transizione energetica – Seminare Domande [www.pangeanotizie.it]

LA DOMANDA DI ENERGIA DEI DATA CENTER FARÀ AUMENTARE LA BOLLETTA DI TUTTI

Francesco Cappello — Sat, 10 Oct 2026 10:17:32 +0000

Come si forma il prezzo dell’elettricità e perché i data center possono incrementarlo in modo brutale

Il progetto di Data Center a Caselle Torinese di 250 MegaWatt di potenza comporterebbe un consumo di 2,19 Terawatt di energia elettrica, praticamente l’equivalente del fabbisogno di energia elettrica della città di Torino.

Per capire che cosa può succedere quando decine di nuovi data center si collegano alla rete elettrica italiana bisogna prima capire una cosa apparentemente semplice, ma che spesso viene raccontata in modo troppo complicato: come si forma il prezzo dell’energia elettrica che paghiamo in bolletta.

L’elettricità non è ancora come un’automobile che può essere prodotta oggi, immagazzinata in un magazzino e venduta domani. Per la maggior parte del tempo deve essere prodotta esattamente nel momento in cui viene consumata. In ogni istante Terna deve quindi mantenere in equilibrio la quantità di energia immessa nella rete e quella prelevata da famiglie, imprese, treni, industrie e, sempre più, data center.

È questo equilibrio continuo fra domanda e offerta che sta alla base del funzionamento del mercato elettrico.

Ogni giorno, nel Mercato del Giorno Prima gestito dal Gestore dei Mercati Energetici, i produttori presentano le loro offerte per vendere elettricità nelle ore del giorno successivo. Le offerte vengono ordinate partendo, in linea generale, da quelle economicamente più convenienti. Il mercato accetta progressivamente le offerte fino a quando viene raggiunta la quantità di energia richiesta. L’ultima offerta necessaria per soddisfare la domanda determina il cosiddetto prezzo marginale: tutte le offerte accettate in quella zona e in quella determinata ora vengono valorizzate sulla base di quel prezzo. È il meccanismo del market clearing price descritto dal GME. (GME Mercato Elettrico)

È qui che si trova una delle chiavi per comprendere il rapporto fra data center e prezzo dell’elettricità.

Immaginiamo una determinata ora della giornata. Una parte dell’elettricità viene prodotta da impianti fotovoltaici ed eolici, che hanno costi marginali molto bassi: una volta costruito l’impianto, il sole e il vento non devono essere acquistati. Possono poi entrare in gioco impianti idroelettrici, altri impianti rinnovabili e impianti termoelettrici. Fra questi ultimi il gas naturale ha ancora un ruolo molto importante nel sistema elettrico italiano.

Supponiamo che, in quella determinata ora, la domanda sia di 40 gigawatt. Il mercato utilizzerà prima l’energia disponibile a costi marginali più bassi. Se però la domanda cresce fino a 45 gigawatt, potrebbe essere necessario chiamare in funzione un impianto più costoso. Se per soddisfare quei cinque gigawatt supplementari occorre utilizzare una centrale a gas, il prezzo marginale dell’ora può essere determinato dall’offerta di quell’impianto.

Nel mercato all’ingrosso, il prezzo dell’elettricità può quindi essere determinato da una centrale a gas, anche quando una parte dell’energia acquistata proviene da impianti fotovoltaici con costi marginali molto bassi. Il ricavo effettivo dei produttori rinnovabili, tuttavia, dipende anche dagli eventuali contratti per differenza, dai contratti di acquisto a lungo termine e dagli altri meccanismi di incentivazione. Questi strumenti possono stabilizzare la remunerazione del produttore, ma non impediscono di per sé che un aumento della domanda faccia salire il prezzo all’ingrosso.(vedi scheda)

Il risultato può sembrare paradossale: un impianto fotovoltaico che produce elettricità a costo marginale quasi nullo può essere remunerato, in quella stessa ora, a un prezzo determinato da una centrale a gas molto più costosa.

Questo è uno dei motivi per cui il prezzo dell’elettricità italiana rimane fortemente influenzato dal prezzo del gas, anche quando una parte dell’elettricità viene prodotta da fonti rinnovabili.

Ma c’è un’altra caratteristica fondamentale del mercato italiano. Il prezzo non è necessariamente identico in tutta Italia. Il sistema è diviso in zone e, quando la rete non riesce a trasferire tutta l’elettricità disponibile da una zona all’altra, possono formarsi prezzi zonali differenti. Il GME spiega che il prezzo di equilibrio può quindi essere diverso nelle diverse zone quando esistono vincoli di trasmissione. (GME Mercato Elettrico)

Questo particolare diventa molto importante quando arrivano grandi consumatori come i Data Center, concentrati geograficamente.

Un data center non è infatti un normale consumatore elettrico. Un grande centro di elaborazione dati può richiedere decine, centinaia di megawatt e, nel caso dei progetti più grandi, una potenza ancora superiore. Inoltre deve funzionare in modo continuativo. I server non possono semplicemente spegnersi perché in una certa ora l’elettricità costa troppo.

Ed è proprio questa caratteristica a distinguere un data center da molti altri consumatori.

Se una nuova industria decide di consumare molta energia elettrica, la domanda nazionale aumenta. Se invece molti grandi data center si concentrano nella stessa area geografica, può aumentare contemporaneamente la domanda locale e la pressione sulla rete di quella zona.

È una differenza decisiva.

La Banca d’Italia, in uno studio pubblicato nel giugno 2026, ha analizzato proprio questo fenomeno. La conclusione è molto prudente ma significativa: il consumo complessivo dei data center può essere ancora relativamente contenuto rispetto alla domanda elettrica totale, ma in alcune aree la loro incidenza sulla domanda locale può diventare significativa, con potenziali effetti sui prezzi dell’elettricità e rischi di congestione delle reti. (Banca d’Italia). La Banca d’Italia, analizzando l’espansione internazionale dei data center, osserva che il loro consumo complessivo seppure rimanesse relativamente contenuto rispetto alla domanda elettrica totale, ma che la concentrazione geografica può produrre effetti significativi sui prezzi locali e sulla congestione della rete.

Ed è esattamente ciò che sta cominciando ad emergere in Italia.

Al 21 agosto 2026 risultavano a Terna 531 richieste di connessione alla rete per nuovi data center, per una potenza complessiva di 95,38 gigawatt (attualmente hanno superato i 100). È una cifra enorme: quasi il doppio del massimo assorbimento contemporaneo registrato dalla rete italiana nel 2026, che è stato di circa 58 gigawatt. Ma bisogna fare molta attenzione a non confondere le richieste di connessione con i data center che saranno realmente costruiti. ARERA sottolinea esplicitamente che una parte consistente delle richieste non arriverà alla realizzazione.

Il numero di 95,38 gigawatt, quindi, non significa che l’Italia stia per consumare altri 95 gigawatt di elettricità. Delle centinaia di pratiche registrate, Terna prevede che la capacità effettivamente installata ed entrata in esercizio entro il 2030 sarà compresa solo tra 1,5 e 2 GW in totale su tutto il territorio nazionale.

Significa però qualcosa di altrettanto interessante: esiste una pressione potenziale sulla rete di dimensioni mai viste prima e una parte enorme di questa pressione è concentrata in alcune aree del Paese. Altreconomia aveva già segnalato nell’ottobre 2025 che le richieste di connessione per Data Center avevano superato i 55 gigawatt e che la concentrazione delle richieste poneva problemi di saturazione della rete, oltre ad alimentare fenomeni speculativi sui terreni. (Altreconomia)

A questo punto possiamo capire il primo possibile effetto dei Data Center sul prezzo dell’elettricità.

Se la domanda cresce più rapidamente della capacità produttiva disponibile nelle ore e nelle zone interessate, per soddisfarla possono essere chiamati a contribuire alla richiesta supplementare impianti più costosi. Se l’impianto marginale necessario a soddisfare la domanda è una centrale a gas, il prezzo all’ingrosso può aumentare.

Non è una previsione secondo cui ogni nuovo data center farà automaticamente aumentare la bolletta degli italiani. È il funzionamento stesso del mercato elettrico che rende possibile questo effetto.

Ed è importante sottolineare una cosa: non serve che il data center consumi direttamente elettricità prodotta dal gas perché possa avere questo effetto sul mercato.

Supponiamo che un data center dichiari di acquistare energia rinnovabile attraverso un contratto di fornitura o un PPA. Questo può significare che, sul piano commerciale, il suo consumo è associato a una determinata quantità di energia rinnovabile. Ma fisicamente il data center continua a prelevare elettricità dalla rete e la rete deve garantire in ogni momento l’equilibrio fra domanda e offerta.

Se in una certa ora la produzione rinnovabile disponibile non è sufficiente a coprire tutta la domanda, occorre comunque trovare l’energia mancante.

Il problema, dunque, non è semplicemente da quale impianto compra formalmente l’elettricità il data center, ma quale sia l’effetto del suo prelievo sulla domanda complessiva e sul funzionamento del sistema!

Si consideri inoltre che poiché il fotovoltaico non produce di notte, per alimentare 250 MW continui, come nel caso di Caselle Torinese, servirebbero sistemi BESS di proporzioni gigantesche. Chi ne sosterrà il costo? D’altronde se non ci saranno abbastanza BESS, la rete sarà fisicamente costretta ad accendere il turbogas notturno, alzando il prezzo… marginale.

Esiste poi un secondo effetto, meno visibile nella bolletta ma altrettanto importante: quello sulla rete elettrica.

Un data center di grandi dimensioni non può essere collegato semplicemente a una linea esistente come una normale utenza. Occorrono infrastrutture adeguate, stazioni elettriche, trasformatori e, quando necessario, potenziamenti della rete di trasmissione.

ARERA chiarisce che la bolletta comprende, oltre al costo dell’energia, anche le componenti relative al trasporto, alla distribuzione, alla misura, al dispacciamento e agli oneri generali di sistema. (Arera)

Qui emerge una questione che merita particolare attenzione.

Quando viene realizzata una nuova infrastruttura elettrica destinata a rendere possibile una connessione, una parte dei costi può essere sostenuta direttamente dal soggetto che richiede la connessione. Ma una parte dei costi della rete di trasmissione e dei suoi potenziamenti viene recuperata attraverso il sistema tariffario e quindi, direttamente o indirettamente, ricade sull’insieme degli utenti della rete (vedi Nota 1)

Questo significa che il problema non può essere ridotto alla domanda: «Il data center paga la propria bolletta?»

La domanda corretta è molto più ampia: «Quanto costa al sistema elettrico rendere possibile quella nuova domanda e chi sostiene quel costo?»

La differenza è sostanziale.

Un data center può infatti pagare regolarmente l’elettricità che consuma e, nello stesso tempo, generare la necessità di nuove infrastrutture elettriche e di rete che devono essere finanziate e mantenute dal sistema.

E c’è un’altra conseguenza.

La rete elettrica non è infinita. La capacità di trasmissione disponibile in una determinata area è una risorsa fisica limitata. Se una grande quantità di nuova domanda viene concentrata in un territorio, quella capacità deve essere aumentata oppure bisogna trasferire l’energia da altre zone. Se la rete è congestionata, il sistema può essere costretto a utilizzare impianti più costosi o a ricorrere al ridispacciamento per mantenere l’equilibrio e la sicurezza della rete.

In altre parole, anche la rete ha un costo economico e il costo della rete finisce nella bolletta!

ARERA distingue infatti chiaramente nella bolletta la spesa per l’acquisto dell’energia dalla spesa per i servizi di rete e dagli oneri generali. Il prezzo che vede il consumatore alla fine non è quindi semplicemente «il prezzo dell’elettricità». È la somma di componenti differenti. (Arera)

La componente relativa all’energia comprende a sua volta l’acquisto dell’elettricità, il dispacciamento e la commercializzazione. ARERA definisce il dispacciamento come il servizio necessario a garantire in ogni istante l’equilibrio fra domanda e offerta. (Arera)

Il dispacciamento è quindi il controllo e la regolazione della produzione e dei flussi di energia elettrica per mantenere stabile e sicura la rete. Nella bolletta la voce “oneri di dispacciamento” o “corrispettivo di dispacciamento” indica i costi sostenuti per queste attività di gestione e sicurezza della rete elettrica. Non è il costo dell’energia consumata, ma del servizio necessario per far arrivare l’elettricità in modo affidabile e continuo.

Possiamo quindi immaginare la bolletta come il risultato di diversi livelli che si sommano.

C’è innanzitutto il costo dell’energia acquistata sul mercato. Poi ci sono i costi necessari per trasportarla e distribuirla attraverso la rete. Ci sono i costi dei servizi necessari a mantenere il sistema elettrico in equilibrio e sicuro. Ci sono gli oneri generali di sistema. Infine ci sono le imposte.

È importante ricordarlo perché un aumento dei consumi dei data center può agire su più di uno di questi livelli.

Può influire sul prezzo dell’energia all’ingrosso aumentando la domanda nelle ore in cui il sistema è più sotto pressione. Può rendere necessari investimenti di potenziamento e stabilizzazione della rete. Può aumentare la necessità di servizi di bilanciamento e di gestione del sistema. E può modificare gli equilibri territoriali fra produzione e consumo.

Non significa che tutti questi effetti si traducano automaticamente e immediatamente in una bolletta domestica più alta. Il sistema tariffario può distribuire i costi nel tempo e fra categorie diverse di consumatori. Inoltre la crescita della domanda potrà essere accompagnata dalla costruzione di nuovi impianti rinnovabili, da impianti BESS di accumulo, da nuove interconnessioni e da altre infrastrutture che aumenterebbero l’offerta e ridurrebbero alcuni degli effetti negativi.

Ma proprio per questo il problema deve essere osservato nella sua interezza.

C’è infatti un’ultima questione che potrebbe diventare decisiva nei prossimi anni: quanto velocemente riusciremo ad aggiungere nuova domanda e quanto velocemente riusciremo ad aggiungere nuova produzione e nuova rete? E a quale prezzo?

Se i data center crescono rapidamente mentre la nuova capacità rinnovabile e le infrastrutture di rete crescono più lentamente, il sistema può trovarsi nella condizione di dover soddisfare una domanda aggiuntiva utilizzando più frequentemente le risorse già disponibili, comprese quelle termoelettriche.

Se invece la crescita dei data center viene accompagnata da nuova produzione rinnovabile (si ipotizza anche da fonte nucleare -SMR), sistemi di accumulo, potenziamento delle reti e soprattutto da una maggiore flessibilità dei consumi, l’effetto può essere diverso.

I data center introducono nel sistema elettrico una domanda enorme, concentrata e in larga misura continua. Se questa domanda cresce più rapidamente della produzione e della rete necessarie a sostenerla, può esercitare una pressione verso l’alto sul prezzo dell’energia e generare nuovi costi infrastrutturali. Se invece viene accompagnata da nuova produzione, accumulo, rete e flessibilità, una parte di questa pressione può essere assorbita ma a costo di una ulteriore colonizzazione energetica con impianti industriali di rinnovabili.

Un data center non è soltanto un edificio pieno di computer.

È una nuova grande fabbrica di domanda elettrica.

E quando una nuova fabbrica di domanda elettrica delle dimensioni di una grande città industriale entra in un sistema nel quale la produzione, la rete e i consumi devono essere continuamente equilibrati, non cambia soltanto la quantità di elettricità consumata.

Può cambiare anche il modo in cui il sistema produce, trasporta, distribuisce e valorizza l’elettricità.

Ed è proprio attraverso questi passaggi, spesso invisibili nella bolletta del cittadino, che una parte del costo della nuova economia dei data center può finire per essere sostenuta non soltanto da chi possiede i server, ma dall’intero sistema elettrico e quindi dai cittadini italiani.

Nota 1
Se l’opera di rete necessaria per collegare un data center costa 100 milioni di euro, il contributo previsto per la connessione è, in linea generale, 50 milioni a carico del richiedente e 50 milioni vengono recuperati attraverso il sistema tariffario della rete.

Ma quei 50 milioni non vengono necessariamente «addebitati domani nella bolletta» agli utenti. Entrano nella regolazione economica della rete e nei costi riconosciuti ai gestori, che vengono poi recuperati attraverso le tariffe di trasmissione, distribuzione ecc. ARERA conferma che la tariffa di trasmissione copre i costi del trasporto sulla rete nazionale ed è applicata ai clienti finali secondo la struttura tariffaria prevista.

Ma c’è una distinzione ancora più importante

Non tutto ciò che serve fisicamente per alimentare un data center rientra necessariamente in quel 50%.

Bisogna distinguere fra impianti di utenza, che servono specificamente il cliente, e impianti di rete, che possono entrare a far parte della rete utilizzabile dal sistema.

Se un’opera è specificamente destinata al data center e non è suscettibile di essere utilizzata da altri utenti, ARERA prevede che i costi di realizzazione e gestione rimangano a carico del soggetto richiedente.

Viceversa, quando si tratta di infrastrutture che entrano nella rete e vengono utilizzate dal sistema, il loro costo viene trattato secondo la regolazione tariffaria.

Non possiamo quindi affermare semplicemente che i data center pagano metà della rete e l’altra metà la pagano gli italiani ma che per una connessione in alta tensione, la regolazione prevede in generale che il richiedente sostenga il 50% del costo degli impianti di rete per la connessione, mentre la restante quota entra nella regolazione tariffaria della rete. Questo significa che una parte del costo dell’infrastruttura necessaria alla nuova grande utenza può essere trasferita al sistema elettrico nel suo complesso, anziché essere interamente sostenuta dal soggetto che genera la nuova domanda.

I vecchi data center per l’hosting di siti web o cloud storage avevano consumi variabili ma assai contenuti. Le nuove infrastrutture per l’addestramento massivo dell’Intelligenza Artificiale spingono i server costantemente al 100% delle loro capacità termiche ed elettriche. L’uso potenziale di questa potenza di calcolo (inclusi i rischi legati alle tecnologie dual-use civili/militari) rende ancora più urgente chiedersi se il sistema elettrico nazionale debba farsi carico, anche solo in parte, dei costi di queste “colonizzazioni energetiche e digitali”.

Nota 2
Gli oneri generali di sistema sono importi stabiliti dall’ARERA che finanziano attività di interesse generale del sistema energetico nazionale. Dal 2018, nella bolletta elettrica sono raggruppati in due grandi componenti: ASOS e ARIM.

1. ASOS

(A sostegno delle fonti rinnovabili e della cogenerazione)

Serve principalmente a finanziare:

incentivi alla produzione di energia da fonti rinnovabili;
incentivi alla cogenerazione ad alto rendimento;
alcune agevolazioni previste per le imprese ad alto consumo energetico.

2. ARIM

(Altri Rimanenti Interventi di Misura generale)

Include il finanziamento di diversi costi del sistema elettrico, tra cui:

bonus sociali per le famiglie economicamente svantaggiate;
agevolazioni tariffarie per alcuni utenti del sistema;
copertura di costi derivanti da vecchi interventi normativi del settore elettrico;
integrazioni e compensazioni previste dalla regolazione energetica nazionale.

Storicamente, cosa hanno finanziato gli oneri di sistema?

Negli anni gli oneri hanno coperto anche:

incentivi alle energie rinnovabili;
smantellamento degli impianti nucleari dismessi;
ricerca di sistema nel settore elettrico;
bonus sociali;
agevolazioni alle imprese energivore

SCHEDA
Bisogna distinguere il prezzo al quale l’elettricità viene scambiata sul mercato e il ricavo che il produttore ottiene effettivamente dopo aver applicato il proprio contratto.

Che cosa succede nei diversi casi?

Un impianto senza prezzo garantito. Un grande parco fotovoltaico che vende la propria produzione sul mercato spot riceve, in linea generale, il prezzo zonale dell’elettricità nelle ore in cui immette energia. Se in quelle ore il prezzo è influenzato da una centrale a gas, anche il ricavo del parco può essere elevato, salvo altri costi e accordi.

Nel caso di un impianto con un contratto per differenza (CfD) il discorso cambia. Il contratto stabilisce un prezzo di riferimento, detto anche strike price. Se il prezzo di mercato è inferiore a quello concordato, il produttore riceve normalmente una compensazione; se è superiore, restituisce la differenza, secondo le condizioni del contratto. Il meccanismo può quindi stabilizzare il ricavo del produttore, ma non modifica automaticamente il prezzo formato sul mercato all’ingrosso. Il sistema italiano FER X, per esempio, prevede specifici meccanismi di sostegno alle rinnovabili, con regole differenti secondo la taglia dell’impianto e la modalità di accesso.

Un impianto con un PPA. Un contratto di acquisto a lungo termine fra produttore e acquirente può fissare un prezzo o stabilire una formula concordata. Anche in questo caso, però, il prezzo contrattuale fra le parti non coincide necessariamente con quello che si forma ogni ora sul mercato elettrico. Un PPA è infatti un Power Purchase Agreement, cioè un contratto di acquisto di energia elettrica stipulato direttamente tra un produttore e un acquirente, generalmente per un periodo medio-lungo. Nel nostro caso, per esempio, un produttore di energia solare può accordarsi con un’azienda – magari proprio un gestore di data center – per vendergli l’elettricità prodotta dal proprio impianto a un certo prezzo e secondo condizioni stabiliti nel contratto. Il PPA può prevedere un prezzo fisso, un prezzo indicizzato al mercato oppure formule miste. La durata può essere di diversi anni.

E allora i data center possono comunque far salire il prezzo?

Sì, possono. Il punto è che il prezzo all’ingrosso si forma sulla base dell’equilibrio fra domanda e offerta, mentre i contratti per differenza e i PPA disciplinano la remunerazione di specifici quantitativi di energia.

Facciamo un esempio semplice. Un parco fotovoltaico ha un CfD a 70 euro per MWh. In una certa ora il prezzo di mercato sale a 100 euro per MWh perché serve una centrale a gas per soddisfare tutta la domanda. Il parco fotovoltaico può dover restituire la differenza di 30 euro per MWh secondo le regole del proprio contratto, mantenendo così una remunerazione vicina al prezzo concordato. Ma il prezzo di mercato resta 100 euro per MWh: non diventa automaticamente 70.

Se i data center aumentano la domanda e contribuiscono a far salire il prezzo marginale, il CfD può quindi proteggere il produttore dalle oscillazioni del mercato, ma non impedisce necessariamente che aumenti il costo dell’energia acquistata da altri operatori.

C’è una precisazione ulteriore: non tutti i contratti per differenza funzionano allo stesso modo, e non tutti gli impianti rinnovabili italiani sono remunerati attraverso un CfD. Per questo sarebbe sbagliato generalizzare il prezzo effettivamente incassato da tutti i produttori.

Un PPA può offrire al produttore una maggiore certezza sui ricavi e all’acquirente una maggiore stabilità dei costi. Ma attenzione: non significa necessariamente che il data center riceva fisicamente, in ogni momento, l’elettricità proveniente da quell’impianto, né che sia immune dagli aumenti del prezzo dell’energia sul mercato.

Immaginiamo, per esempio, che un data center sottoscriva un PPA con un produttore fotovoltaico a 60 euro per megawattora. Se il prezzo all’ingrosso sale a 100 euro, il contratto può tutelare le parti secondo le condizioni concordate. Ma l’effetto economico effettivo dipende dalla struttura del PPA e da come viene gestita l’energia acquistata o venduta sul mercato.

C’è poi una distinzione importante rispetto al contratto per differenza (CfD): il PPA è normalmente un accordo commerciale tra produttore e acquirente; il CfD è un meccanismo di regolazione economica basato sul confronto tra un prezzo di riferimento e un prezzo di mercato, spesso previsto nell’ambito di un sistema di sostegno pubblico.

In pratica, un data center può stipulare un PPA per procurarsi energia rinnovabile a condizioni concordate, ma questo non elimina automaticamente il suo impatto sulla domanda elettrica complessiva e sul prezzo all’ingrosso.

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IL LATO OSCURO DI DATA CENTER E GIGA FACTORY DELL’INTELLIGENZA ARTIFICIALE

Francesco Cappello — Tue, 29 Sep 2026 12:27:58 +0000

Ecco perché vogliono i piccoli reattori. Dietro la corsa a Data Center e gigaFactory dell’Intelligenza Artificiale si profila il ritorno del nucleare, la competizione per acqua e territorio, l’automazione del lavoro trasformato in materia prima algoritmica e la nascita di un nuovo complesso militare-informativo

[Anteprima dell’inchiesta programmata per il mensile Lavoro e Salute]

Il boom dell’intelligenza artificiale sta portando il consumo elettrico globale verso territori inesplorati. L’addestramento e il funzionamento dei grandi modelli linguistici (LLM) richiedono una potenza di calcolo senza precedenti. Le proiezioni indicano che, entro la fine del decennio, i data center per l’IA arriveranno ad assorbire circa 945 terawattora all’anno, una cifra sbalorditiva che eguaglia l’intero fabbisogno energetico di una nazione fortemente industrializzata come il Giappone. In Italia, secondo gli aggiornamenti diffusi da Terna alla fine dell’estate 2026, le richieste di connessione alla rete elettrica nazionale per i nuovi data center e le infrastrutture legate all’intelligenza artificiale hanno varcato la sbalorditiva soglia dei 95 gigawatt, arrivando a sfiorare i 100 gigawatt (vedi nota 1).

Non a caso anche in Italia si sta tornando al nucleare nella forma dei piccoli reattori

Per alimentare queste immense cattedrali di calcolo, note come AI Gigafactory, i tradizionali contratti di fornitura dalla rete elettrica nazionale non sono più sufficienti. L’industria tecnologica si è scontrata con un limite fisico invalicabile, che ha spinto i giganti del web, i cosiddetti hyperscaler, a trasformarsi da semplici consumatori in grandi investitori e sviluppatori del settore energetico. La loro scommessa principale, su cui stanno riversando decine di miliardi di dollari, è il ritorno in grande stile dell’energia nucleare e, nello specifico, lo sviluppo dei Piccoli Reattori Modulari (SMR).

Nell’Unione Europea gli investimenti in nuovi impianti nucleari sono stati etichettati come attività “sostenibili” o “di transizione” per la mitigazione climatica. Questa etichettatura permette al nucleare di accedere più facilmente a ingenti finanziamenti pubblici e privati, avvicinandolo allo status economico delle fonti rinnovabili tradizionali.
In Italia la gestione storica di questa fonte è sempre stata trattata come una spesa collettiva e inserita direttamente in bolletta. I costi di smantellamento (decommissioning) delle vecchie centrali nucleari italiane e la gestione delle scorte radioattive sono infatti coperti dagli “Oneri di Sistema”, che ogni cittadino paga nella propria bolletta elettrica (una voce che, nel terzo trimestre del 2026, ammontava al 10,5% del totale della bolletta). In pratica il nucleare, sia a livello di investimenti futuri (europei) sia di passività storiche (italiane), gode di meccanismi di finanziamento e socializzazione dei costi del tutto equiparabili a quelli utilizzati per incentivare le energie rinnovabili.

La transizione verso il nucleare nasce dai limiti intrinseci delle energie rinnovabili tradizionali. Nonostante queste stesse aziende abbiano storicamente finanziato immensi parchi eolici e fotovoltaici per raggiungere i propri obiettivi di neutralità carbonica, solare ed eolico presentano due criticità insormontabili per le esigenze dell’IA. La prima è l’intermittenza, ovvero l’incapacità di garantire il cosiddetto “baseload”: le schede grafiche di una Gigafactory lavorano ininterrottamente, al massimo delle loro capacità, per mesi durante la fase di addestramento di un modello, e anche un minimo calo di tensione può compromettere settimane di attività computazionale. Poiché l’energia solare ed eolica dipendono dalle condizioni meteorologiche, non possono assicurare questo flusso vitale e costante senza il supporto di giganteschi sistemi di accumulo a batteria che, però, su queste scale di grandezza, risultano ancora tecnicamente ed economicamente proibitivi.
La seconda grande criticità è il consumo di suolo, in cui la densità energetica gioca un ruolo chiave. Per comprendere la proporzione: un impianto solare in grado di generare circa 920 megawatt richiede un’estensione compresa tra i cinquemila e i diecimila acri di terreno. 10mila acri di terreno corrispondono a meno di 40,5 chilometri quadrati, un’area grande quasi quanto l’intero territorio comunale di una città come Bergamo.
Al contrario, un’installazione nucleare SMR della stessa potenza occupa una superficie infinitesimale, stimata in appena trentacinque acri.
La soluzione abbracciata dall’industria si incarna nei reattori SMR, macchine che promettono di stravolgere il paradigma dell’ingegneria nucleare classica. A differenza delle centrali tradizionali, che sono enormi, progettate su misura e afflitte da costi e tempi di realizzazione imprevedibili, i Piccoli Reattori Modulari sono concepiti per essere costruiti in serie, come in una catena di montaggio. Vengono poi trasportati sul sito in moduli pre-assemblati e collegati in serie, permettendo di scalare la produzione di energia – da 50 megawatt fino a superare il gigawatt – di pari passo con l’ampliamento della Gigafactory stessa. La corsa a questa tecnologia è impressionante: entro l’anno corrente, gli impegni finanziari per l’energia nucleare da parte dei colossi tecnologici hanno superato i 9,8 gigawatt a livello globale.
I movimenti dei principali attori del mercato testimoniano la portata epocale di questo cambiamento. Microsoft ha siglato uno storico accordo ventennale con Constellation Energy per finanziare la riattivazione dell’Unità 1 della famigerata centrale nucleare di Three Mile Island, chiusa decenni fa (nel 1979, subì una parziale fusione del nocciolo del reattore con conseguente rilascio di gas e acqua radioattiva nell’ambiente circostante), che fornirà circa 835 megawatt di potenza dedicata esclusivamente ai propri sistemi entro la fine del decennio. Oracle ha annunciato la progettazione di un gigantesco data center da oltre un gigawatt, ottenendo i permessi per affiancargli direttamente tre reattori SMR per garantirsi la totale autosufficienza dalla rete elettrica. Amazon ha agito su due fronti: ha speso 650 milioni di dollari per acquistare un data center adiacente alla centrale nucleare di Susquehanna in Pennsylvania, garantendosi 960 megawatt con un collegamento diretto che azzera le perdite di rete, e ha contemporaneamente guidato un round di finanziamento da mezzo miliardo di dollari nella startup X-energy per sviluppare nuovi SMR. Google ha siglato accordi per oltre 1,8 gigawatt con sviluppatori di reattori avanzati, finanziando parallelamente l’aggiornamento di centrali esistenti. Le tempistiche, al netto degli ostacoli normativi, prevedono che i primi data center alimentati da SMR commerciali di nuova generazione entreranno in funzione nei prossimi tre o quattro anni, trasformando di fatto la Silicon Valley nel principale mecenate dell’energia atomica del ventunesimo secolo.
Tuttavia, sotto la superficie dell’entusiasmo ingegneristico e dei comunicati stampa aziendali che celebrano gli SMR come una fonte energetica miracolosamente “pulita” a “zero emissioni di carbonio” – diventato ormai il lasciapassare universale – uno dei grandi problemi che affliggono anche questi reattori, oscurato dalla narrazione della miniaturizzazione, rimane la gestione delle scorie radioattive ad alta attività. Mentre l’industria IT (Information Technology) progetta cicli di vita tecnologici brevissimi, misurati in semestri, produce al contempo scorie che rimarranno letali per decine di migliaia di anni. Questa asimmetria temporale rappresenta una forma di prevaricazione intergenerazionale; si ipoteca infatti la sicurezza biologica e geologica dei territori per un tempo incalcolabile, al solo scopo di alimentare, oggi, la corsa speculativa alla supremazia nell’intelligenza artificiale. Inoltre, la disseminazione di centinaia di piccoli reattori sul territorio, necessari per alimentare Gigafactory sparse geograficamente, moltiplica esponenzialmente i rischi di incidenti e la complessità di messa in sicurezza dei siti, frammentando il rischio radiologico senza risolvere in alcun modo l’eterno dilemma dello stoccaggio definitivo.

Oltre alla complessa e irrisolta questione dello stoccaggio geologico a lungo termine, esiste un’altra voragine ecologica tenuta in ombra dalla narrazione tecno-capitalista: l’immenso stress idrico. L’accoppiamento tra una AI Gigafactory e un reattore nucleare di tipo SMR crea sul territorio una vera e propria idrovora industriale, innescando una competizione letale per l’accesso alle risorse idriche.
Da un lato, le decine di migliaia di server ad altissima densità necessitano di colossali quantità di acqua purificata per alimentare i sistemi di raffreddamento, indispensabili per impedire la fusione dei chip sotto lo sforzo computazionale. Dall’altro lato, i piccoli reattori nucleari operano secondo i medesimi princìpi termodinamici delle centrali tradizionali, richiedendo volumi d’acqua impressionanti per raffreddare il nocciolo e condensare il vapore. (Vedi nota 2)
Paradossalmente, le leggi della fisica giocano a sfavore della miniaturizzazione: diversi studi indipendenti di ingegneria nucleare suggeriscono che gli SMR, avendo un nucleo molto più piccolo, disperdono calore in modo meno efficiente rispetto ai grandi reattori del passato. Questo significa che, per ogni singolo megawatt di energia elettrica prodotta, un piccolo reattore finisce per consumare e far evaporare una quantità d’acqua proporzionalmente maggiore, aggravando la siccità dei bacini idrici locali.
A questo prelievo massiccio si aggiunge il problema altrettanto grave dell’inquinamento termico, una forma di devastazione ambientale sistematicamente espulsa dai bilanci di sostenibilità aziendale. L’acqua prelevata da fiumi o laghi per raffreddare i reattori non scompare, ma viene reimmessa nell’ecosistema a temperature sensibilmente più elevate. Questo shock termico altera in modo drastico gli equilibri biologici dei corsi d’acqua. L’aumento della temperatura riduce la quantità di ossigeno disciolto, innescando morie di pesci, distruggendo la flora bentonica e favorendo la proliferazione anomala di alghe tossiche. In un’epoca segnata da cambiamenti climatici e stress idrico strutturale, autorizzare la privatizzazione dei fiumi per raffreddare l’addestramento di algoritmi speculativi rappresenta un’ulteriore espropriazione dei beni comuni di enorme portata.

Recenti ricerche, tra cui spiccano i severi studi pubblicati dai ricercatori dell’Università di Stanford e della University of British Columbia, hanno dimostrato che il design compatto degli SMR genera un grave paradosso fisico legato alla cosiddetta fuga di neutroni. Avendo un nucleo ridotto, una percentuale maggiore di neutroni sfugge dal cuore del reattore e bombarda violentemente i materiali strutturali circostanti, rendendoli altamente e irrimediabilmente radioattivi. I dati indicano che, proprio a causa di questa inefficienza geometrica, i piccoli reattori produrrebbero un volume di scorie nucleari secondarie fino a trenta volte superiore, a parità di energia generata, rispetto ai reattori tradizionali giganti. Questa proliferazione di materiale contaminato complica enormemente le già insormontabili sfide chimiche e ingegneristiche della messa in sicurezza.
L’uranio necessario per alimentare questa nuova flotta di reattori privati deve essere localizzato, estratto, processato e arricchito. Il ciclo estrattivo comporta la devastazione di vasti territori, la contaminazione permanente delle falde acquifere profonde attraverso processi chimici aggressivi come la lisciviazione in situ, e un altissimo bilancio di emissioni di carbonio legate ai macchinari pesanti e alla logistica intercontinentale. Questa catena di approvvigionamento mortifera si snoda sistematicamente lontano dalle scintillanti sedi californiane, scaricando i suoi costi biologici e sociali sulle popolazioni indigene o sui territori periferici del sud globale. Per le correnti ecologiste più radicali, la conversione nucleare della Silicon Valley non è affatto una svolta verde, ma l’ennesima riproposizione di un colonialismo estrattivo che sposta le esternalità tossiche fuori dal campo visivo occidentale, sacrificando lembi interi di biosfera sull’altare del primato computazionale.

L’ingresso massiccio della Silicon Valley nel mercato energetico, spinto dalla necessità di alimentare le AI Gigafactory con il nucleare, sta innescando profondi squilibri sulle infrastrutture pubbliche e sul mercato elettrico. Non ci troviamo più di fronte solo a una questione di impatto ambientale, ma a un nascente conflitto economico sull’accesso all’energia. I legislatori e gli analisti economici segnalano un rischio tangibile: i colossali costi infrastrutturali legati all’intelligenza artificiale rischiano di essere scaricati sui cittadini, creando una nuova forma di disuguaglianza basata sull’accesso alle risorse energetiche.
Il primo e più immediato impatto riguarda l’aumento vertiginoso delle tariffe retail per i consumatori. Inserire improvvisamente carichi di calcolo immensi su una rete elettrica già esistente creerà uno squilibrio tra domanda e offerta; quando la prima cresce molto più rapidamente della capacità di generazione, i prezzi all’ingrosso schizzano verso l’alto, specialmente nei momenti di picco. Tradizionalmente, i costi per l’aggiornamento della rete, come la costruzione di nuove linee di trasmissione e sottostazioni, vengono “socializzati”, ovvero distribuiti sulle bollette di tutti i clienti di una determinata utility, famiglie e piccole imprese comprese. Questo meccanismo è già evidente negli Stati Uniti: in Texas, si stima che i data center rappresenteranno quasi la metà della crescita della domanda elettrica nei prossimi sei anni, un fenomeno che comporterà rincari massicci per i cittadini chiamati a finanziare di tasca propria gli adeguamenti di rete necessari a sostenere le attività dei colossi tecnologici.
Il secondo grave impatto deriva dalla tendenza alla privatizzazione dell’energia tramite soluzioni “behind-the-meter”, letteralmente “dietro il contatore”. Per eludere le inefficienze della rete pubblica e i lunghissimi iter autorizzativi, aziende come Amazon stanno adottando un approccio predatorio: acquistano centrali nucleari intere o firmano contratti esclusivi per prelevare centinaia di megawatt direttamente alla fonte, garantendosi così flussi ininterrotti a prezzo bloccato per vent’anni. Questo schema sottrae al mercato pubblico gigantesche quote di energia stabile e considerata pulita. Nel momento in cui fonti d’eccellenza, come il nucleare di base, vengono privatizzate ad uso esclusivo dell’IA, le utility pubbliche, per far fronte al fabbisogno residuo dei cittadini, si vedono costrette a ritardare la dismissione di vecchie centrali a carbone o a gas.
Un altro fronte di criticità è rappresentato dal pericolo degli “asset incagliati”, o stranded assets. Costruire enormi infrastrutture pubbliche di trasmissione basandosi unicamente sulle proiezioni di espansione dell’IA nasconde un grande rischio finanziario. Se la collettività si accolla la spesa per supportare un nuovo data center da cinquecento megawatt e successivamente l’azienda tecnologica fallisce, rilocalizza i propri impianti o realizza che i suoi algoritmi richiedono meno energia del previsto, quell’infrastruttura diventa un peso inutile. Il paradosso è che questi investimenti a vuoto non verranno saldati dall’impresa privata che li ha richiesti, ma graveranno a tempo indeterminato sulle bollette dei cittadini restanti.
Di fronte a queste derive, si sta cercando di elaborare due linee di contenimento. Da un lato, enti regolatori e legislatori stanno studiando normative per obbligare le big tech a farsi carico diretto dei costi di aggiornamento della rete e a predisporre protocolli di distacco rapido per evitare blackout pubblici nei momenti di crisi. Dall’altro, si ipotizza che in un futuro lontano i piccoli reattori modulari (SMR) finanziati dalla Silicon Valley possano cedere il loro surplus energetico alla rete pubblica. Tuttavia, nel breve e medio termine, la voracità dell’IA rischia seriamente di trasformare l’energia elettrica stabile ed economica in un bene di lusso riservato alle grandi aziende informatiche.

Lo stato dell’Ohio ha avanzato una proposta pioniere, sostenuta dalla società elettrica AEP. La normativa esigerebbe che i data center e gli impianti di criptovalute, anch’essi energivori, stipulino contratti vincolanti della durata di dieci anni, pagando tariffe minime mensili fisse e garantite, a prescindere dal loro reale consumo. In Texas, a causa di proiezioni allarmanti sulla tenuta della rete, l’Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) sta istituendo regole che obbligherebbero i grandi impianti informatici a integrarsi in protocolli di “risposta alla domanda”, costringendoli a diminuire le loro attività o a staccarsi tempestivamente dalla rete tutte le volte che l’energia risultasse essenziale per l’uso civile.
In Europa, l’approccio è storicamente più preventivo. La Direttiva sull’Efficienza Energetica, appena rivista, obbliga i gestori dei data center a registrare e rendere pubblici i dati esatti sui loro consumi idrici ed energetici, ponendo così le basi per future normative. Parallelamente, molte nazioni stanno introducendo il principio di compartecipazione ai costi infrastrutturali; ad esempio, l’Irlanda, sovraccarica di data center a Dublino, ha introdotto moratorie sulla costruzione di nuovi stabilimenti per l’IA se le aziende non dimostrano di possedere generatori indipendenti, vietando loro di fare unicamente affidamento sull’infrastruttura statale.

L’eventuale insediamento di grandi AI Gigafactory in Italia solleverebbe sfide complesse, inserendosi in un mercato energetico già strutturalmente vulnerabile. A differenza degli Stati Uniti, l’Italia sconta una storica dipendenza dalle importazioni di idrocarburi, in particolare il gas, e una rete di trasmissione nazionale che, nonostante i recenti potenziamenti da parte di Terna, fatica a gestire in modo omogeneo i flussi di energia, specialmente per quanto riguarda il trasferimento della produzione da fonti rinnovabili dal Sud verso i grandi centri di consumo del Nord.
L’installazione di un’infrastruttura di calcolo da centinaia di megawatt in questo contesto comporterebbe un doppio rischio. Il primo è l’esacerbazione del cosiddetto “price coupling” legato al gas. Dato che in Italia il prezzo dell’energia elettrica è spesso determinato dalla fonte marginale più costosa, un picco di domanda anelastico causato dai data center costringerebbe ad accendere più frequentemente gli impianti a ciclo combinato alimentati a gas per garantire il necessario “baseload”. Questo scaricherebbe immediatamente sul Pun (Prezzo Unico Nazionale) i rincari del gas, con un effetto a catena sulle bollette di cittadini e piccole imprese, già gravate da oneri di sistema tra i più alti d’Europa.
Inoltre, lo sviluppo di soluzioni privatizzate come l’autoconsumo nucleare (SMR), o persino di enormi impianti solari industriali dedicati esclusivamente al settore tecnologico, sottrarrebbe terreno e risorse preziose alla rete pubblica. In un Paese denso e con un territorio agricolo di altissimo valore strategico e paesaggistico, cedere ampie porzioni di suolo alle big tech a tutto vantaggio di una rendita speculativa internazionale.
Se i costi per rafforzare la rete elettrica venissero socializzati in bolletta per supportare gli investimenti esteri nell’IA, l’Italia rischierebbe di finanziare infrastrutture a uso privato e speculativo a spese della sovranità e della sicurezza energetica dei propri cittadini.

Fabbriche Intelligenti

L’architettura del nuovo capitalismo tecnologico non può essere compresa guardando i singoli elementi in modo isolato. Le AI Gigafactory e i mastodontici data center non sono semplici magazzini di server, ma rappresentano il cervello computazionale di un organismo molto più vasto, il cui braccio operativo si incarna nelle cosiddette fabbriche intelligenti o Smart Factories. Questo legame strutturale rappresenta la più imponente macchina di espropriazione del sapere e di sostituzione del lavoro umano mai costruita nella storia industriale.
La narrazione dominante, spesso promossa dai grandi fondi di investimento e dalle multinazionali tecnologiche, descrive la fabbrica intelligente come un ambiente in cui i robot sollevano l’uomo dalle mansioni più logoranti, inaugurando un’era di prosperità e creatività. Tuttavia, l’intelligenza artificiale generata nelle Gigafactory non nasce dal nulla: essa è il risultato dell’estrazione, della frammentazione e della rielaborazione di milioni di ore di lavoro umano pregresso. I movimenti di un operaio specializzato, le decisioni logistiche di un manager, le diagnosi di un tecnico vengono costantemente tracciate, tradotte in dati e inviate ai data center. Qui, questi dati vengono “digeriti” per addestrare modelli predittivi che vengono poi rispediti alla fabbrica sotto forma di software di automazione. Secondo la critica marxiana contemporanea, si tratta della trasformazione definitiva del “lavoro vivo” e cosciente dell’essere umano nel “lavoro morto” e automatizzato della macchina, di proprietà esclusiva di chi possiede il capitale infrastrutturale.
Questo travaso di intelligenza dal lavoratore all’algoritmo innesca un profondo mutamento nei tassi di occupazione e nella qualità del lavoro. Nelle fabbriche intelligenti, la robotica avanzata guidata dall’IA non si limita a sostituire lo sforzo fisico, ma automatizza le funzioni cognitive e di coordinamento. L’impatto settoriale è devastante perché colpisce in modo trasversale. Nel settore manifatturiero e logistico, l’algoritmo decide i ritmi di produzione, gestisce il magazzino e coordina i droni o i bracci robotici, rendendo superflue intere gerarchie di operai specializzati e quadri intermedi. Nel settore dei servizi e dell’amministrazione, i modelli linguistici addestrati nelle Gigafactory smantellano il lavoro impiegatizio, dai contratti legali alla contabilità, fino all’assistenza clienti e alla programmazione informatica di base.
Eppure, l’implementazione dell’IA non elimina del tutto il lavoro umano, ma lo degrada. Dietro la facciata scintillante delle macchine autonome si nasconde un esercito invisibile di lavoratori precari. È il fenomeno del cosiddetto “lavoro fantasma”. Per funzionare, i sistemi di visione artificiale delle fabbriche intelligenti hanno bisogno di esseri umani sottopagati, spesso situati nel sud del mondo, che passano le giornate a etichettare immagini e correggere gli errori degli algoritmi. All’interno della fabbrica stessa, i lavoratori rimanenti subiscono una profonda dequalificazione: non sono più artigiani o tecnici che governano lo strumento, ma diventano semplici appendici della macchina, costretti a muoversi e a operare ai ritmi dettati da un software inappellabile, le cui metriche di rendimento sono calcolate a chilometri di distanza.
Dal punto di vista macroeconomico, la convergenza tra data center e automazione industriale sta generando un collasso della contrattazione sociale. A differenza delle passate rivoluzioni industriali, che distruggevano vecchi mestieri per crearne di nuovi in settori emergenti, l’attuale automazione dell’intelligenza generale minaccia di non offrire porti sicuri. Quando il ciclo tecnologico rende obsoleto il capitale umano in mesi anziché in decenni, la disoccupazione diventa strutturale. Il potere contrattuale dei sindacati viene annientato, poiché la minaccia della delocalizzazione geografica viene sostituita dalla minaccia, molto più rapida e letale, della sostituzione algoritmica.
In conclusione, l’immenso flusso di capitali verso le infrastrutture dell’IA, nel sistema economico occidentale, non è destinato a liberare l’umanità dalla fatica, ma a concentrare la ricchezza e il controllo dei mezzi di produzione in poche mani. La fabbrica intelligente, alimentata dal cervello remoto del data center, rischia di produrre merci perfette in un mondo in cui una porzione sempre più ampia della popolazione, espulsa dal mercato del lavoro o condannata a un impiego intermittente e svalutato, non avrà più il reddito necessario per acquistarle. La sfida, pertanto, smette di essere meramente tecnologica e diventa profondamente politica.

Il passaggio da un complesso militare-industriale a un nuovo complesso militare-informativo

La convergenza tra l’intelligenza artificiale generata nelle immense Gigafactory e i moderni apparati bellici rappresenta il passaggio da un complesso militare-industriale a un nuovo “complesso militare-informativo”. In questo scenario, le AI Gigafactory non sono più considerabili infrastrutture civili, ma veri e propri avamposti strategici, essenziali per la supremazia militare algoritmica.
La natura stessa dell’IA moderna, che richiede l’ingestione di petabyte di dati e una potenza computazionale massiva fornita dai grandi data center, cambia radicalmente la natura della guerra. Il campo di battaglia si dilata e si smaterializza. Prima che un drone autonomo colpisca un bersaglio, il suo sistema di riconoscimento visivo è stato addestrato per migliaia di ore all’interno dei server di una Gigafactory remota. Questo crea un cordone ombelicale diretto tra l’infrastruttura civile della Silicon Valley e le catene di uccisione sul campo. Aziende tecnologiche un tempo percepite come fornitrici di servizi per consumatori diventano, a tutti gli effetti, gli appaltatori primari della difesa, stipulando contratti miliardari per fornire i sistemi nervosi (cloud tattici e algoritmi predittivi) necessari a processare in tempo reale i dati provenienti da satelliti, truppe e sensori.

L’automazione della decisione letale la deresponsabilizzazione

I data center elaborano enormi quantità di “segnali” (comunicazioni intercettate, movimenti termici, modelli di comportamento) per identificare automaticamente potenziali minacce, fornendo ai comandi militari “raccomandazioni di bersaglio”. Questo processo, alimentato dall’IA, accelera il ritmo del conflitto oltre la capacità di comprensione umana, spingendo verso la cosiddetta hyperwar, una guerra condotta a velocità algoritmica in cui l’intervento umano diventa un semplice “timbro” su una decisione già presa dalla macchina. Questa opacità algoritmica dissolve la responsabilità etica e legale dell’atto bellico, trasformando l’uccisione in un calcolo statistico di probabilità, distante e sterilizzato, reso possibile solo dalla potenza di calcolo centralizzata nei data center globali.

Nota 1
È indispensabile distinguere tra le semplici richieste preliminari e i progetti che possiedono una reale autorizzazione. Presentare una domanda di connessione a Terna è un’operazione burocratica relativamente semplice e dai costi contenuti, che non obbliga l’operatore ad aver già acquistato i terreni o avviato i cantieri. Questo meccanismo ha innescato una bolla speculativa: le società informatiche e i fondi di investimento internazionali si mettono in coda per “prenotare” in anticipo la capacità della rete elettrica, in modo simile a quanto è avvenuto negli anni scorsi con la bolla delle richieste per le energie rinnovabili.
La realtà ingegneristica è molto diversa. Analizzando il caso della Lombardia, regione leader in questo settore, emerge che a fronte di richieste per quasi 45 gigawatt, i progetti che per ora hanno superato l’iter autorizzativo e sono arrivati alla stipula del contratto di connessione reale si fermano a poco meno di 1,7 gigawatt.
L’insostenibilità termodinamica di questa ondata speculativa diventa lampante se traduciamo quella potenza in terawattora (TWh) consumati, ipotizzando per assurdo che tutti i 95 gigawatt richiesti vengano effettivamente costruiti e accesi. Le Gigafactory per l’intelligenza artificiale non conoscono pause: devono mantenere i server accesi e i sistemi di raffreddamento a liquido in funzione ventiquattro ore su ventiquattro, per tutti i giorni dell’anno. Moltiplicando la potenza di 95 gigawatt per le 8.760 ore che compongono un anno, otteniamo un assorbimento teorico mostruoso di oltre 832 terawattora annui.
Per comprendere la gravità di un simile numero, è sufficiente un rapido confronto macroeconomico. L’intero fabbisogno elettrico nazionale dell’Italia, comprendente tutta l’industria pesante, la trazione ferroviaria, i servizi, l’illuminazione pubblica e i consumi domestici di quasi sessanta milioni di cittadini, si attesta storicamente intorno ai 300 terawattora all’anno. Inoltre, nei rari momenti di picco massimo di consumo estivo, l’intera nazione assorbe dalla rete circa 58 gigawatt di potenza. Se tutte le richieste dei data center si materializzassero, questo singolo settore arriverebbe a consumare quasi il triplo dell’energia attualmente richiesta da tutta l’Italia, assorbendo costantemente il doppio della potenza massima che la rete è oggi in grado di erogare.
Questa semplice proiezione matematica conferma la natura ampiamente speculativa della maggior parte delle domande presentate a Terna. Al contempo, però, lancia un allarme inequivocabile: l’industria globale dell’intelligenza artificiale presenta un modello di sviluppo la cui densità energetica è strutturalmente incompatibile con le reti pubbliche, minacciando di fagocitare le risorse vitali dei territori che si offrono di ospitarla.

Nota 2
Il termine “SMR” (Small Modular Reactor) suggerisce un’innovazione radicale, ma la fisica alla base di questi impianti rimane ancorata ai princìpi termodinamici dei vecchi reattori ad acqua leggera. Nonostante la miniaturizzazione, un SMR non genera elettricità magicamente dal nulla: è, di fatto, un gigantesco bollitore ad altissima pressione, il cui scopo finale è far girare una turbina a vapore.
Questa catena termodinamica si sviluppa in tre fasi obbligate, ognuna delle quali richiede uno scambio termico e un massiccio impiego di acqua, indipendentemente dalle dimensioni del reattore.
La generazione di calore nel nocciolo
All’interno del nucleo (sia esso grande come un palazzo o compatto come in un SMR), la fissione degli atomi di uranio sprigiona calore estremo. Questo calore deve essere rimosso costantemente per evitare la fusione (il meltdown). Nel circuito primario (spesso integrato nel vessel stesso negli SMR), l’acqua circola a pressioni altissime per assorbire questo calore senza evaporare.
Lo scambio termico (Il Generatore di Vapore)
L’acqua surriscaldata e radioattiva del circuito primario cede il suo calore a un circuito secondario attraverso uno scambiatore di calore. In questo secondo circuito, la pressione è inferiore, permettendo all’acqua pulita di trasformarsi in vapore ad alta energia.
La turbina e, soprattutto, la condensazione
Il vapore ad alta pressione viene sparato contro le pale di una turbina, facendola girare e generando elettricità. Ma ecco il punto critico termodinamico: per chiudere il ciclo e permettere al sistema di continuare a funzionare, quel vapore “esausto” in uscita dalla turbina non può essere semplicemente buttato via; deve essere condensato e ritrasformato in acqua liquida per essere pompato nuovamente nel generatore di vapore.
La Condensazione. La grande sete dei reattori
È proprio nella fase di condensazione che si consumano volumi impressionanti di acqua.
Per abbattere rapidamente la temperatura del vapore esausto, i condensatori richiedono un terzo circuito, completamente separato dai primi due, collegato direttamente a una fonte esterna fredda (un fiume, un lago o il mare). Quest’acqua viene prelevata e fatta passare attraverso i tubi del condensatore (dove assorbe il calore residuo) e poi espulsa nell’ambiente a una temperatura nettamente superiore, o fatta evaporare attraverso gigantesche torri di raffreddamento.
Il paradosso della miniaturizzazione
La riduzione in scala (passando da reattori da 1000 MW a moduli SMR da 50-300 MW) peggiora l’efficienza termodinamica complessiva del sistema. Un impianto più piccolo disperde proporzionalmente più calore ed è meno efficiente nel convertire l’energia termica in energia elettrica rispetto alle immense centrali del passato.
La conseguenza diretta è un paradosso ecologico: per generare la stessa quantità di elettricità (ad esempio 1 Gigawatt necessario per una AI Gigafactory), una schiera di SMR collegati insieme finirà per necessitare di una quantità di acqua di raffreddamento proporzionalmente maggiore rispetto a una singola centrale nucleare tradizionale di pari potenza, aggravando lo stress idrico e l’inquinamento termico sui bacini locali.

FONTI

* Terna S.p.A.: Dati ufficiali relativi alle richieste di connessione alla rete elettrica nazionale (la soglia dei 95-100 GW) e statistiche storiche sul fabbisogno e sui picchi di consumo elettrico in Italia (circa 300 TWh annui).
* Università di Stanford e University of British Columbia: Studi accademici indipendenti sul design dei reattori SMR, il paradosso della miniaturizzazione, la “fuga di neutroni” e l’aumento esponenziale delle scorie nucleari secondarie.
* Comunicati e accordi societari (Hyperscaler ed energy provider): Dati sugli investimenti miliardari e i contratti “behind-the-meter” di Microsoft (Three Mile Island/Constellation Energy), Oracle, Amazon (Susquehanna/Talen Energy, X-energy) e Google (Kairos Power, Elementl Power).
* Commissione Europea: Documentazione relativa alla Tassonomia Europea per la Finanza Sostenibile (che classifica il nucleare come energia di transizione) e alla Direttiva sull’Efficienza Energetica per i data center.
* Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA): Dati sulla composizione delle bollette italiane (il peso percentuale degli Oneri di Sistema) e meccanismi di formazione del Prezzo Unico Nazionale (PUN).
* Enti regolatori e utility statunitensi (ERCOT in Texas, AEP in Ohio): Proiezioni sull’impatto dei data center sulla rete e proposte normative per i protocolli di “risposta alla domanda” e tariffe minime garantite.
* Letteratura critica e sociologia del lavoro: Analisi di impostazione marxiana e sociologica sull’automazione (concetti di trasformazione del “lavoro vivo” in “lavoro morto”, dequalificazione, e il fenomeno del “lavoro fantasma” per l’addestramento degli algoritmi).
* Studi strategici e antimilitaristi: Analisi geopolitiche e di sicurezza sulla convergenza tra Big Tech e Difesa, la nascita del “complesso militare-informativo”, la deresponsabilizzazione letale e il concetto di hyperwar.
* Fisica termodinamica e ingegneria nucleare: Princìpi fondamentali sul funzionamento dei reattori ad acqua leggera, dinamiche di condensazione del vapore, inquinamento termico e fabbisogno idrico legato allo scambio di calore.

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L’INVASIONE BARBARICA DEI DATA CENTER A TORINO E PROVINCIA

Francesco Cappello — Fri, 18 Sep 2026 09:10:05 +0000

Quando il calcolo diventa bersaglio militare. L’impatto economico, ecologico e militare delle cattedrali digitali sul territorio piemontese. L’impatto dei mega data center sul sistema territoriale torinese: speculazione infrastrutturale, reti di produzione energetica rinnovabile, sistemi di accumulo energetico BESS e profili di rischio dual-use

Sul territorio della città metropolitana di Torino e dell’area piemontese si sta consumando una delle più imponenti operazioni di riconversione urbanistica ed energetica della storia recente, perfettamente integrata nella logica di militarizzazione del calcolo, riarmo tecnologico e controllo sociale che caratterizza la corsa globale all’Intelligenza Artificiale.

Il capoluogo sabaudo e la sua prima cintura non rappresentano una scelta casuale: la presenza di un solido tessuto industriale automobilistico in via di dismissione, l’estesa disponibilità di aree produttive dismesse da riqualificare, la vicinanza strategica con lo snodo finanziario e digitale di Milano e una rete di trasmissione elettrica ad alta tensione ereditata dai complessi manufatturieri del Novecento rendono la provincia di Torino il secondo polo d’attrazione nazionale per le cattedrali informatiche, posizionandosi subito dietro l’area milanese.

I dati forniti dal gestore della rete elettrica nazionale Terna registrano una pressione senza precedenti sul territorio piemontese, dove si concentrano 64 istanze ufficiali di prenotazione di potenza per oltre 13 gigawatt complessivi. La sola provincia di Torino assorbe 43 pratiche per una potenza teorica richiesta pari a oltre 8 gigawatt, trasformando la mappa dei comuni dell’hinterland in una scacchiera di speculazione infrastrutturale dove la disponibilità di suolo, acqua ed elettricità pubblica rischia di essere larghissimamente asservita alle esigenze dei grandi complessi di elaborazione dati.

Per comprendere la portata di questa trasformazione è necessario distinguere il quadro delle infrastrutture tra i nodi già operativi, i progetti che hanno ottenuto le necessarie autorizzazioni urbanistiche e la marea di istanze ancora in attesa di valutazione.

La geografia delle strutture già realizzate e pienamente operative mappa l’architettura digitale civile e istituzionale che per decenni ha servito il territorio, prima dell’avvento dei colossi hyperscale. In Torino città figurano 14 impianti consolidati di medie e piccole dimensioni. Tra questi spicca l’infrastruttura pubblica gestita dalla società in-house CSI Piemonte nelle sedi di Via Monastir e Corso Unione Sovietica, che costituisce il cuore dell’elaborazione dati per la Città di Torino, la Regione e le pubbliche amministrazioni locali; la struttura è accreditata dall’Agenzia per la Cybersicurezza Nazionale ed è candidata a Polo Strategico Nazionale (PSN) per la custodia e la gestione dei dati critici, sanitari e strategici pubblici.

A questo nodo si affiancano i data center proprietari dei grandi gruppi industriali, bancari e di telecomunicazione, come la struttura TIM di Via Oreste Mattirolo, i centri elaborazione dati del gruppo Intesa Sanpaolo dedicati alla gestione delle transazioni finanziarie e della profilazione creditizia, i nodi di Fastweb e Iren, nonché il centro tecnologico operativo di Noovle (società cloud della galassia TIM) a Settimo Torinese.

Questi centri rappresentano l’ossatura della prima fase digitale, improntata alla gestione dei servizi locali e aziendali, ben diversa dall’impatto distruttivo e vorace dei complessi di nuova generazione a servizio delle piattaforme algoritmiche internazionali.

Sul fronte dei data center autorizzati e in fase avanzata di iter urbanistico, le varianti adottate dai vari consigli comunali delineano progetti circostanziati che convertono siti produttivi dismessi o terreni agricoli in infrastrutture ad alta densità per l’elaborazione di dati della pubblica amministrazione, della logistica avanzata, dell’industria strategica, della sicurezza e della difesa (guerra ibrida, cyber sicurezza, Defence cloud e guerra multi dominio).

A Caselle Torinese la variante numero 3 al Piano Regolatore Generale, approvata all’unanimità dal Consiglio Comunale e supportata da compensazioni ambientali negoziate con l’Ente Parco La Mandria per interventi di deimpermeabilizzazione e forestazione urbana, ha trasformato la destinazione d’uso di 450 mila metri quadrati delle aree Ata vicine all’aeroporto “Sandro Pertini” da commerciale a industriale produttiva ad alta tecnologia. Su questa variante si innesta il progetto promosso dal colosso immobiliare Hines, che prevede un campus di sei edifci industriali per oltre 150 mila metri quadrati coperti più un fabbricato d’appoggio tecnologico, con una richiesta di potenza elettrica di 250 megawatt e un investimento di 500 milioni di euro.

La posizione adiacente allo scalo aeroportuale e ai vettori di telecomunicazione lo candida all’elaborazione di dati logistici, aerospaziali e di pubblica sicurezza.

A Moncalieri, la riconversione urbanistica interessa lo storico stabilimento dell’ex Ilte (Industria Libraria Tipografica Editrice) di Via Postiglione, chiuso nel 2016 e acquistato nel 2022 per 9 milioni di euro dal tribunale fallimentare di Roma da parte di LCP (Logistics Capital Partners), fondo internazionale attivo nel real estate e nella logistica. Il progetto, che ha già ottenuto il parere positivo degli uffici comunali nel marzo 2026 e si trova al centro delle discussioni sulle compensazioni ambientali, prevede la costruzione di uno dei poli informatici più grandi d’Italia: un campus di quattro grandi edifici per 270 mila metri quadrati di superficie complessiva e una potenza elettrica di ben 576 megawatt. Si tratta di una potenza persino superiore a quella prevista per il mega-impianto nell’area dell’ex centrale di Trino Vercellese (compreso tra i 300 e i 400 MW con 4,5 miliardi di investimento), per un valore economico complessivo stimato in oltre 4,5 miliardi di euro e un’occupazione dichiarata di 400 posti di lavoro. Attorno al cuore tecnologico dedicato ai server sono previsti uffici, parcheggi, viabilità interna, aree verdi e un impianto fotovoltaico dedicato. Il passaggio dallo stabilimento fondato nel 1975 che per decenni ha stampato le Pagine Gialle, quotidiani e riviste nazionali a una mega-fabbrica del calcolo ad altissima densità per i big data segna la conversione simbolo della cintura sud torinese.

Sempre sul fronte delle varianti urbanistiche avviate per la logistica industriale e i servizi di calcolo figurano i terreni dell’ex Fiat Ricambi, che coprono oltre un milione di metri quadrati a cavallo tra i comuni di None e Volvera (con estensioni verso Moncalieri e Nichelino) e vedono istanze di potenza superiori a 600 megawatt.

A Torrazza Piemonte le varianti sulle aree delle ex fornaci mirano a consentire la demolizione e ricostruzione per far posto a un polo di calcolo orientato all’IA, mentre a Montanaro la società FCV (FCV, Real Estate Development, è una società di promozione, sviluppo e gestione immobiliare) ha avviato le interlocuzioni urbanistiche per un “Data Center hub” su un’area di 412 mila metri quadrati.

Nel capoluogo, la Cittadella dell’Aerospazio di Corso Marche rappresenta l’esempio più stringente di integrazione tra urbanistica, “difesa” e gestione dati: nel perimetro riqualificato ex Alenia, la variante urbanistica si intreccia con i progetti del gruppo Leonardo e dei centri di ricerca per l’installazione di un supercomputer e data center dedicato all’elaborazione dei dati della ricerca aerospaziale, dei sistemi di navigazione satellitare e militare.

La categoria di gran lunga più critica e pervasiva è infine quella dei data center richiesti e ancora privi di autorizzazione finale, che compongono una marea speculativa di prenotazione energetica in attesa delle procedure uniche di VIA e AIA.

A Torino città, nel quartiere Lucento, la riqualificazione dell’ex Laminatoio Bonafous vede protagonista la società Reba Projects, riconducibile al gruppo Asja Energy di Agostino Re Rebaudengo. Il progetto di trasformazione dell’area industriale dismessa prevede l’insediamento di un data center con una potenza di carico iniziale di 125 megawatt e una capacità d’espansione programmata oltre i 300 megawatt, per un investimento finanziario che parte da oltre un miliardo di euro. L’infrastruttura è nativamente concepita per supportare il calcolo intensivo dell’Intelligenza Artificiale e la gestione di grandi moli di dati a servizio del tessuto economico ed economico-statale.

In cima alla classifica per potenza richiesta figura il Comune di Grugliasco, dove sull’area ex Pininfarina di Borgata Lesna la variante urbanistica riguarda un primo modulo di circa 58 mila metri quadrati, con una potenza di progetto indicata nell’ordine dei 200 megawatt e un investimento stimato in circa 4 miliardi di euro, a fronte di almeno 200 posti di lavoro promessi. L’operazione è seguita da Added Value Capital e dall’imprenditore Alfiero Massimini, che agiscono da intermediari; il nome dell’utilizzatore finale del data center non è stato reso pubblico. Il 30 giugno 2026 il Consiglio comunale di Grugliasco ha approvato, con 17 voti favorevoli, la delibera che riconosce l’interesse pubblico alla deroga urbanistica richiesta per l’intervento. Considerando però l’intero comparto industriale dismesso di Grugliasco, risulta depositata a Terna una richiesta di allaccio alla rete per l’incredibile potenza complessiva di 1,23 gigawatt (pensata per grandi cluster di supercalcolo per l’IA) con impatti idrici massicci per il raffreddamento, un dato che supera di circa sei volte la potenza dichiarata per il solo progetto ex Pininfarina, e che lascia aperti interrogativi su quali ulteriori ampliamenti, margini tecnici o progetti paralleli possano comporlo.

Nel capoluogo, a Torino città, le pratiche complessive presentate a Terna sfiorano 1,09 gigawatt di richiesta, focalizzandosi sul recupero di vecchi immobili industriali e scali ferroviari.

A Settimo Torinese, oltre al polo già operativo di Noovle, si registrano ben otto manifestazioni di interesse presentate al Comune per un volume potenziale di potenza richiesta pari a 1,05 gigawatt. La spinta speculativa si estende a raggiera lungo i principali corridoi energetici della provincia, dove sono state depositate decine di istanze pendenti nei comuni di Chivasso, Rivalta di Torino e Collegno per sfruttare le vicine sottostazioni elettriche ad alta tensione e i canali di raffreddamento idrico. A questa pressione sulla provincia torinese si affiancano, a pochissima distanza dai confini provinciali, i progetti di mega-impianti come quello pianificato nell’area dell’ex centrale termoelettrica di Trino Vercellese, da oltre 4,5 miliardi di euro, concepito per agire in stretta sinergia con la rete di calcolo dell’area metropolitana di Torino.

L’analisi a largo spettro dei portali istituzionali, dai bollettini ufficiali della Regione Piemonte ai documenti di programmazione urbanistica comunali e alle rilevazioni di Terna, evidenzia come questo sviluppo incontrollato proceda in assenza di una pianificazione territoriale coordinata capace di valutare gli impatti cumulativi. La corsa all’autorizzazione dei data center nell’area torinese non risponde a una visione di sviluppo sostenibile o di utilità sociale per la popolazione locale, ma si inserisce perfettamente nella dinamica di accaparramento delle risorse energetiche e idriche del territorio per alimentarne la voracità, sostenendo i modelli di intelligenza artificiale, le piattaforme di sorveglianza digitale e i sistemi informativi a supporto della finanza globale e del riarmo bellico.

Per comprendere la reale portata dell’impatto territoriale che sarà generato dai data center nella città metropolitana di Torino, è necessario analizzare il sistema di approvvigionamento energetico dedicato. La transizione verso le fonti pulite per queste infrastrutture rappresenta un vincolo economico e finanziario stringente: l’accesso ai capitali internazionali, ai fondi europei e alle linee di credito dei grandi asset manager globali è subordinato al rispetto dei criteri ESG (Environmental, Social, and Governance) e alla stipula di contratti a lungo termine per l’acquisto di sola energia rinnovabile (Corporate Power Purchase Agreements – PPA).

Questa esigenza finanziaria si scontra con una contraddizione fisica fondamentale: i data center dedicati all’Intelligenza Artificiale, alla finanza e al sistema di guerra richiedono un carico elettrico continuo e costante (baseload), attivo 24 ore su 24 per 365 giorni all’anno, laddove la produzione eolica e solare è per sua natura intermittente e dipendente dalle condizioni atmosferiche. Per evitare il ricorso alle fonti fossili della rete nazionale, che vanificherebbe le certificazioni necessarie per intercettare i mercati finanziari, l’ecosistema industriale piemontese sta subendo una trasformazione infrastrutturale coordinata. Questa riorganizzazione poggia sulla proliferazione di maxi-impianti di Fonti di Energia Rinnovabile (FER) e sull’installazione di gigafactory di accumulo elettrochimico tramite batterie (Battery Energy Storage Systems – BESS).

La dimensione di questo fenomeno trova riscontro nei dati istituzionali della Regione Piemonte e del Consiglio Regionale, che in attuazione della normativa nazionale sulle aree idonee e sul riparto del burden sharing hanno fissato l’obiettivo vincolante di installare 4.991 megawatt (pari a quasi 5 gigawatt) di nuova potenza da fonti rinnovabili entro il 2030. La sola provincia di Torino riveste un ruolo primario in questo piano, assorbendo una quota rilevante delle nuove istanze di impianti fotovoltaici a terra e agrivoltaici avanzati. La pressione sulle superfici agricole del Canavese, del Pinerolese e della pianura torinese è direttamente correlata alla domanda di energia dei data center: le 43 pratiche pendenti o autorizzate nella provincia torinese richiedono oltre 8 gigawatt di potenza teorica complessiva, a fronte di una produzione solare che per erogare un singolo gigawatt continuativo necessita di installazioni estese per centinaia di ettari di terreno.

Parallelamente agli impianti di produzione, la Giunta regionale e gli enti locali si trovano così a gestire l’esplosione delle autorizzazioni per i sistemi di accumulo BESS di taglia industriale, indispensabili per stoccare l’eccesso di energia diurna e rilasciarla continuamente ai server durante le ore notturne o di buio.

Il nodo infrastrutturale torinese è diventato uno dei principali poli d’attrazione nazionali per questi impianti. Tra le strutture già autorizzate e in fase di cantiere spicca il mega-progetto BESS stand-alone di Rondissone, sviluppato dalla società Aer Soléir e aggiudicatario nell’asta del Capacity Market di Terna, che prevede un investimento di 170 milioni di euro per una potenza di 250 megawatt e una capacità di accumulo pari a 1 gigawattora, collocandosi tra i più grandi impianti di accumulo energetico d’Europa.

A questa struttura si affiancano decine di ulteriori istanze presentate presso la Città Metropolitana di Torino e i comuni della prima e seconda cintura, in particolare nei poli strategici di Chivasso, Settimo Torinese, Orbassano e lungo l’asse della Val di Susa, dove la disponibilità di stazioni di trasformazione ad alta tensione ereditate dal tessuto ex industriale consente l’allaccio di “container” di batterie a litio per centinaia di megawatt aggiuntivi.

L’incastro tra la produzione rinnovabile, i sistemi BESS e le richieste dei data center evidenzia precise criticità territoriali e sociali. La legge regionale sulle aree idonee ha introdotto vincoli specifici per limitare il consumo di suolo agricolo (fissando tetti massimi alla Superficie Agricola Utilizzata comunale e distanze di rispetto), ma ha al contempo stabilito corsie preferenziali ed esenzioni per gli impianti destinati all’autoconsumo industriale e ai poli tecnologici, disponendo persino l’obbligo di copertura fotovoltaica per i nuovi data center e centri logistici. Ciononostante, la combinazione di campus per server, parchi solari estesi e container BESS sottrae ampie porzioni di terreno, alterando inevitabilmente gli ecosistemi locali.

Si registrano inoltre profili di rischio industriale legati agli impianti BESS, dovuti alla presenza di grandi quantitativi di batterie al litio ad alta densità soggette al rischio di thermal runaway (incendi chimici ad alta temperatura e di difficilissimo spegnimento) in prossimità di centri abitati o aree produttive. Infine, l’enorme concentrazione di potenza richiesta a Terna impone massicci interventi di adeguamento della rete elettrica ad alta tensione; le relative opere infrastrutturali rischiano di traslare i propri costi sulla collettività attraverso le componenti tariffarie delle bollette elettriche, mentre i benefici del calcolo avanzato e della vendita di energia rimangono concentrati in capo ai grandi operatori privati e ai fondi speculativi.

I data center ad alta densità di calcolo e le loro infrastrutture energetiche d’appoggio non sono soltanto nodi strategici dell’economia e della finanza globale, ma si configurano a tutti gli effetti come installazioni a marcata natura dual-use, ossia a doppio uso civile e militare. La progressiva integrazione del cloud di supercalcolo nei sistemi informativi della difesa, nella gestione logistica delle forze armate, nell’elaborazione dell’intelligence strategica e nella guida dei sistemi d’arma autonomi basati sull’Intelligenza Artificiale trasforma radicalmente lo statuto di queste cattedrali digitali in tempo di crisi o di conflitto armato.

Nel quadro delle dottrine militari contemporanee e del diritto internazionale bellico, un centro elaborazione dati che ospita o processa flussi informativi strategici cessa di essere una semplice struttura commerciale per assumere la qualifica di obiettivo militare primario (key terrain informazionale). La concentrazione sul territorio torinese di imponenti poli di calcolo, affiancati da maxi-impianti di produzione rinnovabile e da imponenti sistemi di accumulo BESS ad alta intensità energetica, determina così la creazione di veri e propri bersagli strategici ad alto rischio.

In caso di escalation geopolitica o di operazioni belliche convenzionali, cibernetiche o ibride, l’attacco diretto o il sabotaggio a queste infrastrutture — siano essi condotti tramite attacchi informatici devastanti, droni o missili di precisione a lungo raggio — non provocherebbe soltanto la paralisi dei servizi digitali e il rischio di estesi blackout energetici a cascata sulla rete civile. Un’aggressione o un incidente catastrofico su un data center o su una gigafactory di batterie a ridosso delle aree urbane esporrebbe la popolazione residente e i comuni limitrofi a danni collaterali devastanti, che vanno dalla distruzione fisica del tessuto urbano circostante al rischio di incendi chimici e tossici inestinguibili legati ai sistemi di accumulo elettrochimico, trasformando le comunità locali nei terminali fisici di una guerra combattuta alla velocità del calcolo algoritmico.

FONTI

Terna S.p.A. (Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale):Rilevazioni e dati ufficiali sulle istanze di prenotazione della potenza elettrica per i data center in Italia e in Piemonte (95,38 GW a livello nazionale; 64 istanze per oltre 13 GW in Piemonte; 43 pratiche per 8,08 GW nella sola provincia di Torino; 1,23 GW a Grugliasco; 1,09 GW a Torino città; 1,05 GW a Settimo Torinese; ~600 MW a Chivasso e ~600 MW a None).
Sole 24 Ore (“Data center: 95 gigawatt di richieste alla rete Terna”, di Celestina Dominelli, 23 Agosto 2026):Inquadramento economico-normativo nazionale sul boom delle istanze di allaccio alla rete elettrica e intervista a Laura D’Aprile (Capo Dipartimento Sviluppo Sostenibile del Mase) su linee guida per i procedimenti di VIA/AIA e misure anti-speculazione.
La Voce (“Data center a Chivasso, Settimo Torinese, Grugliasco. Sarà un’invasione?”, di Liborio La Mattina, 15 Settembre 2026): Dettagli puntuali sui progetti della cintura torinese: ex Laminatoio Bonafous a Lucento (Reba Projects / Asja Energy da 125–300 MW), ex Pininfarina a Grugliasco (Added Value Capital / Alfiero Massimini da 200 MW e 4 miliardi), ex Ilte a Moncalieri, parco logistico ex Fiat Ricambi (None/Volvera), polo di Caselle (Hines da 250 MW), Chivasso e le 8 manifestazioni di interesse a Settimo Torinese.
La Repubblica Torino (“Nell’ex Ilte nasce il mega data center”, di Mattia Aimola, 2026): Dettagli ufficiali sul progetto LCP (Logistics Capital Partners) a Moncalieri in Via Postiglione: acquisto dal tribunale fallimentare nel 2022 per 9 milioni di euro, parere positivo degli uffici comunali a marzo 2026, 4 edifici su 270.000 m², potenza di 576 MW, 400 posti di lavoro e oltre 4,5 miliardi di investimento.
Verbale di Deliberazione del Consiglio Comunale di Grugliasco (n. 41 del 30 giugno 2026): Approvazione dell’interesse pubblico per la deroga urbanistica sull’area ex Pininfarina di Borgata Lesna (circa 58 mila m², 200 MW, 4 miliardi di euro promossi da Added Value Capital).
Delibere e Piani Urbanistici dei Comuni di Caselle Torinese, Montanaro e Torrazza Piemonte: Variante n. 3 al PRG di Caselle Torinese sulle aree Ata (450 mila m² complessivi per 150 mila m² coperti dal campus Hines); interlocuzioni del developer FCV a Montanaro (412 mila m²) e varianti sulle ex fornaci di Torrazza Piemonte.
Città di Torino e Regione Piemonte (CSI Piemonte, Polo Strategico Nazionale e Cittadella dell’Aerospazio):Documentazione istituzionale sugli impianti in-house di Via Monastir e Corso Unione Sovietica (CSI Piemonte accreditato ACN e candidato PSN); varianti urbanistiche ex Alenia in Corso Marche per la Cittadella dell’Aerospazio e i progetti di supercalcolo con Leonardo S.p.A.
Regione Piemonte e Consiglio Regionale del Piemonte: Atti d’indirizzo per il riparto del burden sharing e legge regionale sulle aree idonee per impianti a fonti rinnovabili (target vincolante di 4.991 MW di nuova potenza FER entro il 2030, vincoli SAU e deroghe per l’autoconsumo di poli tecnologici e data center).
Rinnovabili.it / SolareB2B / Energia Mercato (“Aer Soléir investe 170 milioni in Piemonte: al via a Rondissone uno dei più grandi BESS d’Italia”, 2026): Dettagli sull’impianto BESS stand-alone di Aer Soléir a Rondissone (250 MW / 1 GWh di capacità di accumulo, aggiudicato nell’asta Capacity Market di Terna per 170 milioni di euro).
UNIDIR – United Nations Institute for Disarmament Research (“Clouds of War: The Implications of Targeting Data Centres”, Policy Note): Analisi di diritto internazionale e dottrina bellica sul valore strategico e dual-use (civile e militare) delle infrastrutture fisiche di calcolo e dei data center considerati key terrain informazionali e bersagli militari.
Modern War Institute at West Point (“Data Center Warfare: Defending the Key Terrain of AI Infrastructure”, Policy Paper): Studi sull’integrazione tra infrastrutture fisiche di supercalcolo per l’IA, sistemi d’arma autonomi, difesa cibernetica e vulnerabilità bellica dei nodi energetici.

Il sole della Sicilia brilla a Wall Street

Francesco Cappello — Sat, 13 Jun 2026 07:31:57 +0000

Come i fondi pensione americani e i giganti della finanza stanno trasformando l’entroterra siciliano nella nuova frontiera dell’estrattivismo verde

C’è un filo invisibile, ma d’acciaio, che collega un campo graziato dal sole nell’entroterra siracusano ai grattacieli di specchi di Manhattan. Quando la luce del Mediterraneo batte sui nuovi impianti fotovoltaici di Francofonte o Lercara Friddi, a migliaia di chilometri di distanza un algoritmo calcola il rendimento futuro per i fondi pensione degli insegnanti americani o per i giganti come BlackRock. A prima vista, la massiccia ondata di investimenti in energie rinnovabili che sta investendo la Sicilia sembra una storia lineare di redenzione ecologica e transizione energetica. Ma sollevando il velo della narrazione green emerge una realtà molto più complessa: un’imponente operazione di ingegneria finanziaria dove il bene più prezioso non è il pannello solare, né l’energia prodotta, ma il “pezzo di carta” dell’autorizzazione burocratica. L’isola si è trasformata in un laboratorio europeo di finanziarizzazione del territorio, dove le risorse naturali vengono smaterializzate in asset liquidi, lasciando alle comunità locali i vincoli fisici e i costi ambientali, mentre la rendita geopolitica del XXI secolo vola oltreoceano.

Negli ultimi anni la Sicilia – insieme alla Sardegna – è diventata uno dei territori più ambiti d’Europa per gli investimenti nelle energie rinnovabili. A prima vista potrebbe sembrare una storia semplice: l’isola gode di un irraggiamento solare eccezionale, dispone di ampie superfici agricole e si trova al centro della strategia europea di decarbonizzazione. In questa lettura, l’arrivo di grandi capitali internazionali rappresenterebbe una buona notizia: nuovi investimenti, più energia pulita, minore dipendenza dai combustibili fossili.

La caccia all’oro burocratico: perché il vero tesoro è il “pezzo di carta”

Ma osservando più da vicino ciò che sta accadendo, emerge una vicenda molto più complessa, che riguarda non soltanto la transizione energetica, ma anche la finanziarizzazione del territorio, il ruolo dei fondi di investimento e il modo in cui il denaro pubblico finisce per orientare enormi flussi di capitale privato.

Per provare a comprendere il fenomeno bisogna anzitutto sgombrare il campo da un equivoco. Quando si parla delle grandi operazioni nel settore delle rinnovabili, il bene più prezioso non è il pannello solare, né la turbina eolica, e nemmeno il terreno agricolo su cui verranno installati. Dal punto di vista degli speculatori, il vero tesoro è rappresentato dall’autorizzazione.

Un terreno agricolo, da solo, vale relativamente poco. Un progetto che dispone di un contratto di disponibilità del terreno, di una connessione alla rete elettrica, di tutte le autorizzazioni ambientali e amministrative e della possibilità di accedere ai meccanismi pubblici di sostegno può invece valere decine di volte di più. È questo il passaggio decisivo, il valore aggiunto cui mirare. In Sicilia si è sviluppato un mercato in cui ciò che viene comprato e venduto non è tanto l’impianto, quanto il diritto a costruirlo.

Cavalli di Troia e gusci vuoti: l’ingegneria dello Sviluppatore

È qui che entra in scena una nuova figura economica: lo sviluppatore [*]. Si tratta di società specializzate che individuano i terreni, negoziano con i proprietari, affrontano il lungo iter burocratico e ottengono le autorizzazioni necessarie. Una volta completata questa fase, il progetto diventa “pronto da costruire”. A quel punto può essere ceduto a un investitore più grande, molto spesso internazionale, che dispone delle risorse finanziarie necessarie per realizzarlo e gestirlo.

Da questo punto di vista, la Sicilia è diventata una sorta di laboratorio europeo. Decine di progetti fotovoltaici e agrivoltaici sono passati dalle mani degli sviluppatori a quelle di grandi gruppi finanziari. Alcuni casi sono emblematici.

[*] Lo Sviluppatore (di cui GreenGo è l’esempio perfetto) rappresenta l’avanguardia pionieristica, l’intelligence sul campo e il vero e proprio “cavallo di Troia” di questa filiera estrattiva. Non è un produttore industriale che intende gestire impianti, né un investitore istituzionale a lungo termine. Il suo nucleo operativo consiste nel fare scouting di terreni, accaparrarsi i diritti di superficie, richiedere le connessioni alla rete elettrica e superare le barriere burocratiche regionali per portare il progetto allo stato di Ready-to-Build (Pronto per la Costruzione).
Lo sviluppatore è l’entità che compie il lavoro sporco della localizzazione del capitale globale. Essendo spesso una struttura radicata nel contesto nazionale o regionale, possiede il codice linguistico, culturale e relazionale necessario per penetrare i territori. È lo sviluppatore che bussa alla porta dei piccoli proprietari terrieri o degli agricoltori impoveriti della Sicilia, della Puglia o della Sardegna, offrendo contratti di affitto o opzioni a lungo termine. Queste somme, pur apparendo temporaneamente salvifiche per un’economia rurale in crisi, sono in realtà briciole rispetto al valore multimiliardario che l’asset genererà una volta impacchettato e venduto sui mercati finanziari.
Il paradosso dello sviluppatore risiede nel fatto che il suo vero modello di business non è la produzione di energia pulita, ma la speculazione sulla rendita burocratica. La sua materia prima non è il sole o il vento, e nemmeno la tecnologia dei pannelli, ma l’ottenimento dell’Autorizzazione Unica o della Valutazione di Impatto Ambientale. Una volta ottenuto il pezzo di carta che legittima l’opera, lo sviluppatore monetizza immediatamente il plusvalore, vendendo le quote della società veicolo ai colossi transnazionali come BNZ o ai fondi gestiti da Nuveen e BlackRock.
Lo sviluppatore agisce come un catalizzatore finanziario: estrae la disponibilità fisica della terra dalle comunità locali, la riveste di legalità amministrativa e la trasforma in un titolo liquido negoziabile a Wall Street.
In questa dinamica, lo sviluppatore si configura come il pacificatore sociale del territorio. È lui che negozia le “misure di compensazione ambientale” con le amministrazioni comunali, spesso ridotte a piccole opere pubbliche di facciata, rotatorie o illuminazione stradale, per mitigare il dissenso locale e neutralizzare i comitati cittadini. Compiuta questa operazione di bonifica del rischio politico e sociale, lo sviluppatore esce di scena con le casse piene, declinando ogni responsabilità sul futuro impatto visivo, sulla reale coesistenza con l’agricoltura e sul destino finale del suolo. Lascia così il territorio a fare i conti con i vincoli fisici degli impianti e con interlocutori finanziari distanti migliaia di chilometri, confermando che il suo ruolo non è mai stato quello di generare sviluppo locale, ma di ingegnerizzare la transizione del patrimonio naturale rurale in una linea di rendimento per la finanza speculativa globale.

Dalle campagne siracusane ai fondi pensione Usa: la mappa dei capitali

Nel progetto di Francofonte, nel Siracusano, la società GreenGo S.R.L. [1] ha ottenuto le autorizzazioni attraverso una propria società veicolo [**] e successivamente il progetto è stato acquisito da BNZ [2] , società controllata da Nuveen Infrastructure [3]. Dietro Nuveen troviamo il capitale previdenziale statunitense della TIAA [4], uno dei maggiori fondi pensione americani. Lo stesso schema si ritrova nel progetto di Lercara Friddi, nel Palermitano. In entrambi i casi la traiettoria è simile: autorizzazione ottenuta in Sicilia, sviluppo iniziale realizzato da una società specializzata, acquisizione finale da parte di un investitore internazionale che gestisce il risparmio pensionistico di milioni di cittadini americani. In pratica vediamo come i consumi americani vengano alimentati dalla colonizzazione energetica della terra siciliana.

Questa osservazione porta a una prima conclusione importante. Quando si discute della proprietà delle rinnovabili in Sicilia, spesso si immagina una contrapposizione tra aziende locali e grandi multinazionali energetiche. In realtà il fenomeno è più sofisticato. Dietro molti progetti si trovano fondi infrastrutturali, fondi pensione, gestori patrimoniali e grandi operatori finanziari che vedono nelle energie rinnovabili una nuova classe di attivi su cui costruire rendimenti stabili nel lungo periodo.

Ed è proprio qui che la questione diventa politica.

[**] Le società veicolo (spesso denominate SPV, Special Purpose Vehicles) costituiscono l’infrastruttura giuridica e l’unità di misura fondamentale su cui poggia l’intera architettura finanziaria della transizione energetica. Si tratta di società a responsabilità limitata (generalmente S.r.l.) costituite ad hoc con un unico, tassativo obiettivo: sviluppare, detenere e gestire un singolo, specifico impianto rinnovabile. Nella prassi, un grande parco fotovoltaico in Sicilia non farà capo direttamente a GreenGo, BNZ o Nuveen, ma a una micro-società con un nome di fantasia e un capitale sociale microscopico.
La società veicolo rappresenta lo schermo di frammentazione e deresponsabilizzazione che permette al grande capitale di operare sui territori minimizzando i rischi legali e fiscali. Attraverso questo meccanismo di scomposizione societaria, si attuano tre dinamiche profondamente penalizzanti per le comunità locali.
In primo luogo, l’SPV garantisce la compartimentazione del rischio finanziario, nota come ring-fencing. Poiché i debiti e le passività rimangono confinati dentro la singola società veicolo, se l’impianto dovesse subire fallimenti tecnici, sanzioni ambientali o contestazioni legali, il patrimonio del fondo d’investimento multinazionale situato a New York o a Londra resta totalmente intangibile. Il territorio si ritrova così a interagire con un guscio vuoto: se le cose vanno male, la società veicolo può essere liquidata o lasciata fallire, scaricando sulla collettività locale i costi sociali o i disastri ambientali e di mancato ripristino del suolo.
In secondo luogo, la società veicolo è lo strumento che trasforma la terra e il paesaggio in una merce liquida e facilmente scambiabile. Quando un grande sviluppatore “vende” un progetto a un fondo estero, non sta vendendo fisicamente i terreni o i pannelli, ma sta semplicemente girando le quote della S.r.l. veicolo. Questa dematerializzazione consente ai giganti della finanza di scambiarsi la proprietà degli asset territoriali con un clic, da un bilancio all’altro, azzerando le barriere burocratiche e atomizzando la continuità della gestione, mentre i cittadini locali assistono a un valzer continuo di loghi e proprietà senza mai sapere chi sia il reale padrone delle infrastrutture che occupano il loro suolo.
La società veicolo agisce come un vero e proprio “ammortizzatore politico”, interposto tra la rabbia dei territori e i consigli di amministrazione globali.
Infine, questo modello produce una sistematica opacità democratica. Quando i sindaci, i comitati cittadini o gli agricoltori siciliani cercano un’interlocuzione per contestare un esproprio, una servitù di passaggio o un danno paesaggistico, non si trovano di fronte i manager di BlackRock o i rappresentanti di TIAA, ma gli amministratori di facciata di una S.r.l. con sede in un ufficio di rappresentanza a Milano. La società veicolo svuota di significato qualsiasi pretesa di democrazia partecipativa, riducendo il presunto “dialogo con il territorio” a un negoziato asimmetrico contro un fantasma giuridico, programmato unicamente per proteggere l’anonimato e la rendita della casa madre oltreoceano.

Rischio pubblico, rendita privata: l’algoritmo di BlackRock

Le rinnovabili non sono un mercato come gli altri. La loro redditività dipende in misura significativa da decisioni pubbliche. Gli Stati e l’Unione Europea stabiliscono gli obiettivi di decarbonizzazione, definiscono le procedure autorizzative, organizzano le aste, concedono incentivi e introducono meccanismi come i contratti per differenza [5], che riducono l’incertezza sui ricavi futuri. Tutto ciò ha una finalità legittima: accelerare la transizione energetica. Ma produce anche un effetto collaterale. Trasforma le autorizzazioni e i progetti rinnovabili in asset estremamente appetibili per il capitale finanziario.

In altre parole, il rischio viene ridotto dall’intervento pubblico e proprio questa riduzione del rischio attira enormi masse di capitale privato.

I sostenitori del modello sostengono che senza questi investimenti sarebbe impossibile raggiungere gli obiettivi climatici europei. Hanno argomenti che sembrano solidi. Costruire migliaia di megawatt di nuova capacità energetica richiede risorse gigantesche che né lo Stato né le amministrazioni locali possiedono. I fondi internazionali mettono a disposizione capitali che altrimenti non esisterebbero.

In realtà si sta assistendo ad una progressiva finanziarizzazione della transizione energetica. Il territorio diventa il supporto fisico di un’operazione finanziaria più ampia. I terreni agricoli vengono trasformati in strumenti di valorizzazione patrimoniale. Le autorizzazioni diventano oggetti di compravendita. La parte più significativa della rendita generata dalle politiche pubbliche e dagli incentivi finisce nelle mani di soggetti che spesso non hanno alcun legame con i territori interessati.

Con l’acquisizione di Global Infrastructure Partners [6], il più grande gestore patrimoniale del mondo è entrato con forza nel settore delle infrastrutture energetiche globali. Oggi BlackRock [7] dispone di una potenza finanziaria tale da poter investire in portafogli di impianti, reti energetiche, infrastrutture per la decarbonizzazione e grandi progetti rinnovabili in tutto il pianeta.

La Sicilia appare come un nodo locale di una rete molto più ampia. Le autorizzazioni vengono ottenute sul territorio siciliano. Gli impianti vengono costruiti in Sicilia. Gli impatti paesaggistici e territoriali ricadono sulla Sicilia. Ma la proprietà economica finale e i flussi di rendimento possono finire a migliaia di chilometri di distanza, nei portafogli di fondi pensione americani, fondi infrastrutturali europei o grandi gestori patrimoniali internazionali.

Ci si chiede allora chi controlli davvero la transizione energetica

Per rispondere servirebbe un grande lavoro di trasparenza pubblica. Bisognerebbe ricostruire una per una le società veicolo che ottengono le autorizzazioni, seguirne le cessioni, identificare le holding che le controllano e arrivare fino ai beneficiari economici finali. Solo allora sarebbe possibile misurare quanto della nuova capacità energetica siciliana sia nelle mani di capitali locali, quanto sia controllata da gruppi italiani e quanta parte appartenga invece ai grandi fondi esteri.

È una domanda che va oltre la Sicilia. Riguarda il modello stesso della transizione energetica europea. Perché la vera sfida non è soltanto produrre energia da rinnovabile per le Comunità e per il loro benessere evitando la colonizzazione energetica che espropria la terra agli agricoltori e devasta l’ambiente sostituendolo con distese di silicio che uccidono la biodiversità ma anche stabilire chi ne possiederà le infrastrutture, chi incasserà i rendimenti e chi eserciterà il controllo economico su uno dei settori strategici del XXI secolo.

Il “pedaggio” sul sole: l’ombra dei clan nell’opacità societaria

Da oltre quindici anni magistrati, forze dell’ordine, commissioni parlamentari e studiosi delle mafie osservano con attenzione il settore delle energie rinnovabili perché presenta alcune caratteristiche che storicamente attraggono gli interessi delle organizzazioni criminali: grandi flussi di denaro, procedure amministrative complesse, forte dipendenza dalle autorizzazioni pubbliche, necessità di acquisire o controllare vaste superfici territoriali e possibilità di movimentare ingenti capitali attraverso reti societarie articolate.

Per decenni Cosa Nostra ha costruito il proprio potere non soltanto attraverso attività illegali, ma anche attraverso la capacità di inserirsi nei grandi flussi di spesa pubblica. Dalle opere infrastrutturali agli appalti, dall’edilizia ai rifiuti, il metodo è stato spesso lo stesso: non necessariamente gestire direttamente l’attività economica, ma intercettarne una quota della rendita.

Le energie rinnovabili hanno iniziato a generare miliardi di euro di investimenti. Ci si chiede allora, perché un settore così ricco e strategico dovrebbe rimanere immune da queste dinamiche?

La criminalità organizzata tende a collocarsi nei punti di passaggio obbligati. Dove c’è un’autorizzazione da ottenere. Dove c’è un terreno da acquisire. Dove c’è un’impresa locale che deve lavorare. Dove c’è una fornitura da assegnare. Dove c’è un consenso territoriale da costruire o da neutralizzare.

In questa prospettiva il terreno agricolo assume un significato particolare.

Abbiamo visto che il vero valore economico di molti progetti non è tanto il suolo in sé, ma il fatto che quel suolo sia disponibile per ospitare un impianto. Chi riesce a controllare aree strategiche può esercitare un’influenza significativa sull’intera operazione. Alcuni studiosi hanno osservato che, in territori caratterizzati da una storica presenza mafiosa, il controllo sociale e relazionale può risultare quasi importante quanto la proprietà formale.

Questo non significa necessariamente intimidazione o violenza. La mafia contemporanea opera spesso attraverso relazioni economiche, intermediazioni, reti professionali e capacità di orientare decisioni locali.

Trasparenza o colonialismo: chi controllerà il XXI secolo?

Un altro aspetto di non facile analisi riguarda la straordinaria complessità delle catene societarie.

Un progetto può nascere in una piccola società veicolo, passare a uno sviluppatore, essere acquisito da un fondo infrastrutturale, confluire in una holding e infine essere controllato da investitori internazionali. In teoria questa struttura risponde a esigenze perfettamente legittime di finanziamento e gestione del rischio. Ma la stessa complessità può rendere più difficile comprendere chi controlli realmente determinati asset.

Per anni magistrati antimafia hanno sostenuto che la trasparenza della proprietà effettiva rappresenta una delle principali sfide nella lotta alle infiltrazioni economiche. Più una catena societaria diventa opaca, più aumenta la necessità di controlli rigorosi.

La questione può non riguardare soltanto la possibile presenza della mafia, ma l’esistenza di una convergenza di interessi tra differenti centri di potere. Da un lato grandi fondi internazionali alla ricerca di rendimenti relativamente stabili. Dall’altro élite politiche e amministrative che gestiscono i processi autorizzativi. In mezzo, reti imprenditoriali locali che controllano il territorio e possiedono le conoscenze necessarie per far avanzare i progetti.

In questa visione, la criminalità organizzata non è necessariamente il soggetto dominante ma solo uno dei numerosi attori che cercano di intercettare una quota della ricchezza generata dalla transizione energetica.

In quest’ottica la mafia è assimilabile ad una sorta di “pedaggio”. Non sempre gestisce direttamente la strada, ma cerca di posizionarsi lungo il percorso per ottenere una parte del valore che vi transita.

Naturalmente questa interpretazione non va trasformata in una teoria generale valida per ogni progetto o per ogni territorio. Esistono numerosi impianti sviluppati e realizzati senza che emerga alcun elemento di interesse investigativo. La maggioranza degli operatori del settore lavora all’interno della legalità ed è in quest’ultima che si nasconde la patologia.

Quando un settore economico combina contemporaneamente incentivi pubblici, rendite regolatorie, autorizzazioni amministrative, disponibilità di terreni, grandi investimenti finanziari e catene societarie internazionali, esso diventa inevitabilmente un terreno che richiede livelli eccezionali di trasparenza.

Chi decide l’uso del territorio? Chi controlla i processi autorizzativi? Chi beneficia economicamente della transizione energetica? Chi incassa i profitti generati da politiche pubbliche finanziate dalla collettività?

Per il cittadino spesso non è affatto semplice seguire il percorso del potere economico. L’autorizzazione viene rilasciata da un ente pubblico siciliano, il progetto è sviluppato da una società italiana, la società appartiene a una holding europea, la holding è partecipata da un fondo infrastrutturale e il fondo gestisce il risparmio di investitori sparsi in tutto il mondo…

In questa lunga catena, la mafia rappresenta solo uno dei possibili soggetti da monitorare. Ma il tema più profondo riguarda la crescente distanza tra il territorio che ospita gli impianti e i centri economici che ne controllano il valore.

Ed è forse proprio qui che la questione delle rinnovabili in Sicilia smette di essere una storia locale e diventa una storia sul funzionamento del capitalismo contemporaneo: un sistema nel quale il sole che illumina un campo dell’entroterra siciliano può generare rendimenti che finiscono nei bilanci di fondi pensione americani, nelle casse di investitori globali, nelle strategie dei grandi gestori finanziari e, dove i controlli si rivelano insufficienti, anche negli interessi di organizzazioni criminali capaci di adattarsi, come hanno sempre fatto, alle nuove opportunità offerte dall’economia.

[1] GreenGo S.r.l. è un operatore italiano (con sede a Bologna) specializzato nello sviluppo di impianti rinnovabili su larga scala (utility-scale). Agisce principalmente come piattaforma integrata che porta i progetti dalla fase iniziale all’ottenimento delle autorizzazioni per la costruzione, supportato da importanti fondi di investimento internazionali (come Eiffel Investment Group).
La Sicilia rappresenta un mercato cardine per l’azienda a causa dell’elevato irraggiamento solare. La pipeline siciliana si concentra principalmente su grandi impianti fotovoltaici e agrivoltaici avanzati, come i progetti distribuiti tra Caltagirone, Acate e il sito di Soparita a Catania, quest’ultimo parzialmente finanziato tramite i bandi PNRR. A questa forte presenza territoriale si affiancano accordi commerciali a lungo termine (Power Purchase Agreement) per la fornitura diretta di energia ai grandi poli industriali dell’isola, come i siti di Sasol Italy ad Augusta.
Il nodo delle “Aree Idonee” e l’impatto sul paesaggio
La Sicilia è storicamente esposta a forti tensioni politiche relative al consumo di suolo e alla tutela del paesaggio rurale. L’introduzione dei rigidi limiti regionali derivanti dal Decreto Aree Idonee rappresenta un fattore di forte attrito burocratico e sociale, rallentando e complicando per fortuna l’approvazione di nuovi grandi impianti a terra.
Saturazione della rete e necessità di accumuli
La rete elettrica siciliana soffre di storici colli di bottiglia e congestioni strutturali. L’immissione di ulteriore potenza intermittente rischia di esacerbare i problemi di sovraccarico energetico, costringendo Terna a frequenti distacchi per motivi di sicurezza. Per mitigare questa criticità, lo sviluppo dei progetti solari di GreenGo deve necessariamente integrare sistemi di accumulo a batterie (BESS), investimenti complessi che devono procedere di pari passo con la messa in funzione delle grandi infrastrutture di collegamento nazionale come il Tyrrhenian Link.
Monetizzazione finanziaria e ricaduta locale
Finanziarizzazione delle risorse territoriali.
Il modello di business di GreenGo prevede spesso lo sviluppo del progetto e la successiva cessione degli asset a fondi esteri o multinazionali dell’energia, come già accaduto per alcuni impianti siciliani venduti al fondo BNZ. Il valore economico generato dal sole siciliano viene così quasi totalmente esportato all’estero, lasciando sul territorio i vincoli fisici degli impianti e umilianti ritorni in termini di opere di compensazione ambientale.
[2] BNZ si configura come un produttore indipendente di energia (IPP) a livello europeo, fortemente sostenuto da colossi della gestione finanziaria globale, in particolare dal gruppo statunitense Nuveen (braccio di investimento di TIAA). Il suo modello operativo sul mercato italiano, specialmente nel Mezzogiorno, consiste nell’acquisire pacchetti di progetti rinnovabili già autorizzati da sviluppatori locali (come GreenGo) per poi costruire e gestire gli impianti a lungo termine, convertendo l’energia in flussi di cassa stabili.
BNZ rappresenta l’emblema della finanziarizzazione della transizione ecologica. Attraverso questo schema, il territorio e le risorse naturali del Sud Italia vengono de facto trasformati in linee di rendimento finanziario destinate a remunerare fondi pensione e investitori istituzionali esteri. Questa dinamica esaspera l’asimmetria tra le comunità ospitanti e il grande capitale transnazionale. Se da un lato BNZ si garantisce profitti certi e prevedibili estraendo valore dal sole e dal vento siciliano o pugliese, dall’altro i territori subiscono una trasformazione fisica e irreversibile del paesaggio rurale, a fronte di ricadute occupazionali locali pressoché nulle dopo la fase di cantiere e di compensazioni economiche del tutto marginali. L’operato di entità come BNZ si configura come un caso di evidente “colonialismo energetico“, dove le decisioni strategiche sull’uso del suolo e sulla governance delle risorse si spostano definitivamente dalle comunità locali ai consigli di amministrazione dei fondi d’investimento globali.
[3] Nuveen Infrastructure (che include al suo interno la piattaforma Glennmont Partners) rappresenta il vertice finanziario globale di questa filiera, agendo come il braccio d’investimento infrastrutturale di Nuveen e, di riflesso, della colossale cassa pensioni degli insegnanti americani (TIAA). Non si tratta di un operatore industriale nel senso tradizionale, ma di un gigantesco aggregatore di capitali istituzionali transnazionali che si muove sui mercati europei per acquisire asset rinnovabili già pronti o operativi, con l’unico obiettivo di garantire rendimenti stabili, prevedibili e a basso rischio nel lungo termine.
Nuveen Infrastructure incarna la iper-finanziarizzazione della transizione energetica. Sotto la lente di questo modello, il suolo, il sole e il vento del Mezzogiorno italiano vengono declassati a puri “asset alternativi”, inseriti in portafogli macroeconomici diversificati per pagare le rendite pensionistiche oltreoceano. Questa dinamica esaspera la totale disconnessione geografica, politica e sociale tra chi subisce l’impatto fisico e la trasformazione irreversibile del paesaggio agrario e chi, a migliaia di chilometri di distanza, ne incassa i dividendi finanziari. Estraendo il valore economico profittevole tramite contratti a lungo termine e veicoli societari controllati, entità come Nuveen svuotano di fatto il concetto di “transizione ecologica partecipata”, riducendo la conversione green delle regioni meridionali a una gigantesca operazione di speculazione e rendita finanziaria governata dalle rigide logiche di Wall Street.
[4] TIAA (Teachers Insurance and Annuity Association of America) rappresenta la cima della piramide e la fonte originaria di questa gigantesca architettura finanziaria. Con oltre mille miliardi di dollari di patrimonio gestito, è una delle più grandi società finanziarie degli Stati Uniti, nata storicamente per amministrare i fondi pensione e i risparmi di milioni di professori universitari, scienziati, ricercatori e operatori del mondo accademico e medico americano.
TIAA incarna il paradosso definitivo e la massima astrazione del capitalismo globale applicato alla transizione ecologica. In questa complessa catena di passaggi societari, la trasformazione fisica del territorio siciliano – con i suoi ettari di pannelli solari e le sue reti elettriche – si svuota completamente di qualsiasi valenza comunitaria o sociale per ridursi a un mero algoritmo di calcolo attuariale. Il sole e la terra del Mezzogiorno d’Italia vengono de facto convertiti in flussi finanziari correnti destinati a garantire la sicurezza economica della classe intellettuale statunitense durante la vecchiaia.
Questo cortocircuito geografico evidenzia la natura sistemica del “colonialismo verde”, dove i vincoli fisici, l’impatto paesaggistico e la potenziale perdita di suolo agricolo restano confinati nelle regioni del Sud Italia, mentre il valore economico aggiunto viene interamente drenato ed esportato oltreoceano.
[5] I Contratti per Differenza (CfD) nel settore delle rinnovabili rappresentano lo strumento finanziario e regolatorio cardine che rende possibile l’intera architettura estrattiva della finanza globale sul territorio. Si tratta di contratti a lungo termine che garantiscono al produttore di energia un prezzo fisso e prestabilito per l’elettricità immessa in rete: se il prezzo di mercato scende sotto quella soglia, una controparte (spesso pubblica, come il GSE in Italia) versa la differenza al produttore; se il prezzo sale al di sopra, è il produttore a restituire l’eccedenza.
I CfD costituiscono l’anello di congiunzione che trasforma la transizione ecologica in una rendita finanziaria pura e priva di rischio commerciale. Di fatto, questo meccanismo elimina la volatilità intrinseca del mercato energetico, convertendo un impianto fotovoltaico o eolico in un prodotto assimilabile a un’obbligazione con flussi di cassa garantiti per vent’anni. È esattamente questa totale sterilizzazione del rischio che permette agli sviluppatori di vendere i progetti a operatori internazionali, e a quest’ultimi di attrarre i capitali dei grandi fondi pensione come TIAA, strutturalmente affamati di cedole stabili e prevedibili.
Il paradosso sistemico dei CfD risiede nella distribuzione profondamente asimmetrica dei rischi e dei benefici. Mentre il profitto finanziario viene blindato e drenato verso l’alto lungo la catena societaria transnazionale, il rischio economico viene socializzato. Quando questi contratti sono regolati da schemi statali, i costi di compensazione nei periodi di mercato debole gravano direttamente sulle bollette dei consumatori o sulla fiscalità generale. Le comunità locali si trovano così in una posizione di totale subalternità: subiscono l’impatto fisico e la trasformazione del proprio paesaggio rurale, ma non beneficiano in alcun modo di un abbassamento locale del costo dell’energia, poiché il valore del sole e del vento è già stato interamente cartolarizzato, prezzato e blindato nei bilanci di Wall Street.
[6] Global Infrastructure Partners (GIP) rappresenta uno dei pesi massimi globali nella gestione di fondi d’investimento dedicati esclusivamente alle infrastrutture critiche, dall’energia ai trasporti su larga scala. La rilevanza sistemica di questo colosso ha toccato il culmine con la sua recente acquisizione da parte di BlackRock, un’operazione che ha sancito la definitiva saldatura tra il controllo materiale delle reti fisiche e i vertici dell’oligopolio finanziario mondiale.
Sul piano strettamente critico, GIP incarna la fase più avanzata della privatizzazione e finanziarizzazione dei beni strategici essenziali. Attraverso il suo modello operativo, infrastrutture vitali come reti elettriche, porti, aeroporti e mega-impianti di generazione rinnovabile vengono sottratti alla sfera del controllo pubblico o della pianificazione industriale tradizionale per essere convertiti in monopoli naturali privati a protezione dei capitali globali.
Quando GIP penetra nei mercati della transizione ecologica, la logica estrattiva si fa ancora più evidente. Il territorio e le risorse naturali non vengono considerati elementi di uno sviluppo industriale integrato a beneficio delle comunità locali, ma puri “hard assets” capaci di generare flussi di cassa stabili, prevedibili e ampiamente de-rischiati grazie a sussidi statali o tutele regolatorie. La sottomissione dei territori che ospitano fisicamente queste infrastrutture evidenzia la totale asimmetria della governance odierna: le decisioni strategiche sulla sicurezza energetica, sulla logistica e sull’uso del suolo non rispondono più a visioni democratiche o a bisogni collettivi, ma vengono modellate nei comitati d’investimento di New York, consolidando una transizione ecologica verticistica, opaca e interamente finalizzata alla massimizzazione della rendita finanziaria transnazionale.
[7] BlackRock non è semplicemente un attore all’interno di questo sistema; ne è l’architetto supremo e l’apice indiscusso. Con un patrimonio in gestione che supera i diecimila miliardi di dollari, il più grande gestore di fondi al mondo si colloca in una posizione di fatto sovranazionale, agendo come il principale motore della concentrazione capitalistica globale. Attraverso l’acquisizione di Global Infrastructure Partners (GIP), BlackRock ha completato la sua evoluzione, saldando il controllo dei flussi finanziari immateriali con il monopolio materiale delle infrastrutture fisiche e delle reti energetiche della transizione ecologica.
BlackRock rappresenta la massima espressione del capitalismo algoritmico e di una governance tecnocratica che svuota la sovranità dei territori e degli Stati nazionali. Attraverso la diffusione dei criteri ESG (Environmental, Social, and Governance), utilizzati non come strumenti di reale tutela ecologica ma come vettori di accumulazione ed standardizzazione del capitale, questo colosso è in grado di orientare i flussi macroeconomici globali. Il risultato è un condizionamento diretto sulle agende politiche dei governi: i decreti sulle aree idonee, i piani di incentivazione e le riforme strutturali dei singoli paesi non vengono modellati sulle reali esigenze democratiche delle comunità locali, ma vengono riscritti per risultare “investibili” e conformi ai parametri di rischio stabiliti a New York.
Il paradosso del “colonialismo verde” tocca con BlackRock il suo livello più profondo di astrazione e asimmetria. Nella dashboard di questo gigante finanziario, la trasformazione irreversibile del paesaggio agrario del Mezzogiorno o la perdita di suolo agricolo in Sicilia cessano di esistere come traumi fisici, sociali e culturali. Vengono invece ridotte a stringhe di dati e pixel infinitesimali all’interno di portafogli diversificati, progettati per estrarre valore ovunque le condizioni normative garantiscano la massima rendita e il minimo rischio. BlackRock chiude così la filiera dell’estrattivismo contemporaneo: capitalizza le risorse naturali del pianeta, sterilizza il rischio d’impresa scaricandolo sulle tariffe dei consumatori o sulla fiscalità pubblica, e trasforma una necessità epocale come la conversione ecologica nella più imponente operazione di privatizzazione e accentramento dei beni comuni mai vista nella storia.

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