Dagli Stati Uniti all’Asia, l’impennata della domanda elettrica si scontra con cantieri al palo, scappatoie sui fossili e ostacoli politici alle rinnovabili. I fatti della settimana di Marco Orioles.
Mentre la domanda globale di elettricità cresce rapidamente sotto la spinta dei data center e delle tensioni geopolitiche, il panorama energetico internazionale mostra una forte discrepanza tra afflussi finanziari, impegni formali e reale capacità produttiva. Negli Stati Uniti il comparto nucleare registra investimenti record trainati dai colossi tecnologici e dal sostegno governativo, ma la realizzazione su larga scala dei piccoli reattori modulari (SMR) resta frenata da colli di bottiglia autorizzativi, catene di fornitura immature e lo spettro dei passati extra-costi industriali, allontanando le prime entrate in esercizio commerciale oltre il 2030. Al contempo, la promessa della Cina di fermare il finanziamento del carbone all’estero viene parzialmente aggirata attraverso centrali dedicate a parchi industriali privati nel Sud-Est asiatico, dove la sicurezza energetica scaturita dalle crisi internazionali prevale sulle ambizioni ecologiche. Infine, la transizione verde statunitense subisce una decisa battuta d’arresto per mano dell’amministrazione Trump, determinata a bloccare l’espansione dell’eolico onshore e offshore tramite il taglio dei crediti d’imposta, incentivi all’abbandono dei cantieri e paralisi burocratiche federali; una linea contraria alle rinnovabili che rischia tuttavia di scontrarsi con i futuri deficit di potenza elettrica e l’impennata dei costi energetici.
NUCLEARE AMERICANO: I CAPITALI ARRIVANO, LE CENTRALI NO
Nel 2026 gli investitori hanno destinato 4,6 miliardi di dollari alle startup nucleari statunitensi, rispetto ai 3,8 miliardi del 2025. La scommessa è chiara, secondo Bloomberg: le grandi aziende tecnologiche, sotto pressione per alimentare i propri data center, sono disposte a pagare di più per energia priva di carbonio e disponibile senza interruzioni. Il nodo resta il passaggio dal finanziamento alla costruzione. La domanda di elettricità cresce, ma i nuovi reattori no. Tra Stati Uniti e Canada sono in cantiere soltanto due impianti commerciali. Nessun altro progetto ha ancora ottenuto l’autorizzazione dei regolatori. Le società devono ancora superare un iter autorizzativo complesso, dimostrare di saper realizzare reattori di nuova concezione e poi industrializzarli. Secondo Bloomberg Intelligence, una commercializzazione su larga scala non arriverà prima del 2035. Pesano i costi iniziali elevati e una filiera ancora in formazione. “I capitali arrivano più in fretta di quanto i progetti maturino”, spiega Max Hermanson di ClearView Energy Partners. “Il rinascimento nucleare, per ora, si vede più nei bilanci che nei cantieri”, aggiunge. Gran parte delle aziende punta sui piccoli reattori modulari, gli SMR, pensati per essere prodotti in fabbrica e assemblati sul sito. L’obiettivo è tagliare costi e tempi. Le tecnologie, tuttavia, restano da dimostrare. Serve anche una catena di fornitura nuova: senza produzione in serie dei componenti, il modello degli SMR perde competitività. Alcuni analisti prevedono i primi reattori in esercizio entro la fine del decennio e le linee di montaggio all’inizio degli anni Trenta. Il credito bancario, nel frattempo, resta cauto: gli istituti vogliono vedere impianti funzionanti, non soltanto presentazioni. Aalo Atomics è vicina a un aumento di capitale superiore ai 500 milioni, in parte destinato al primo progetto commerciale. Goldman Sachs stima che la domanda dei data center americani passerà dagli attuali 31 gigawatt ai 66 nel 2027. Meta, Alphabet e Amazon hanno già sottoscritto accordi in questa direzione. L’amministrazione Trump sostiene il settore, puntando a quadruplicare la capacità al 2050, e ha emanato ordini esecutivi per snellire le procedure. Il segnale più visibile è arrivato ad agosto, con il miliardo raccolto da Valar. A luglio Antares aveva raccolto 470 milioni, Radiant a dicembre ne ha raccolti 300. Resta però lo spettro della centrale di Vogtle in Georgia: i suoi reattori sono stati consegnati con sette anni di ritardo e un costo più che raddoppiato. Quel precedente continua a frenare i finanziamenti a debito su scala industriale. Nuovi capitali sono comunque attesi. Per chi ha investito per tempo il momento è favorevole. La domanda aperta è se e quando quei soldi si tradurranno in elettricità.
CINA, CARBONE E PROMESSE A METÀ
Nel settembre di cinque anni fa Xi Jinping salì sul podio dell’Assemblea Generale dell’Onu e promise di smettere di finanziare centrali a carbone all’estero. Sembrava una promessa solenne. Ma, come sottolinea l’Associated Press, quell’impegno è stato mantenuto solo in parte e il quadro odierno è più confuso di allora. Un report uscito in questi giorni sostiene che Pechino ha cancellato il 67% dei progetti a carbone che aveva in cantiere nel 2021. Parliamo di 61,5 gigawatt spariti, l’equivalente di 6,4 miliardi di tonnellate di CO2 evitate in tutta la vita di quelle centrali. Non è poco, soprattutto dopo le alluvioni e i disastri che hanno colpito l’Asia negli ultimi mesi. Il problema è che le aziende private cinesi continuano a muoversi nei buchi della norma. In Indonesia stanno costruendo centrali “captive”: impianti nati solo per alimentare le fonderie di nichel e alluminio, senza nemmeno collegarsi alla rete nazionale. La stessa dinamica risulta in corso anche in Vietnam e Pakistan. Quando gli interessi commerciali pesano più degli impegni climatici, il vantaggio delle rinnovabili cinesi si sgonfia in fretta. Nel frattempo due crisi energetiche, quello legata alla guerra in Ucraina e quella connessa al conflitto tra Stati Uniti e Iran, hanno rimesso il carbone al centro delle dinamiche energetiche. La chiusura dello Stretto di Hormuz ha colpito in modo duro il Sud-Est asiatico, che dipendeva dal petrolio del Medio Oriente. Filippine, Thailandia, Indonesia e Vietnam sono stati costretti a ricorrere a più carbone per non restare al buio. La sicurezza energetica adesso conta più delle dichiarazioni verdi. Il paradosso è che la Cina, che resta il primo finanziatore di infrastrutture nel Sud del mondo, è allo stesso tempo il leader globale di pannelli solari, turbine e auto elettriche. Se vuole davvero trainare la transizione, Pechino deve chiudere anche quelle scappatoie. Altrimenti il suo primato sulle rinnovabili rischia di restare una facciata. Li Shuo dell’Asia Society afferma chiaramente che la fame di energia sicura in Asia può far ripartire una nuova febbre del carbone.
TRUMP E L’AVVERSIONE PER LE RINNOVABILI
Ogni settembre, ricorda l’Economist, la Climate Week di New York coincide con l’Assemblea Generale delle Nazioni Unite. Per Donald Trump tuttavia il cambiamento climatico non è tra le priorità della sua amministrazione. Nel discorso del 22 settembre pronunciato dal podio dell’Assemblea Generale lo ha definito una bufala; l’anno precedente lo aveva descritto come “la più grande truffa mai perpetrata ai danni del mondo”. Mentre da anni si discute di come accelerare sulle fonti rinnovabili, The Donald e il suo governo stanno mostrando come si possa rallentare. L’obiettivo dichiarato del presidente Usa, enunciato a inizio anno, è impedire la costruzione di nuove pale eoliche. Alcune misure erano attese, come la legge fiscale che ha cancellato i crediti d’imposta dell’era Biden. Altre sono state più aggressive: Washington ha versato circa 3,9 miliardi di dollari a varie imprese perché abbandonassero i loro progetti offshore. I procuratori generali di California e New York hanno comunque presentato ricorso. Trump non è riuscito a fermare del tutto lo sviluppo delle rinnovabili, ma lo ha sensibilmente frenato. Il suo segretario all’Energia Chris Wright insiste sulla necessità di generazione “ferma”, quella di gas e carbone. Eolico e solare sono intermittenti, dipendono da filiere estere e hanno beneficiato di sussidi. I dati dello stesso governo indicano però che il costo livellato dell’elettricità da eolico onshore e da solare è ormai inferiore a quello del gas. L’intermittenza si può gestire con accumulo e fonti complementari; la dipendenza estera con accordi commerciali. L’amministrazione non ne è convinta. Il presidente nutre un’avversione particolare per le turbine: le accusa di uccidere gli uccelli, di deprimere i valori immobiliari, di causare tumori e di essere “patetiche”. L’offshore è il segmento più vulnerabile: costa 119 dollari per MWh contro i 77 del gas, richiede tempi lunghi e dipende dai permessi federali. Nel primo giorno del suo secondo mandato, Trump ha sospeso i permessi su terre e acque federali. A dicembre il Dipartimento per l’Interno ha congelato i contratti di cinque progetti già autorizzati sotto Biden. I giudici hanno consentito la ripresa dei cantieri, ma secondo BloombergNEF non se ne attendono altri in esercizio entro il 2035. L’eolico onshore, più economico, ha retto meglio. Quest’anno si è registrata un’accelerazione per sfruttare gli ultimi incentivi. BloombergNEF ha tuttavia tagliato del 25% le previsioni al 2029. Oltre alla scadenza dei crediti e al blocco dei permessi, i progetti si scontrano con i ritardi del Dipartimento della Guerra. Da agosto 2025 il Pentagono ha progressivamente smesso di esaminare le proposte per verificare l’ipotesi di interferenze delle pale eoliche con radar e rotte aeree. Oltre 150 impianti sono così in stallo. Due fattori potrebbero invertire la tendenza. Alcuni tribunali hanno ordinato la ripresa delle istruttorie e hanno messo in dubbio la legittimità del blocco sui terreni federali. Soprattutto, la domanda di elettricità è in forte crescita. A un certo punto l’aumento dei prezzi e il rischio di insufficiente capacità potrebbero costringere l’amministrazione a una politica più pragmatica, anche se riluttante.
