Lo stiamo vivendo in questi giorni. L’escalation militare tra Stati Uniti, Iran e Israele ha riportato al centro dello scenario lo Stretto di Hormuz, uno dei passaggi più delicati del sistema energetico globale, soprattutto per petrolio e GNL. Secondo l’UNCTAD, il principale organo sussidiario permanente dell’Organizzazione delle Nazioni Unite operante nei settori del commercio, sviluppo, finanza, tecnologia, imprenditoria e sviluppo sostenibile, il transito è diventato «praticamente chiuso», con i flussi giornalieri crollati del 97% rispetto alla media di febbraio. I prezzi hanno reagito rapidamente: il Brent è salito oltre i 90 dollari al barile e il TTF europeo ha registrato una forte volatilità. Non è necessariamente l’inizio di una crisi fisica dell’approvvigionamento, ma è il segnale di quanto i mercati prezzino subito il rischio di interruzione. Bruxelles ha valutato il rilascio coordinato di scorte di jet fuel; la Commissione ha avvertito gli Stati membri che uno shock prolungato potrebbe portare a tagli e tensioni sull’approvvigionamento.

Un nuovo, ormai l’ennesimo, promemoria molto concreto su quanto il sistema resti esposto.

Se l’energia viaggia per mare: il costo di Hormuz

Nel 2024 e nel primo trimestre del 2025 dallo Stretto di Hormuz è passato più di un quarto del petrolio commerciato via mare, oltre a circa un quinto del commercio mondiale di GNL (gas naturale liquefatto). Bastano questi due numeri a spiegare perché un’escalation nello stretto venga rapidamente incorporata nei prezzi dell’energia, nei premi di rischio e nelle aspettative degli operatori. L’effetto sulle bollette o sui carburanti può essere più o meno diretto, ma il segnale di prezzo arriva subito.

Il punto, però, è che le alternative sono poche. Alcuni flussi petroliferi possono essere parzialmente dirottati via oleodotto. Il GNL del Qatar, invece, dipende in modo molto più rigido da quel corridoio. Questo non significa che una chiusura di Hormuz provocherebbe automaticamente una crisi globale del gas: il GNL è solo una parte del sistema gas complessivo. Significa invece che una quota rilevante dei cargo spot e contrattualizzati verso l’Asia sarebbe esposta a un vincolo fisico difficile da aggirare: Reuters riporta che, nelle fasi di blocco, circa 13 milioni di barili e grandi volumi di gas sono rimasti intrappolati in attesa di transito, mentre il ritorno ai flussi normali richiede tempo anche dopo una tregua.

Quando il mercato capisce che il blocco può durare più di qualche giorno, il problema non è più il prezzo di oggi, ma è la difficoltà di riallineare navi, slot portuali, assicurazioni, contratti e rotte alternative: anche quando il blocco termina, la logistica non torna istantaneamente alla normalità.

Gli altri stretti che possono stressare il commercio globale

Hormuz non è l’unico nodo critico. Il sistema Bab el-Mandeb–Mar Rosso–Canale di Suez è il choke point con l’impatto più diretto sull’Europa, e non trasporta solo energia: ci passano container, componenti, macchinari, semilavorati. Se quella rotta si inceppa, il problema si sposta subito sulla manifattura e sui costi di tutta la filiera. Nella prima metà del 2025, secondo l’EIA (l’Agenzia per l’informazione energetica americana), i flussi di greggio e prodotti via Suez si sono attestati a 4,9 milioni di barili al giorno, sensibilmente meno dei livelli del 2023

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Poi c’è lo Stretto di Malacca, meno discusso in Europa ma decisivo per tutta l’Asia: nella prima metà del 2025 vi sono transitati circa 23,2 milioni di barili al giorno, pari al 29% dei flussi mondiali di petrolio via mare. Se lì si crea una crisi, l’impatto non riguarda solo Cina, Giappone o Corea del Sud: riguarda l’equilibrio dei prezzi a livello globale.

E infine il sistema Mar Cinese Meridionale–Stretto di Taiwan, dove l’energia si sovrappone al commercio tecnologico. Nel 2023 da quell’area sono passati 10 miliardi di barili di petrolio e 190 miliardi di metri cubi di GNL, tre volte il consumo annuo dell’Italia. Ma è anche l’area in cui si concentra una parte essenziale della manifattura elettronica mondiale, tra cui una parte rilevante di hardware necessario alla AI: investimenti enormi, sicurezza energetica e sicurezza industriale nello stesso punto geografico.

I nuovi colli di bottiglia: non sono in mare

Se i vecchi chokepoint riguardavano petrolio e gas, i nuovi riguardano la supply chain della transizione energetica. Qui il rischio non è la chiusura di uno stretto, ma la concentrazione di capacità industriale in pochissimi Paesi.

L’IEA segnala che tra il 2020 e il 2024 la quota media dei primi tre Paesi raffinatori dei minerali strategici è salita dall’82% all’86%. La filiera si sta concentrando, non distribuendo.

Il caso più evidente è la Cina. Pechino controlla oggi la parte dominante della raffinazione di quasi tutti i materiali chiave per le tecnologie verdi: oltre il 91% delle terre “rare”, più del 90% della grafite, oltre l’80% di tutta la produzione mondiale di batterie. Questo significa che un territorio può installare quanti pannelli solari e auto elettriche vuole per ridurre la dipendenza dai fossili, ma nel frattempo resta fortemente dipendente da un unico grande hub industriale per moduli, celle, anodi, magneti e componenti.

La stessa logica vale su altri materiali: l’Indonesia è diventata il centro della crescita del nichel, la Repubblica Democratica del Congo resta decisiva per il cobalto. Sono catene industriali difficili da sostituire in fretta. Il collo di bottiglia in questo caso è un intero ecosistema produttivo che richiederebbe anni per essere replicato altrove.

Cosa significa davvero «indipendenza»

La buona notizia è che le rinnovabili riducono l’esposizione strutturale ai combustibili importati. Non è poco. La cattiva è che questo non è sufficiente a rendere un sistema davvero resiliente, perché le dipendenze non spariscono, ma si spostano: in questo senso, l’indipendenza energetica intesa come autarchia, è probabilmente un miraggio se non per pochissimi eletti.

Hormuz, Suez e Malacca, Taiwan, Cina, Indonesia e Congo sono quindi tutti nodi diversi, ma accomunati da una stessa caratteristica: un blocco in uno solo di questi punti può mettere sotto stress intere porzioni del sistema, generando effetti che si propagano su prezzi, tempi di consegna, disponibilità di componenti e sicurezza degli approvvigionamenti.

E a quella manciata di stretti, dai quali per anni sono passati petrolio, gas e merci, ne sono comparsi altri: parchi industriali, corridoi minerari, distretti della raffinazione, cluster manifatturieri. Meno visibili e lontani dalle cronache, ma altrettanto decisivi.

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Il 2022 lo ha mostrato in modo brutale. Secondo il Science for Policy brief del JRC, le centrali a gas hanno fissato il prezzo nel 55% delle ore, pur producendo solo il 19% dell’elettricità europea. E nel 2030, anche con una quota di generazione del gas in calo all’11%, la sua incidenza sulle ore da price setter resterebbe vicina al 56%. Il motivo è semplice: nei mercati elettrici non conta solo chi produce di più, conta soprattutto chi serve sul margine, nell’ultimo pezzo di domanda da coprire.

La conseguenza è diretta: chi guarda solo al merit order vede il termometro, non l’intero organismo. Per capire se il sistema regge economicamente bisogna guardare anche ad adeguatezza, bilanciamento, flessibilità, accumuli, rete, contratti di lungo termine e regole contro il potere di mercato. Sono tutti pezzi dello stesso puzzle.

Il primo pilastro: un prezzo che dica la verità

Nel mercato day-ahead la domanda viene coperta ordinando le offerte in base al costo marginale: prima i MWh più economici, poi quelli via via più costosi. È il cuore del merit order. Il JRC ricorda che i costi variabili delle fonti fossili dipendono soprattutto da combustibile, CO₂ e operazione e manutenzione variabile, mentre per eolico, fotovoltaico e idroelettrico sono molto più bassi. Stoft, in Power System Economics, arriva alla stessa conclusione da un’altra strada: un’asta day-ahead a prezzo unico è un modo efficiente per far emergere il costo marginale di sistema.

Questo pezzo serve eccome. Senza un prezzo di breve termine credibile, il dispacciamento diventa meno efficiente e il sistema perde il suo principale segnale operativo. E quando aumentano le rinnovabili a basso costo marginale, i prezzi all’ingrosso tendono a scendere: è il merit-order effect, cioè la riduzione dei prezzi wholesale dovuta allo spiazzamento delle tecnologie più costose.

Ma qui arriva il primo equivoco. Un buon prezzo di breve termine non paga da solo l’intero sistema. Lo stesso report Policy Dialogue on the assessment and convergence of RES Policy in EU Member States coordinato da Fraunhofer ISI dice chiaramente che i prezzi spot basati sui costi marginali non bastano, da soli, a coprire i costi della capacità. Quel vuoto può essere colmato in due modi: con prezzi di scarsità più forti in un mercato energy-only, oppure con un mercato della capacità.

Il pezzo che non si vede: bilanciamento, riserve, servizi ausiliari

Il day-ahead programma il sistema. Non lo tiene in equilibrio in tempo reale.

La realtà è più scomoda: domanda e offerta non coincidono mai perfettamente, il vento cambia, una centrale può fermarsi, una linea congestionarsi. Per questo esistono il mercato di bilanciamento e i servizi ausiliari. Kirschen e Strbac in Foundamentals of Power System Economics spiegano che servono risorse diverse per problemi diversi: regolazione per le oscillazioni rapide, load following per gli scostamenti più lenti, riserve di contingenza per i guasti grandi e improvvisi. Le unità che offrono spinning reserve, ad esempio, devono reagire immediatamente a una caduta di frequenza.

Stoft dice la stessa cosa in termini di architettura di mercato: il commercio puramente bilaterale non basta, perché il sistema elettrico richiede coordinamento centrale in tempo reale e una vera organizzazione dei servizi ancillari. Frequenza, tensione, riserve e sicurezza della trasmissione non sono un dettaglio tecnico aggiunto in un secondo momento: sono parte integrante di ogni “elettrone affidabile”.

Detto in modo ancora più diretto: non compriamo solo elettroni, compriamo anche la capacità del sistema di restare stabile mentre quegli elettroni si muovono. Ed è una capacità che costa.

Adeguatezza: pagare anche ciò che usiamo poco

Veniamo ora al pilastro meno intuitivo. Un sistema elettrico non deve soltanto produrre bene nelle ore normali, deve essere pronto nelle ore peggiori.

Stoft distingue in modo netto tra sicurezza e adeguatezza. La prima riguarda la tenuta del sistema davanti a disturbi e guasti; la seconda è la capacità di soddisfare la domanda nel tempo, tenendo conto di interruzioni attese e inattese. Ed è proprio l’adeguatezza il vero problema economico: mantenere riserve operative sufficienti in un sistema già adeguato è relativamente economico; costruire e mantenere un sistema adeguato, no.

Per questo esistono impianti che lavorano pochissimo ma restano indispensabili. I peaker, ad esempio, entrano solo nelle ore critiche.

Nel linguaggio di Stoft, una parte dei loro ricavi arriva dalle scarcity rents: quelle rendite che si formano nelle rare ore in cui la capacità scarseggia. Ed è anche per questo che l’idea secondo cui “i prezzi marginali non coprono mai i costi fissi” è, per lui, una fallacia. Nel lungo periodo, un mercato ben disegnato deve permettere il recupero dei costi fissi e il mix corretto di tecnologie.

Quando però si vuole ridurre il rischio o governare meglio l’adeguatezza, entrano in scena i meccanismi di capacità. Stoft ricorda che il requisito tipico chiede ai soggetti obbligati di detenere o contrattualizzare una capacità pari a circa il 18% in più del picco annuo. E aggiunge una cosa importante: tra un sistema basato solo sui picchi di prezzo e uno basato solo sul mercato della capacità, la soluzione migliore è probabilmente un ibrido.

Gli impianti che servono poche ore non sono uno spreco

Sembrano inefficienti solo se si guardano i MWh medi. In realtà sono un’assicurazione. Il Fraunhofer lo chiarisce in questo modo: con più rinnovabili si abbassano i costi marginali di breve periodo, ma i margini necessari per finanziare capacità aggiuntiva sono difficilmente evitabili, perché i costi fissi restano. Cambiano solo forma e distribuzione nel tempo: meno frequenti, forse, ma più concentrati.

Flessibilità: la risorsa che vale più dei megawatt

Con più eolico e fotovoltaico, diventa critico chiedersi quanto rapidamente il sistema riesce a spostare produzione e consumi nel tempo.

Il JRC scrive che il beneficio delle rinnovabili nel ridurre strutturalmente i prezzi richiederà più tempo a materializzarsi, proprio per la limitata capacità di accumulo e la scarsa flessibilità complessiva del sistema. È uno dei messaggi più importanti dell’intero dibattito: non basta aggiungere generazione a basso costo marginale, bisogna costruire il sistema che la rende gestibile.

Gli accumuli servono esattamente a questo. Kirschen e Strbac ricordano che il pompaggio riduce la differenza tra ore di valle e ore di picco, consente agli impianti rigidi di lavorare meglio e abbassa il costo operativo del sistema. Le batterie fanno qualcosa di simile: comprano quando il prezzo è basso, rilasciano quando è alto e, così facendo, appiattiscono il profilo di carico. Anche una batteria piccola riduce il costo totale del sistema; una più grande arriva a evitare l’avvio di un’unità più costosa.

Poi c’è la domanda flessibile, spesso sottovalutata. Kirschen e Strbac usano un’immagine efficace: in molti casi il consumatore flessibile funziona come uno storage, solo che invece di immagazzinare elettricità immagazzina calore, semilavorati industriali o, più banalmente, piatti da lavare dopo. Il vantaggio è evidente: quella “batteria” esiste già. Il limite è che non può essere usata senza vincoli.

Anche qui, però, non esistono soluzioni magiche. Il paper Revisiting the Merit-Order Effect mostra che, in certi contesti, ridurre troppo lo spread tra ore di punta e ore di valle può addirittura peggiorare l’economia di alcuni accumuli di breve periodo. Quindi sì, servono più batterie e più flessibilità, ma servono anche segnali di prezzo coerenti e mercati capaci di remunerare i servizi giusti.

La rete decide più di quanto sembri

C’è poi il pilastro che il dibattito pubblico dimentica quasi sempre: la rete.

L’elettricità non si muove dove vogliamo noi, si muove dove fisica e infrastrutture glielo consentono. Per questo congestione e interconnessioni influenzano i prezzi in modo diretto. Stoft è netto: solo locational pricing competitivi possono minimizzare il costo totale di produzione. Kirschen e Strbac arrivano alla stessa conclusione mostrando che, quando una linea si satura, quello che sembrava un unico mercato si divide in mercati distinti, con prezzi diversi nelle aree importatrici ed esportatrici.

Il JRC aggiunge il tassello europeo. Le interconnessioni allargano il merit order, aumentano la concorrenza, riducono volatilità e differenziali di prezzo, ma fanno anche sì che il prezzo nazionale sia sempre più influenzato da ciò che succede oltreconfine. In alcuni Paesi il prezzo viene fissato sempre più spesso da un impianto estero, non da uno domestico.

E la rete ha un’altra caratteristica poco intuitiva: i ricavi di breve termine non bastano sempre a pagarla tutta. Il surplus da congestione può coprire la parte variabile di un investimento di trasmissione in condizioni ottimali, ma non quella fissa. Anzi, in certe situazioni una rete sotto-investita incassa più congestione di una ben dimensionata. Il che è un buon promemoria: se si lascia che siano solo i colli di bottiglia a “remunerare” la rete, si finisce per premiare la scarsità, non l’efficienza.

Contratti lunghi, coperture e regole: il lato meno visibile ma più decisivo

Un sistema sano non vive solo di mercato spot. Vive anche di coperture.

Stoft lo spiega in modo chiaro: i contracts for differences isolano dalla volatilità dello spot ma preservano gli incentivi di breve termine; i forward contracts, inoltre, riducono l’incentivo a esercitare potere di mercato, perché chi ha già venduto gran parte della sua energia a prezzo fisso guadagna molto meno dal far salire artificialmente il prezzo spot.

Kirschen e Strbac dicono qualcosa di simile per i CfD sulle rinnovabili: quando il prezzo di mercato scende sotto uno strike price, il generatore viene compensato; quando sale sopra, restituisce la differenza. Il risultato è una maggiore stabilità dei ricavi senza uscire dal mercato. È uno dei modi con cui si rende investibile la capacità low-carbon senza distruggere il segnale del breve termine.

Il paper Revisiting the Merit-Order Effect corregge poi un altro luogo comune: i mercati energy-only non stanno “fallendo” per definizione con più rinnovabili. Il problema nasce quando ci sono distorsioni regolatorie, come un day-ahead che intercetta solo una parte della domanda, o l’assunzione che il costo marginale delle rinnovabili variabili sia sempre e davvero zero. In quel caso l’effetto di prezzo viene amplificato oltre ciò che la fisica del sistema giustificherebbe.

Alla fine, il punto è semplice. Un sistema elettrico sano non si regge su un solo prezzo, ma su una pluralità di meccanismi che si tengono insieme.

Serve il merit order, perché senza un prezzo marginale credibile il dispacciamento peggiora. Servono bilanciamento e servizi ausiliari, perché la rete deve restare stabile ogni secondo. Serve adeguatezza, perché i picchi vanno coperti anche quando capitano raramente. Servono accumuli e domanda flessibile, perché il valore si sposta sempre più nel tempo. Serve la rete, perché senza interconnessioni e senza locational pricing l’efficienza si ferma ai colli di bottiglia. E servono contratti lunghi e regole robuste, perché nessun investitore costruisce capacità indispensabile basandosi solo sull’umore del mercato spot.

Anche la bolletta finale lo ricorda. Per le famiglie europee, la componente energia valeva in media circa il 50% del prezzo finale nel 2024, nell’industria circa il 63%. Insomma, anche quando parliamo di prezzo elettrico, spesso stiamo parlando solo di una parte del problema.

Per questo l’idea che basti “cambiare il meccanismo di prezzo” per avere un sistema più economico e più robusto è seducente, ma sbagliata. Il sistema elettrico sta in piedi quando fisica e mercato si parlano. E quando ogni pezzo - prezzo, riserva, capacità, rete, flessibilità, contratti - fa esattamente il suo mestiere.

Nel 2025, nonostante il ritorno di un linguaggio politico ostile a molte politiche climatiche, solare e storage hanno rappresentato l’85% di tutta la nuova potenza aggiunta alla rete nei primi nove mesi dell’anno.

Ancora più sorprendente, il 73% del solare installato è arrivato da stati vinti da Trump, e 8 dei primi 10 stati per nuove installazioni appartengono a quell’area politica. È il segnale più chiaro che l’economia reale dell’energia si sta muovendo più velocemente delle sue narrazioni.

Il cambio di narrativa

Per anni il dibattito è stato raccontato così: da una parte i combustibili fossili, dall’altra le rinnovabili. Oggi il frame americano è diverso. Il punto non è più soltanto “quanto è pulita una tecnologia”, ma quanto rapidamente può portare megawatt affidabili, quanto costa integrarli e quanto tempo serve per connetterli alla rete. È la logica del time-to-power: non vince l’opzione più ideologica, ma quella che arriva prima e che non manda in crisi il sistema.

Anche il lessico si sta spostando. OpenAI, in un documento inviato alla Casa Bianca nell’ottobre 2025, ha chiesto di chiudere l’“electron gap” con la Cina fissando un obiettivo di 100 GW di nuova capacità all’anno. Non è un manifesto ambientalista: è un pezzo di politica industriale travestito da allarme energetico. La domanda implicita non è “come decarbonizziamo?”, ma “come evitiamo che AI, data center e competitività industriale restino senza corrente?”.

Le rinnovabili rallentano? Dipende da dove guardiamo

Se guardiamo ai numeri di installazione, la risposta è no. Il solare ha continuato a crescere e, da solo, ha rappresentato il 58% della nuova capacità elettrica aggiunta negli Stati Uniti al terzo trimestre 2025. Questo significa che, nella realtà dei cantieri e dei COD, le rinnovabili continuano a essere la tecnologia che il sistema riesce a costruire più facilmente e più rapidamente.

Ma se allarghiamo lo sguardo al medio termine, la risposta cambia. A settembre 2025 Reuters riportava che le previsioni di nuove installazioni solari USA per il periodo 2026-2030 erano state tagliate del 27% a causa di cambiamenti di policy, incertezza regolatoria e rollback di alcuni incentivi. In altre parole: nel breve le rinnovabili corrono ancora, nel medio rischiano di trovare più ostacoli politici e finanziari.

C’è poi un dettaglio decisivo che spesso viene nascosto dietro gli slogan: installare tanti gigawatt non equivale automaticamente ad avere tutta l’energia “utile” che serve, quando serve. Un gigawatt solare non vale, in termini di disponibilità continua, come un gigawatt termoelettrico o nucleare. Per questo il boom delle rinnovabili non chiude da solo il problema dell’affidabilità: lo sposta sulla combinazione con accumuli, flessibilità, rete e capacità firm.

Davvero si incentiva il gas?

Sì, ma non nel modo semplice che racconta la propaganda pro-fossil. Il gas sta tornando al centro del discorso americano perché data center, manifattura ed elettrificazione chiedono potenza disponibile anche di notte e nei picchi. Reuters ha riportato che la pipeline di nuovi progetti gas negli Stati Uniti è esplosa, arrivando a 252 GW tra impianti pianificati o in sviluppo nel 2025.

Il punto è che voler fare più gas non significa riuscire a farlo rapidamente. Sempre Reuters segnala che i costi dei nuovi impianti a ciclo combinato sono saliti molto e che i tempi di consegna delle turbine arrivano ormai fino a cinque anni. Quindi il gas è di nuovo “desiderato”, ma non è più una scorciatoia immediata. È una tecnologia che il sistema vorrebbe usare di più, ma che oggi incontra colli di bottiglia industriali simili, e in alcuni casi peggiori, di quelli che colpiscono le rinnovabili.

Questo cambia parecchio la lettura. Dire che “gli USA stanno tornando al gas” è vero solo a metà. Più precisamente: gli USA stanno cercando qualunque capacità affidabile riescano a rendere costruibile in tempi accettabili. In questa corsa, il gas resta importante, ma non basta e non arriva sempre in fretta.

La vera parola chiave è resilienza infrastrutturale

La questione più seria non è il colore politico dell’energia, ma la capacità del sistema di assorbire nuova domanda. Qui il caso simbolo è PJM, il più grande mercato elettrico americano. Nell’asta capacità 2026/2027 il prezzo di clearing è salito a 329,17 dollari per MW/giorno, dopo il precedente salto dell’anno prima. PJM e Reuters collegano questa tensione alla crescita della domanda, soprattutto dei data center, a fronte di un’offerta che non riesce a crescere con la stessa velocità.

Il Market Monitor di PJM è stato ancora più esplicito: l’inclusione del carico esistente e previsto dei data center ha aumentato in modo molto rilevante i ricavi dell’asta capacità, con impatti di miliardi di dollari sulle ultime aste. Qui però bisogna stare attenti alle parole. Dire che “la bolletta sussidia l’AI” è una formula efficace, ma semplifica troppo. Più correttamente, siamo davanti a un problema di allocazione dei costi di affidabilità in un sistema che deve procurarsi capacità prima che la nuova domanda si materializzi del tutto.

E poi c’è la rete, il grande convitato di pietra. Berkeley Lab mostra che i progetti entrati in esercizio nel 2023 hanno impiegato quasi cinque anni in media tra richiesta di interconnessione e operatività commerciale. È qui che si rompe la favola del “basta costruire più impianti”: negli Stati Uniti il collo di bottiglia non è solo tecnologico, è amministrativo e infrastrutturale. Senza rete, senza trasformatori, senza riforme sulle code di connessione, anche la tecnologia giusta arriva tardi.

Ha ancora senso parlare di “green”?

Sì, ma non come cinque anni fa.

Ha ancora senso parlare di green se lo usiamo per descrivere un esito: un sistema che produce energia con meno emissioni, meno dipendenza geopolitica, minore volatilità dei combustibili e maggiore efficienza industriale.

Ne ha molto meno se lo usiamo come etichetta identitaria. Perché oggi negli Stati Uniti quella parola, da sola, non basta più a costruire consenso né a spiegare ciò che sta accadendo davvero.

Il paradosso è tutto qui: mentre una parte della politica combatte il “green” sul piano culturale, il sistema continua spesso a scegliere proprio quelle tecnologie che il linguaggio politico vorrebbe ridimensionare. Non per idealismo. Per convenienza industriale. Per tempi di sviluppo. Per bancabilità. Per scarsità di alternative rapide.

Quindi le rinnovabili rallentano? Nel racconto politico, sì. Nei numeri di breve, molto meno.

Si incentiva il gas? In parte sì, ma più come risposta alla paura di non avere capacità affidabile che come ritorno ordinato a un vecchio equilibrio.

La transizione accelera? Sì, ma non con la linearità che piace alla retorica climatica. Accelera in modo disordinato, contraddittorio, spinto da AI, rete, capacity markets, sicurezza industriale e colli di bottiglia infrastrutturali.

In fondo, la lezione americana è semplice. Non sta vincendo il “green” come bandiera. Sta vincendo, quando vince, ciò che riesce a farsi accettare come energia disponibile, costruibile e utile al sistema.

Ed è una lezione che in Europa conviene osservare con attenzione. Perché la prossima fase della transizione, anche da noi, parlerà sempre meno di simboli e sempre più di infrastrutture.

• Materiali critici: l’isola ranked 8th al mondo per riserve di terre rare (circa 1,5 milioni di tonnellate), e l’UE sottolinea che in Groenlandia si trovano 25 delle 34 materie prime critiche della sua lista;

• Energia: un mix elettrico già molto “pulito” grazie all’idroelettrico, con ambizione di spingere ancora su rinnovabili e (forse) Power-to-X;

• Clima: lo scioglimento della calotta non è solo la cornice del problema, è anche ciò che (paradossalmente) rende più accessibili territori e giacimenti.

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La Groenlandia ci mostra quanto la transizione sia ormai inseparabile da territorio, consenso sociale e geopolitica.

Minerali critici: promessa enorme, ma con due freni strutturali

Qui la narrativa è spesso binaria (“miniera = indipendenza dalla Cina”). Nella pratica, la storia è molto più lenta e più politica.

Kvanefjeld: quando una legge può congelare un “gigante”

Il caso-simbolo è Kvanefjeld (Kuannersuit): un deposito di terre rare di scala mondiale che resta bloccato dalla messa al bando dell’estrazione di uranio approvata nel 2021. Il dettaglio conta, perché in Groenlandia terre rare e uranio sono spesso co-presenti: se vieti l’uranio, stai vietando (di fatto) anche parte del modello industriale.

Risultato: contenziosi legali, rischio-paese percepito in aumento, e un messaggio implicito per il capitale: anche con una geologia eccellente, senza “licenza sociale” non si parte.

Tanbreez: il progetto “più vicino”, ma non è una scorciatoia

L’altro nome da tenere d’occhio è Tanbreez, spesso presentato come la via più concreta a una produzione occidentale di terre rare (anche pesanti, le HREE). Il progetto sta avanzando su offtake e finanziamento e guarda a una finestra di entrata in produzione a fine decennio.

Ma anche qui: il minerale è solo l’inizio. Tra estrazione, logistica artica e impianti, la timeline è sempre più un esercizio di execution che di geologia.

Il nodo che non si vede: raffinazione e magneti

La frizione più sottovalutata è a valle. Anche se estrai e concentri, restano:

• separazione chimica,

• metallurgia,

• produzione di magneti permanenti.

Se non investi su questa parte, la “diversificazione” rischia di diventare un semplice cambio di provenienza del concentrato, non un cambio di potere industriale.

Energia “verde” in casa: laboratorio interessante, ma con limiti reali

Sul lato energia, la Groenlandia parte da una base migliore di molti Paesi: l’elettricità è già in larga parte rinnovabile (idroelettrico in primis). Questo apre due narrazioni:

1. Decarbonizzazione interna: riduzione del diesel, sistemi ibridi, micro-reti più resilienti per comunità isolate;

2. Export di energia sotto forma di molecole (Power-to-X: idrogeno/ammoniaca/e-fuels): l’idea di usare vento + idro + stagionalità per produrre e spedire energia.

La ricerca accademica più ottimista mostra che un percorso verso un sistema 100% rinnovabile e una vocazione Power-to-X può avere senso economico nel lungo periodo. Ma la condizione è sempre la stessa: infrastruttura (porti, potenza disponibile, stoccaggi, terminal) e manodopera.

In altre parole: la Groenlandia può essere un laboratorio energetico, sì. Ma non è “pronta” per essere un hub domani mattina.

Oil & gas: ritorno dell’esplorazione, in pieno paradosso climatico

Qui la Groenlandia racconta un cortocircuito che vediamo spesso: transizione e frontier oil che convivono nello stesso discorso pubblico.

Da un lato, il governo ha annunciato lo stop a nuove esplorazioni petrolifere e l’adesione a iniziative internazionali per l’uscita dall’oil & gas. Dall’altro, tornano piani di perforazione (onshore) in aree come Jameson Land, supportati da stime di risorse prospettiche molto elevate.

Il tema, però, non è solo “quanto petrolio c’è”. È:

• finestre operative artiche,

• costi e logistica,

• infrastrutture assenti,

• e soprattutto rischio di scoprire che la probabilità di trasformare “prospective resources” in produzione commerciale è bassa.

Se la transizione è anche riduzione del rischio di stranded asset, questa è una scommessa che richiede prudenza.

Geopolitica: quando la narrativa diventa rischio-paese

Negli ultimi mesi la Groenlandia è entrata anche in un “frame” geopolitico più rumoroso, con retorica USA sul controllo dell’isola e reazioni immediate di Danimarca e Groenlandia.

Per gli investitori (e per chi deve firmare offtake), questo si traduce in tre cose molto concrete:

• incertezza su governance e revisione degli investimenti esteri,

• premio al rischio più alto sul project finance,

• maggiore politicizzazione dei contratti di lungo periodo.

In parallelo, l’UE accelera sul de-risking delle materie prime (Critical Raw Materials Act e piani come RESourceEU). Ma anche qui vale una regola: le strategie industriali funzionano solo se si trasformano in cantieri, impianti e permessi.

Il vero vincolo: infrastrutture e capacità locale

Se dobbiamo scegliere un “collo di bottiglia” dominante, non è il mercato, né la geologia. È la capacità fisica di far funzionare progetti industriali in un ambiente estremo.

Due numeri aiutano:

• Groenlandia: ~56.000 abitanti.

• Infrastrutture: rete stradale limitata, comunità non collegate tra loro da strade come in un Paese continentale.

L’apertura del nuovo aeroporto internazionale di Nuuk è un passo importante, e il potenziamento aeroportuale migliora l’accessibilità. Ma per una miniera (o un progetto Power-to-X) servono anche:

• porti e logistica marittima affidabile,

• potenza elettrica stabile su scala industriale,

• alloggi, workforce, servizi.

Tradotto: la Groenlandia è un play da “decennio”, non da “trimestre”.

Cosa guardare nel 2026–2028

Se seguiamo la Groenlandia per capire dove va la transizione (e non solo dove sono i minerali), io terrei d’occhio:

• avanzamento di Tanbreez: offtake, capex, decisioni finali di investimento;

• evoluzione legale e politica su Kvanefjeld e sul tema uranio;

• risultati delle perforazioni in Jameson Land (e cosa succede dopo, se arrivano dry holes);

• come l’UE mette a terra CRMA/RESourceEU: soldi + permitting (non solo target);

• segnali su infrastrutture “hard” (porti/power) più che annunci;

• clima sociale: consenso locale, standard ambientali, capacità istituzionale di gestire più progetti insieme.