Da qui la necessità, evidenziata anche da centri di ricerca e istituzioni internazionali, di rafforzare la cooperazione e sviluppare filiere locali per le tecnologie energetiche pulite, superando modelli basati sui combustibili fossili.

A evidenziarlo al Sole24Ore è Giancarlo Ghidesi, vicepresidente di Aias, l'Associazione italiana agrivoltaico sostenibile, secondo cui il modello consente di coniugare tutela del suolo, produzione agricola e generazione di energia da fonti rinnovabili.

Tra gli esempi citati spicca proprio il vigneto agrivoltaico di Sarzana, dove la produzione di energia convive con la coltivazione della vite, dimostrando come gli impianti possano diventare uno strumento di supporto all'agricoltura piuttosto che un'alternativa all'utilizzo dei terreni.

I benefici non riguardano soltanto la produzione elettrica. Le strutture sopraelevate che ospitano i pannelli fotovoltaici contribuiscono infatti a creare condizioni favorevoli per le colture, limitando lo stress dovuto alle temperature elevate e riducendo l'evaporazione dell'acqua dal terreno. In questo modo diminuisce il fabbisogno idrico delle piante e, in alcuni casi, si registrano anche miglioramenti della produttività agricola.

Accanto all'esperienza ligure, l'agrivoltaico sta trovando applicazione anche in altre realtà italiane, con impianti dedicati alla coltivazione dell'erba medica e aziende agricole che investono in sistemi avanzati sostenuti anche dalle risorse del Piano nazionale di ripresa e resilienza (Pnrr). Nel Sud Italia, inoltre, sono in fase di sviluppo progetti che coinvolgono agrumeti, uliveti e coltivazioni di piante officinali.

Secondo gli operatori del settore, l'agrivoltaico sostenibile rappresenta una delle strade più promettenti per affrontare contemporaneamente la transizione energetica e gli effetti del cambiamento climatico, offrendo alle aziende agricole nuove opportunità di reddito senza compromettere la produzione alimentare.

Il programma interesserà i 43 Comuni serviti dall'azienda nella Città metropolitana di Bologna, con l'obiettivo di rendere le infrastrutture più efficienti, resilienti e sostenibili, accompagnando la transizione energetica e climatica del territorio.

Tra le priorità figurano il miglioramento del sistema idrico, il rafforzamento delle reti di distribuzione e nuovi interventi per incrementare la produzione e l'utilizzo di energia da fonti rinnovabili, contribuendo alla riduzione delle emissioni e alla sicurezza degli approvvigionamenti.

Con questo piano industriale, Hera conferma il proprio impegno nel sostenere lo sviluppo del territorio attraverso investimenti che puntano a coniugare innovazione, qualità dei servizi e sostenibilità ambientale.

Il fotovoltaico continua a trainare la crescita globale con oltre 500 GW installati nell'ultimo anno, mentre l'eolico onshore si conferma la tecnologia più conveniente, con un costo medio dell'energia pari a 33 dollari per MWh. Per confronto, nei Paesi dove il gas è più costoso, tra cui l'Italia, produrre elettricità con nuovi impianti a gas può arrivare a circa 100 dollari per MWh.

Il rapporto evidenzia inoltre il forte calo dei costi delle batterie per l'accumulo di energia, scesi del 30% nel 2025, rendendo sempre più competitivi gli impianti fotovoltaici abbinati a sistemi di accumulo.

Per Irena, oggi il principale ostacolo allo sviluppo delle rinnovabili non è più il costo delle tecnologie, ma quello dei finanziamenti e la lentezza delle autorizzazioni. Accelerare gli investimenti e semplificare le procedure sarà quindi decisivo per favorire la transizione energetica e ridurre la dipendenza dai combustibili fossili.

L'esperimento è stato condotto il 19 giugno 2026 sul dispositivo Wisconsin HTS Axisymmetric Mirror (WHAM), sviluppato in collaborazione con l'Università del Wisconsin-Madison. Il sistema realizzato da Realta Fusion ha rallentato particelle cariche all'estremità del reattore, generando una differenza di potenziale sufficiente a produrre corrente elettrica.

Durante la prova sono stati raggiunti valori di alcuni ampere a circa 100 volt, abbastanza per accendere diverse lampadine. Sebbene la potenza prodotta sia ancora limitata, il test dimostra la fattibilità di una tecnologia destinata a migliorare l'efficienza dei futuri impianti a fusione.

L'aspetto più innovativo riguarda il metodo utilizzato. A differenza delle centrali convenzionali, dove il calore viene trasformato in vapore per azionare turbine, il sistema sfrutta la conversione diretta dell'energia (Direct Energy Conversion - DEC), che permette di trasformare una parte dell'energia cinetica del plasma direttamente in elettricità, riducendo le perdite dovute ai passaggi intermedi.

Secondo le stime di Realta Fusion, gli impianti commerciali previsti a partire dalla metà degli anni Trenta potrebbero produrre circa l'80% dell'energia attraverso il tradizionale ciclo termico, mentre il restante 20% arriverebbe dalla conversione diretta, con un'efficienza superiore al 90%.

È importante sottolineare che il test non rappresenta ancora una produzione netta di energia da fusione. L'esperimento ha dimostrato esclusivamente la possibilità di recuperare una parte dell'energia del plasma sotto forma di elettricità, senza provare un bilancio energetico positivo dell'intero sistema.

La ricerca sulla fusione continua comunque ad accelerare, con applicazioni che potrebbero estendersi anche oltre la produzione elettrica terrestre. Tra i progetti più ambiziosi figura infatti lo sviluppo della prima nave alimentata da un reattore a fusione commerciale, con un prototipo previsto nei primi anni del prossimo decennio.

Sebbene la strada verso una centrale a fusione pienamente operativa sia ancora lunga, risultati come quello ottenuto da Realta Fusion contribuiscono a consolidare le basi tecnologiche di quella che molti considerano una delle principali fonti energetiche del futuro.

L'orientamento emerge da fonti europee e sarà illustrato in una nota che verrà esaminata dal Comitato Economico e Finanziario (EFC), l'organismo consultivo composto dagli alti funzionari dei ministeri delle Finanze dei Paesi membri dell'Unione.

L'estensione della clausola punta ad affiancare le deroghe già previste per gli investimenti nella difesa, consentendo agli Stati membri maggiori margini di spesa anche per interventi legati alla sicurezza energetica e alla decarbonizzazione.

Secondo quanto trapela da Bruxelles, tra le misure considerate ammissibili rientreranno quindi gli incentivi destinati a favorire la diffusione della mobilità elettrica e il supporto economico per l'acquisto di pompe di calore, tecnologie ritenute strategiche per ridurre la dipendenza dai combustibili fossili e abbattere le emissioni.

L'eventuale estensione non richiederà un nuovo via libera del Consiglio Ecofin, che aveva già approvato la clausola originaria, consentendo agli Stati membri di incrementare gli investimenti fino all'1,5% del Pil nell'arco di quattro anni per specifiche esigenze strategiche.

L'iniziativa si inserisce nella strategia europea volta a coniugare disciplina di bilancio, sicurezza energetica e accelerazione della transizione ecologica, offrendo ai governi maggiore flessibilità per sostenere gli investimenti considerati prioritari.

La prima tranche del finanziamento, pari a 200 milioni di euro, è stata sottoscritta il 1° luglio 2026 da Jean-Christophe Laloux, direttore generale e responsabile delle operazioni di finanziamento e consulenza della BEI nell'Unione europea, e da Luis Amort, direttore generale di Alperia.

L'operazione è strutturata come un Green Loan e finanzierà un articolato programma di investimenti volto a migliorare l'efficienza e la sostenibilità del sistema energetico provinciale.

Le risorse saranno impiegate per la riqualificazione e l'ammodernamento degli impianti idroelettrici esistenti, il potenziamento delle reti di distribuzione dell'energia elettrica, lo sviluppo delle infrastrutture dedicate alla ricarica dei veicoli elettrici e l'espansione delle reti di teleriscaldamento.

Gli interventi hanno l'obiettivo di ridurre le emissioni di anidride carbonica e degli altri inquinanti atmosferici, contribuendo al tempo stesso ad aumentare la sicurezza, l'affidabilità e la resilienza della fornitura di energia elettrica e calore sul territorio altoatesino.

L'operazione conferma il ruolo della BEI nel sostegno ai progetti di transizione energetica e allo sviluppo di infrastrutture sostenibili, mentre per Alperia rappresenta un'importante leva finanziaria per proseguire gli investimenti nella decarbonizzazione e nella modernizzazione del sistema energetico locale.

L'evoluzione del sistema punta a creare una rappresentazione digitale delle infrastrutture collocate sia nel sottosuolo sia in superficie, offrendo uno strumento avanzato per la pianificazione degli interventi, il coordinamento delle reti e lo sviluppo di progetti legati alle smart city e alle smart land.

L'ambizione è quella di rendere il Sinfi un punto di riferimento per la gestione integrata delle infrastrutture strategiche, facilitando la condivisione delle informazioni tra i diversi gestori e migliorando la programmazione dei lavori, con benefici in termini di efficienza, riduzione dei costi e minore impatto sul territorio.

Tra gli ambiti di maggiore interesse emergono anche i data center e le infrastrutture energetiche, sempre più centrali nella transizione digitale ed energetica. La disponibilità di una mappatura digitale completa consentirebbe infatti una pianificazione più efficace degli investimenti e una gestione più sicura delle reti, in un contesto caratterizzato da una crescente domanda di connettività e capacità energetica.

Il progetto si inserisce nel più ampio processo di digitalizzazione delle infrastrutture nazionali, con l'obiettivo di fornire uno strumento in grado di supportare le decisioni di amministrazioni pubbliche, gestori di reti e operatori del settore nello sviluppo delle infrastrutture del futuro.

Secondo un’indagine del Centro Studi sulle grandi imprese, il principale fattore di preoccupazione riguarda l’impatto della guerra in Medio Oriente, che rischia di alimentare nuovi rincari lungo le catene di approvvigionamento e incidere sui costi produttivi.

In assenza di una stabilizzazione del quadro geopolitico, non si escludono ulteriori pressioni inflazionistiche nei prossimi mesi, soprattutto nei settori più esposti all’energia e alla logistica.

Parallelamente, l’RTT Index 2.0 segnala un andamento negativo del fatturato sia nell’industria sia nei servizi, confermando un contesto economico ancora fragile, nonostante la tenuta delle aspettative produttive nel breve periodo.

L’infrastruttura, sviluppata in collaborazione tra diversi Paesi europei, rappresenta un tassello strategico nel percorso verso la neutralità climatica. L’obiettivo è ambizioso: entro il 2040 l’isola dovrebbe raggiungere una capacità installata fino a 10 GW, sufficiente a coprire il fabbisogno energetico di circa 10 milioni di famiglie europee.

Il progetto non è però privo di difficoltà. Ritardi nei tempi di realizzazione, aumento dei costi e sfide tecniche complesse stanno rallentando il suo sviluppo. L’entrata in funzione è oggi prevista non prima del 2036, con una prima fase da circa 3 GW di capacità, destinata poi ad ampliarsi progressivamente.

Una volta completata, l’isola potrebbe diventare il più grande hub energetico offshore al mondo, trasformando il Mare del Nord in uno dei centri nevralgici della produzione di energia rinnovabile in Europa.

Per le aziende ad alto consumo energetico, in particolare del settore manifatturiero, propone gli Energy Performance Contract (EPC): contratti che prevedono un prezzo dell'energia fisso per tutta la durata dell'accordo, generalmente dieci anni. L'investimento per la realizzazione dell'impianto è sostenuto da Corus e viene recuperato nel tempo attraverso la bolletta, comprensiva anche dei servizi di manutenzione. Al termine del contratto, la proprietà dell'impianto viene trasferita al cliente.

Per le imprese con ampie superfici disponibili e consumi contenuti, come gli operatori della logistica, l'azienda offre invece i Power Purchase Agreement (PPA). In questo modello Corus installa e gestisce gli impianti fotovoltaici sulle coperture messe a disposizione dal cliente, fornendo energia a condizioni agevolate e valorizzando l'eventuale produzione in eccesso. Anche in questo caso, a fine contratto l'impianto diventa di proprietà dell'azienda ospitante.

Fondata nel 2011 come società specializzata nell'illuminazione industriale e sportiva, Corus ha progressivamente orientato il proprio business verso l'efficientamento energetico. Oggi il fotovoltaico rappresenta circa il 50% del fatturato aziendale. Nel 2026 la società conta una trentina di impianti realizzati in tutta Italia, una potenza complessiva di circa 10 MW, 15 dipendenti e un fatturato di circa 5 milioni di euro. Tra i progetti più significativi figurano interventi negli impianti sportivi e la realizzazione dell'illuminazione della pista "Baradello by Night" di Aprica, considerata la pista da sci illuminata più lunga d'Europa.

Secondo la società, risultano finora bloccati 21 carichi di Gnl, pari a circa 2,7 miliardi di metri cubi di gas, con consegne previste tra aprile e l'inizio di settembre 2026. Edison ha comunque assicurato di essere in grado di compensare le mancate forniture attraverso fonti alternative.

L'estensione della forza maggiore arriva mentre proseguono, tra fasi alterne, i delicati negoziati tra Stati Uniti e Iran, in un contesto geopolitico che continua a influenzare i mercati energetici internazionali.