Energia e Fotovoltaico

Superati i 35 °C, il sistema di raffreddamento a liquido delle auto elettriche deve compiere un lavoro straordinario durante la ricarica in corrente continua. Il BMS risponde tagliando la potenza erogata per proteggere le celle: è il thermal throttling. Per chi osserva le infrastrutture di ricarica e il sistema elettrico, quel taglio non è un dettaglio da manuale d’uso, ma un vincolo di sistema che modifica la resa delle colonnine ad alta potenza.

35 °C: la soglia oltre la quale la colonnina non rende al massimo

Con temperatura esterna oltre i 35 °C, la chimica al litio entra in una zona critica. Il Battery Management System (BMS) riduce la potenza di ricarica per salvaguardare le celle e preservare lo State of Health dell’accumulatore. Il fenomeno prende il nome di thermal throttling e, quando scatta, la curva di ricarica crolla dopo pochi minuti. In una stazione ultra-fast, l’effetto immediato è una sosta più lunga a parità di energia trasferita.

La finestra utile estiva: 10-70%, con tetto all’80%

In estate la curva di ricarica a massima velocità si concentra tra il 10% e il 70% dello stato di carica. Superato l’80%, la resistenza interna della batteria aumenta notevolmente e genera più calore: continuare fino al 100% in colonnina rapida diventa inefficiente e rischioso per la longevità delle celle.

La differenza tra 70 e 10 restituisce una finestra utile di 60 punti percentuali. Dentro questo intervallo si massimizza l’energia trasferita per unità di tempo; oltre, la chimica lavora contro la colonnina.

Cosa cambia per l’infrastruttura di ricarica

Per gli operatori delle colonnine, il caldo estivo si traduce in sessioni più brevi, potenze medie più basse nelle ore centrali e un carico ausiliario legato alla climatizzazione. Il precondizionamento termico della batteria e il raffrescamento dell’abitacolo sotto carica prelevano energia dalla rete, non dall’accumulatore: la sosta diventa un evento elettrico più complesso del solo rifornimento di energia di trazione.

Pianificare le ricariche ultra-fast al mattino presto o dopo il tramonto, come indicato dalla guida tecnica pubblicata il 14 agosto 2026, sposta la domanda di potenza lontano dalle ore più calde. Aggiungere un riposo di 10-15 minuti all’ombra dopo un lungo viaggio prima di innestare una colonnina da 150 kW evita lo shock termico ma allunga il tempo di permanenza nell’area di sosta. Il risultato è un flusso più frazionato: due soste brevi nella fascia 10-70% valgono più di una sosta lunga fino al 100% sotto il sole.

Il caldo non riduce l’autonomia: riduce la potenza utile di ricarica. Per la rete di ricarica, l’estate impone più sessioni brevi e più precondizionamento, non più energia per singola sosta.

Fonti

• Rinnovabili.it

Un sistema di accumulo da 14 MW/43 MWh affiancato a un impianto fotovoltaico già operativo non è solo un progetto ingegneristico. È il segnale che il mercato italiano dello storage sta entrando in una fase nuova, dove l’ottimizzazione commerciale conta quanto la tecnologia. L’intesa firmata il 7 agosto 2026 tra Recurrent Energy (controllata di Canadian Solar) e Octopus Energy per l’impianto di Montalto di Castro, nel Lazio, inaugura un modello che potrebbe moltiplicarsi nei prossimi mesi: batterie in co-locazione con il fotovoltaico, gestite da un partner specializzato attraverso piattaforme basate sull’intelligenza artificiale.

Come funziona l’operazione Montalto di Castro

L’impianto fotovoltaico “Montalto La Viola”, da 35 MW, è in funzione dal 2025 ed è di proprietà di Recurrent Energy. Al suo fianco ora opera il primo sistema BESS co-located che l’azienda mette in esercizio in Europa — ed è tra i primi di questo tipo a entrare in funzione in Italia. Octopus Energy agisce come partner commerciale: utilizza Kraken, il sistema operativo per l’energia basato sull’intelligenza artificiale, per controllare, dispacciare e gestire la batteria. L’obiettivo è triplice: ottimizzare domanda e produzione in tempo reale, massimizzare il valore dell’asset e ridurre i costi da sbilanciamento.

Il rapporto tra capacità di accumulo (43 MWh) e potenza del fotovoltaico (35 MW) indica un’ibridazione pensata per massimizzare i ricavi su più fronti. La taglia contenuta del BESS rispetto all’impianto FV suggerisce una strategia mirata più alla regolazione e ai servizi di rete che al puro time-shift dell’energia solare.

Cosa dice l’accordo sul mercato italiano dello storage

La notizia arriva in un momento in cui il sistema elettrico italiano cerca risposte alla lentezza delle nuove installazioni. Nei primi sei mesi del 2026 il Paese ha connesso solo 3,4 GW di nuovi impianti rinnovabili. Il decreto FER X ha riservato 10 GW al fotovoltaico su un totale di 37,15 GW di nuova capacità rinnovabile, con un prezzo di esercizio di riferimento di 80 €/MWh (maggiorabile a 107 €/MWh in caso di rimozione di amianto, con accesso diretto fino a 1 MW).

In questo quadro, progetti come Montalto di Castro mostrano che il settore si sta attrezzando per andare oltre la semplice corsa alla capacità installata. L’elemento distintivo è la struttura di ottimizzazione: Recurrent Energy la definisce “la prima” nella propria esperienza europea. La combinazione di molteplici meccanismi di ricavo — energia, servizi ancillari, arbitraggio infra-giornaliero — diventa centrale in un mercato dove il valore non sta solo nel produrre, ma nel dispacciare al momento giusto.

“L’accordo conferma la lungimiranza della nostra strategia capace di combinare molteplici meccanismi di ricavo, rafforzando al contempo la sicurezza, le prestazioni e l’adattabilità della rete”, ha dichiarato Dylan Marx, CEO di Recurrent Energy.

Per Octopus Energy l’operazione consolida il ruolo di aggregatore e ottimizzatore di asset rinnovabili, in un contesto in cui la digitalizzazione della gestione energetica diventa un fattore competitivo reale, non accessorio.

La combinazione BESS-fotovoltaico con ottimizzazione AI inaugura un segmento che potrebbe riempire lo spazio tra i grandi progetti utility-scale e l’autoconsumo residenziale. Ed è uno spazio ampio, in un Paese che deve accelerare sia sulle rinnovabili sia sugli strumenti per integrarle senza sovraccaricare la rete.

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• pv magazine Italia

Il Consiglio dei ministri ha approvato il Piano Sociale per il Clima (PSC) con una dotazione di 9,3 miliardi di euro fino al 2032. La decisione, arrivata il 4 agosto 2026, sblocca un pacchetto di misure pensato per accompagnare la transizione energetica e compensare gli effetti sociali del nuovo sistema di scambio di quote di emissione ETS2, che dal 2028 estenderà il carbon pricing a edilizia e trasporti stradali. Il PSC è molto più di un ammortizzatore sociale: definisce le priorità industriali e le scelte tecnologiche su cui l’Italia punta per la decarbonizzazione dei settori più esposti alla povertà energetica.

La componente Edilizia: 3,29 miliardi per interventi mirati, senza deep renovation

Dei 9,3 miliardi complessivi, la Componente Edilizia assorbe 3,295 miliardi di euro – circa il 35% delle risorse totali del Piano. La cifra esatta è 3.295.232.500 euro, con un cofinanziamento nazionale del 25% e la parte restante a carico del Fondo Sociale per il Clima europeo. Rispetto alla bozza del 2025, che elencava sei schede di misura, il testo trasmesso al Cdm ha ridotto gli interventi a tre misure principali:

• Riqualificazione energetica dell’Edilizia Residenziale Pubblica (ERP), con priorità agli immobili in classe F e G
• Riqualificazione energetica delle microimprese vulnerabili, identificate da una soglia di spesa per combustibili fossili superiore al 2% del guadagno lordo potenziale
• Promozione dell’elettrificazione dei consumi domestici, tramite contributo per l’adeguamento della potenza contrattuale dei contatori

Il perimetro tecnico è preciso. Per gli alloggi popolari e le microimprese, il Piano esclude l’isolamento termico profondo dell’involucro – giudicato troppo costoso – e punta su interventi “light”: sostituzione infissi, building automation, impianti solari fotovoltaici con accumulo abbinati a pompe di calore ad alta efficienza, solare termico. L’obiettivo minimo è una riduzione del 30% dell’indice di prestazione energetica globale non rinnovabile, certificata con APE pre e post intervento. Il contributo in conto capitale arriva fino al 65% delle spese ammissibili, con possibilità di cumulo fino al 100% tramite altri fondi pubblici come il Conto Termico.

Elettrificazione domestica: una barriera tecnica rimossa per 4,7 milioni di utenti

La terza misura della componente edilizia non finanzia lavori di riqualificazione, ma affronta un collo di bottiglia concreto per l’elettrificazione dei consumi. Le abitazioni italiane hanno una potenza contrattuale standard di 3 kW, insufficiente quando si installano pompe di calore, piastre a induzione o sistemi di ricarica per veicoli elettrici. L’adeguamento comporta costi una tantum che per le famiglie in povertà energetica rischiano di bloccare qualsiasi intervento.

Il PSC copre fino al 100% dei costi ammissibili per l’aumento di potenza e i lavori tecnici minimi connessi, rivolgendosi a una platea teorica di 4,7 milioni di utenti vulnerabili identificati tramite ISEE. La misura sarà attiva dal primo trimestre 2027 fino alla fine del 2032, lo stesso arco temporale di tutte le azioni della Componente Edilizia.

Tempistica e negoziato Ue: un anno di ritardo da recuperare

Il Piano approvato il 4 agosto arriva con un anno di ritardo rispetto alla scadenza europea. L’Italia avrebbe dovuto trasmettere la versione definitiva del PSC a Bruxelles già nell’estate 2025 per renderlo operativo dall’inizio del 2026. Per dodici mesi le organizzazioni della società civile coinvolte nella consultazione iniziale non hanno ricevuto aggiornamenti sul testo. Ora il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica trasmetterà il Piano alla Commissione UE per il negoziato formale necessario all’approvazione definitiva. La finestra temporale 2026-2032 resta confermata, con 7 miliardi finanziati dal Fondo Sociale per il Clima e 2,3 miliardi di cofinanziamento nazionale.

Cosa significa per il sistema energetico

Tre elementi segnalano la direzione di marcia. Primo, la scelta di escludere la deep renovation – isolamento a cappotto, sostituzione integrale dei serramenti – in favore di interventi meno invasivi è coerente con le indicazioni della Corte dei conti europea, che aveva giudicato meno efficaci le misure leggere, ma rappresenta anche una scommessa sulla replicabilità: a parità di budget, più edifici saranno toccati, anche se con risparmi energetici unitari più modesti. Secondo, l’enfasi sull’accoppiata fotovoltaico-pompa di calore orienta la filiera delle rinnovabili termiche ed elettriche verso un segmento – l’edilizia popolare e le microimprese – finora marginale nel mercato delle installazioni. Terzo, il meccanismo di cumulo con altri contributi pubblici (fino al 100%) può accelerare la spesa, ma richiede un coordinamento efficace tra strumenti nazionali ed europei per evitare colli di bottiglia amministrativi. Il vero banco di prova sarà la capacità di trasformare i 3,3 miliardi della sola componente edilizia in un volano per le tecnologie pulite in un perimetro di utenza che, senza questo intervento, resterebbe escluso dalla transizione.

Fonti

• Rinnovabili.it
• Rinnovabili.it

In un agosto segnato da forti tensioni sui prezzi dell’energia, il Governo ha deciso di attivare la clausola di salvaguardia nazionale sul Patto di stabilità. L’operazione punta a liberare fino a 14 miliardi di euro per interventi di sicurezza energetica, destinati a famiglie, imprese e infrastrutture. La lista delle spese dovrà essere trasmessa a Bruxelles entro metà agosto 2026, inserendo le nuove misure nel solco del Piano sociale per il clima appena approvato.

Cosa finanzieranno i 14 miliardi

Il ministro dell’Economia Giancarlo Giorgetti ha confermato alla Camera che l’incremento di spesa sarà pari allo 0,6% del Pil, il massimo consentito dalla clausola di salvaguardia. Le risorse potranno coprire famiglie, attività produttive, infrastrutture energetiche, di trasporto e la Pubblica amministrazione. Il coordinamento con il Piano sociale per il clima – approvato in Consiglio dei ministri insieme a norme sulla qualità dell’aria e al Ddl delegazione Ue – lascia intendere che il pacchetto includerà anche misure per l’efficienza energetica e lo sviluppo delle rinnovabili, oltre al sostegno diretto sulle bollette.

La scadenza di metà agosto e il coordinamento europeo

Entro la metà del mese il Governo deve inviare a Bruxelles l’elenco dettagliato delle spese che beneficeranno della deroga. La flessibilità concessa dalla riforma del Patto di stabilità è ancorata al principio che gli investimenti in sicurezza energetica, se coerenti con la strategia climatica europea, possono essere esclusi dal calcolo del deficit. L’aggancio al Piano sociale clima serve proprio a blindare questo perimetro: niente procedure d’infrazione, massimo utilizzo dello spazio fiscale disponibile.

Quanto pesa questa decisione nel quadro di mercato

L’annuncio dello scostamento di bilancio arriva mentre il mercato energetico è segnato da forti tensioni sui prezzi. La scelta di destinare fino a 14 miliardi alla sicurezza energetica, agganciandosi al Piano sociale clima, segnala un cambio di passo: dalla gestione emergenziale a un approccio che punta a coniugare il sostegno immediato con interventi strutturali. Le risorse potranno finanziare misure su reti, efficienza energetica e fonti rinnovabili, anche se l’entità precisa sarà definita con la lista che il Governo invierà a Bruxelles entro metà agosto. Per il settore, il messaggio è chiaro: la leva fiscale c’è, ora bisogna tradurla in misure concrete.

Fonti

• NEC: Italia verso scostamento di bilancio max per energia
• Qualenergia.it

Nel sistema elettrico italiano, dove la crescita delle rinnovabili non programmabili impone una flessibilità sempre più distribuita, una nuova ricerca quantifica un potenziale concreto: edifici residenziali riqualificati possono abbattere fino all’80% dei picchi di domanda e trasformarsi in nodi attivi per la rete. Lo studio “Evaluation of the energy flexibility potential associated with reversible heat pumps in Italian residential building archetypes”, firmato da Enea, Politecnico di Milano e Università di Bergamo, mostra che l’efficientamento dell’involucro, combinato con pompe di calore reversibili, fotovoltaico e logiche di controllo flessibile, offre una leva programmabile di bilanciamento, capace di assorbire o rilasciare carico in funzione delle esigenze del sistema.

Come l’accumulo termico abilita la flessibilità

Il meccanismo sfrutta l’inerzia termica dell’involucro come accumulo distribuito. Riscaldando o raffrescando l’edificio in anticipo rispetto al picco di domanda, le pompe di calore spostano i consumi nelle ore di maggiore produzione rinnovabile o di minor carico. La struttura stessa funge da batteria termica: immagazzina energia sotto forma di calore e la restituisce quando l’impianto si spegne o modula la potenza. Logiche di controllo predittivo, basate su segnali di prezzo o su comandi del gestore di rete, coordinano i carichi senza compromettere il comfort interno.

Cosa cambia per il sistema elettrico

In uno scenario di penetrazione crescente di fonti rinnovabili non programmabili, la demand response lato edifici ha un valore sistemico diretto: riduce la necessità di centrali di punta e contribuisce a contenere gli investimenti in adeguamento delle infrastrutture. Lo studio dimostra che, sui profili di carico simulati, l’attivazione della flessibilità tramite pompe di calore abbatte i picchi fino all’80%. Non si tratta di una stima teorica: i modelli sono stati tarati su archetipi residenziali italiani, restituendo un potenziale replicabile su larga scala con interventi di riqualificazione già disponibili.

Un tassello nella revisione del mercato della flessibilità

I risultati arrivano in un momento di forte attenzione regolatoria verso la flessibilità distribuita. La recente evoluzione della Guida Operativa dei Certificati Bianchi ha ampliato le tipologie di progetto riconosciute, anche se al momento non include esplicitamente schemi di demand response basati sugli edifici. Lo studio offre una base quantitativa per valutare l’inserimento della flessibilità residenziale nei meccanismi di incentivazione e nei mercati locali della flessibilità. Per gli operatori di rete, la possibilità di attingere a un parco edilizio “attivo” rappresenta un’alternativa distribuita agli accumuli centralizzati, con potenziali benefici anche in termini di rapidità di risposta, riducendo la dipendenza da infrastrutture di punta.

La vera partita, ora, è portare questa evidenza dentro i regolamenti di mercato: solo remunerando la flessibilità degli edifici si potrà trasformare una capacità tecnica in una leva strutturale per l’esercizio della rete.

Fonti

• QualEnergia
• QualEnergia

Con il decreto firmato il 27 luglio 2026, il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica ha rilasciato la valutazione di impatto ambientale positiva per l’impianto agrivoltaico “Spinazzola” da 599 MW di potenza. È il più grande progetto solare mai autorizzato in Italia sotto il profilo ambientale. Il dato però racconta solo metà della storia: oggi nel Paese esistono 13 iniziative fotovoltaiche sopra i 200 MW con VIA favorevole, ma soltanto una è entrata in esercizio. Il collo di bottiglia si è spostato dalle autorizzazioni alla fase realizzativa.

Un progetto ridimensionato del 10% in fase di valutazione

La società spagnola Solaria ha presentato l’istanza al Mase a dicembre 2024 per un impianto da 669,99 MW da realizzare nei comuni di Spinazzola e Minervino Murge, in provincia di Barletta-Andria-Trani. Durante l’esame, le osservazioni degli enti territoriali e della Soprintendenza del ministero della Cultura hanno portato a tre successivi tagli di potenza: prima a 630,11 MW, poi a 611 MW, infine ai 599 MW autorizzati. La riduzione complessiva è stata del 10%.

Il ministero della Cultura ha comunque espresso parere negativo, segnalando un “rischio archeologico alto” nell’area. Tutti gli enti territoriali coinvolti si sono opposti. Il Mase ha superato queste contrarietà vincolando il via libera a prescrizioni stringenti: stralcio di lotti e file di pannelli per creare corridoi ecologici, compensazioni pari ad almeno il 30% dell’area dei campi, una no-build zone attorno al Ponte 21 Archi, un progetto paesaggistico da rifare e obblighi di scavo archeologico preventivo.

Il divario tra autorizzazioni e impianti operativi

I numeri del permitting solare italiano mostrano un’accelerazione marcata. Con Spinazzola salgono a 13 i progetti sopra 200 MW con VIA positiva. Eppure solo 1 è già in esercizio. Il rapporto è di 1 a 13: meno dell’8% dei mega-impianti autorizzati ha superato la fase di costruzione e allaccio.

Questo scarto segnala che il freno alla crescita della capacità rinnovabile non è più soltanto amministrativo. Superata la barriera della VIA, restano da affrontare i nodi delle aste, dei contratti di rete, della catena di fornitura e dell’accettazione territoriale nella fase di cantiere. Il caso Spinazzola, con il parere negativo unanime degli enti locali, mostra quanto il consenso resti fragile anche dopo il decreto ministeriale.

Che cosa significa per lo scenario energetico italiano

L’autorizzazione di un impianto da quasi 600 MW in Puglia conferma che la taglia media dei progetti continua a salire, spinta dalla necessità di raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione e dalla maturazione della tecnologia agrivoltaica. Il combinato disposto tra la grande dimensione e le prescrizioni ambientali sta plasmando un modello di sviluppo in cui la superficie occupata è compensata da corridoi ecologici e aree di rinaturalizzazione.

Rimane aperta la questione della traduzione delle autorizzazioni in elettricità immessa in rete. Se il tasso di realizzazione dei grandi impianti resta basso, il contributo del fotovoltaico utility-scale al mix elettrico nazionale rischia di restare inferiore alle attese, spostando il peso della transizione sul segmento distribuito e sulle comunità energetiche. Il decreto su Spinazzola è un passo avanti nel permitting. Il vero test sarà il cronoprogramma dei cantieri.

Fonti

• Fotovoltaico, Via al progetto record da 599 MWp in Puglia
• Pv-magazine.it

Con 1,5 miliardi di euro di prestiti a tasso zero la Commissione europea mette sul tavolo la leva finanziaria più aggressiva mai attivata per colmare il deficit produttivo di celle nell’industria dell’auto elettrica. Il bando della Battery Booster Facility, aperto ufficialmente il 28 luglio 2026, non è un sussidio a pioggia: è un «ponte» mirato ad accompagnare le gigafactory europee nella fase di ramp-up, il passaggio più esposto a rischi di liquidità tra la produzione pre-serie e l’operatività su scala commerciale.

Il nodo strutturale: la dipendenza dalle celle cinesi

La produzione di batterie per veicoli elettrici resta l’anello debole dell’industria automotive europea. Le infrastrutture produttive sul suolo dell’Unione non bastano a competere con l’importazione di prodotto finito dalla Cina. L’obiettivo del Battery Booster è aumentare la quota di celle progettate e fabbricate interamente dentro lo Spazio Economico Europeo (i 27 Stati membri più Islanda, Liechtenstein e Norvegia), riducendo l’esposizione strategica della filiera dei veicoli elettrici.

Lo strumento è finanziato con i proventi del Fondo per l’Innovazione dell’UE ed era stato annunciato il 9 giugno 2026 come pilastro operativo della Battery Booster Strategy.

Prestiti fino a 500 milioni a progetto: come funziona il bando

La Facility concede finanziamenti agevolati che coprono fino al 60% dei costi ammissibili, con un tetto massimo di 500 milioni di euro per singolo progetto. Il budget complessivo di 1,5 miliardi sarà assegnato ai candidati che superano la valutazione di un comitato di esperti comunitari.

Per accedere al bando, che chiude il 30 settembre 2026, ogni progetto deve soddisfare criteri stringenti:

• il sito produttivo si trova nello Spazio Economico Europeo;
• l’impianto è già in fase di ramp-up all’apertura del bando;
• rappresenta la prima gigafactory su scala commerciale completa del richiedente a livello globale per celle destinate a veicoli elettrici;
• la capacità produttiva annua pianificata è di almeno 10 GWh.

L’ammissione si gioca in due passaggi: compilazione di un sondaggio di idoneità (EU Survey) e successivo invio del formulario completo con allegati tecnici e bilanci previsionali tramite un account di trasmissione sicura. Per tutta la durata dell’invito è attivo un helpdesk dedicato via e-mail, con un documento pubblico di Q&A in aggiornamento costante.

Una scommessa su pochi progetti: il vincolo dei 500 milioni

Considerando il tetto di 500 milioni per progetto, l’intera dotazione da 1,5 miliardi potrebbe finanziare al massimo tre iniziative di taglia massima; la cifra reale dipenderà dalla distribuzione delle richieste, ma il segnale è chiaro: Bruxelles concentra le risorse su un numero ristretto di operazioni giudicate strategiche. Il requisito della «prima gigafactory completa» esclude chi ha già stabilimenti commerciali maturi, favorendo nuovi ingressi industriali o l’upgrade di player ancora in fase di validazione. È un tentativo di far nascere campioni europei indipendenti in un mercato dove il vantaggio competitivo della Cina è misurato in decine di gigawattora di capacità già installata.

Fonti

• Qualenergia.it
• Rinnovabili.it