Energia e Fotovoltaico

Un film plastico capace di trasformare i raggi ultravioletti in luce visibile potrebbe valere oltre il 4% di energia in più in dieci anni su un modulo TOPCon. È il risultato più favorevole di un modello numerico dell'Università di Lubiana e di istituti svizzeri, pubblicato su Solar Energy Materials and Solar Cells. Per il settore fotovoltaico è una promessa, non una certezza: il dato nasce da simulazioni, non da prove sul campo, e la corsa alla resa industriale dovrà fare i conti con stabilità dei materiali e costi.

Perché gli UV sono un problema per le celle TOPCon

Le celle TOPCon (tunnel oxide passivating contact) riducono le perdite di cariche elettriche grazie alla passivazione, e proprio qui sta la loro vulnerabilità. L'esposizione agli ultravioletti può alterare i legami che trattengono l'idrogeno negli strati di passivazione, compromettendone la funzione protettiva; gli UV possono inoltre ingiallire e infragilire le plastiche che proteggono le celle. Il degrado non è uniforme: studi citati dagli autori riferiscono perdite inferiori al 3% su celle industriali dopo prove accelerate equivalenti a esposizioni molto prolungate.

Come funziona lo strato UVDS e quanta corrente recupera

Lo strato sfrutta l'UV down-shifting (UVDS): coloranti organici dispersi in una matrice di elastomero poliolefinico (POE) assorbono un fotone UV e ne riemettono uno a lunghezza d'onda maggiore, che il silicio converte in elettricità più facilmente. I film, spessi 350-450 µm (circa 400 µm) e collocati tra vetro e cella, hanno massimo di assorbimento a 345 nm e massimo di emissione a 420 nm, con resa quantica di fotoluminescenza stimata al 95%. Sono prodotti per estrusione a colata con doppia vite, con rugosità superficiale di circa 105 nm, e in laboratorio sono state testate concentrazioni di colorante fino a 100 volte quella di riferimento.

Il vantaggio emerge dove le protezioni convenzionali falliscono. In una configurazione che assorbe oltre il 90% dei fotoni UV, un filtro puramente assorbente — senza emissione luminosa — farebbe calare la corrente di cortocircuito dell'1,77%; con la conversione, la riduzione si ferma allo 0,20%. Nello strato più concentrato il confronto è più netto: 2,41% di perdita per il filtro ipotetico contro 0,34% dello strato UVDS. Calcolando la differenza, la conversione recupera 2,07 punti percentuali, cioè l'85,9% della perdita che una protezione senza fotoluminescenza imporrebbe.

Il +4% regge su un'ipotesi chiave

La simulazione copre dieci anni di funzionamento a Minneapolis e Phoenix, con climi diversi, e assume che gli UV facciano perdere alle celle non protette il 6% della tensione a circuito aperto. Su questa base, la penalizzazione iniziale dello strato (circa l'1%) viene compensata nel tempo: l'energia cumulata supera oltre il 4% quella della cella non protetta. Il margine tiene anche se i coloranti si degradano: in due scenari in cui la fotoluminescenza scende dal 95% al 70% o al 50%, il vantaggio resta.

Il punto debole è l'ipotesi di partenza. Il calo del 6% non è universale: è uno scenario semplificato tratto dalla letteratura, e il modello presuppone una protezione completa e stabile, ancora da verificare.

Dalla simulazione al mercato: nodi aperti e valore reale

Il salto verso la produzione dipende da stabilità dei coloranti, compatibilità con i processi di incapsulamento, scalabilità e convenienza economica. Il modello è stato applicato anche a un modulo realistico, con celle TOPCon tagliate a metà, barre metalliche e spazi tra le celle, e considera solo la faccia anteriore, non il contributo posteriore dei bifacciali. Il +4% non deriva dal semplice fatto di fermare gli ultravioletti, ma dalla capacità di trasformarne una parte in luce utile e di mantenere quella protezione negli anni.

Benjamin Lipovšek, dell'Università di Lubiana, e i coautori scrivono che "il principale vantaggio degli strati UVDS non consiste nell'aumentare la corrente oltre quella di un dispositivo non protetto, ma nel preservare la fotocorrente garantendo al contempo una forte attenuazione degli ultravioletti". Finché mancano dati reali su stabilità e costi, il +4% resta una direzione di ricerca, non una previsione di mercato.

Fonti

• QualEnergia
• pv magazine Italia

La transizione energetica delle aziende agricole passa anche dai tetti: la Facility Parco Agrisolare del Pnrr ha assegnato 505 MW di fotovoltaico, ma la domanda presentata vale 1,74 miliardi, oltre il doppio delle risorse. Il GSE ha pubblicato il 13 ottobre 2026 il primo elenco della misura: 770,4 milioni a 7.409 imprese. Le esclusioni più numerose dipendono però dalla documentazione: 7.610 domande non idonee (775,4 milioni, quasi 545 MW), che secondo il GSE non possono accedere al soccorso istruttorio.

GSE: 770 milioni su 505 MW di fotovoltaico agricolo

L'assegnazione si è chiusa il 31 agosto con 770.422.678,19 euro su 7.409 progetti, per una potenza cumulativa di 504.996,88 kWp, circa 505 MW. L'avviso attua il decreto del Masaf del 17 dicembre 2025. Il rapporto medio tra contributo e potenza è di circa 1.500 euro per kW.

La geografia dei fondi premia il Nord. La Lombardia guida con 884 progetti, 145,2 milioni — il 18,8% del totale — e 92 MW. Seguono Veneto (735 progetti, 99,5 milioni), Emilia-Romagna (633, 84,6 milioni) e Piemonte (664, 72,5 milioni). La prima regione del Sud è la Sicilia (617 progetti, 58,3 milioni), davanti a Puglia (55,1 milioni) e Campania (48,9 milioni). Il contributo più alto, 1,54 milioni, va a un impianto da 847 kW della Società agricola Dossi di Franguelli Eugenio & C. a Costa de' Nobili (Pavia).

Le domande escluse valgono più di quelle ammesse

Le richieste, presentate tra il 10 marzo e il 9 aprile, sono state 16.919. Solo una parte ha superato le verifiche. Ci sono 1.863 domande idonee ma non finanziate per esaurimento dei fondi: 187,3 milioni richiesti e circa 170 MW. Pesano poi 7.610 domande non idonee, per un valore potenziale di 775,4 milioni e quasi 545 MW.

Le quattro categorie — 7.409 ammesse, 1.863 idonee non finanziate, 7.610 non idonee e 37 rinunce (3,9 milioni) — sommano esattamente le 16.919 domande. In valore, le richieste escluse o in attesa arrivano a 962,7 milioni (187,3 più 775,4), più del totale delle ammesse (770,4 milioni). In numero, le 7.610 non idonee superano di poco le 7.409 ammesse e sfiorano il 45% del presentato.

Il GSE precisa che eventuali nuove risorse da rinunce o economie andranno alle idonee non finanziate, rispettando priorità e ordine cronologico. Per le non idonee, "allo stato attuale non è prevista l'attivazione del soccorso istruttorio".

Il nodo documentale e i progetti "pronti just in time"

Marino Berton, consulente di ESCo Agroenergetica, sottolinea che per questo bando "non è stato fatto il soccorso istruttorio": un "dentro o fuori" in prima battuta. Molti progetti esclusi lo sarebbero per carenze minime — una bolletta o una firma mancante — potenzialmente sanabili. La documentazione richiesta è complessa: schema elettrico unifilare, bollette dei consumi, documenti camerali.

Berton definisce i progetti già in graduatoria "pronti just in time", cantierabili senza nuovi bandi. Secondo la sua stima, contando gli idonei e quelli recuperabili, si potrebbero realizzare in tempi brevi oltre 500 MW. I beneficiari hanno 18 mesi dalla concessione per chiudere i lavori, con rendicontazione finale entro il 31 dicembre 2028.

Per Berton sarebbe auspicabile destinare alla Facility una quota del margine di flessibilità di bilancio — stimato in circa 14 miliardi — che l'Italia punta a ottenere per l'energia con la clausola nazionale di salvaguardia del Patto di stabilità Ue. A maggio 2026, in un question time al Senato, il ministro dell'Agricoltura Francesco Lollobrigida aveva parlato di 16.000 imprese partecipanti e di 8.000 da finanziare "in una prima fase", auspicando di "trovare ulteriori risorse".

Perché la domanda resta doppia: il collo di bottiglia delle risorse

Le domande idonee non finanziate pesano circa 170 MW; le non idonee, circa 545 MW, non hanno un percorso di recupero previsto dal GSE. Sommate, le due categorie superano i 505 MW finanziati, ma restano categorie diverse.

Sul piano finanziario, i 770,4 milioni assegnati coprono il 44,3% dei 1,74 miliardi richiesti (770,4 su 1.740). Con la prima versione della misura erano state ammesse circa 23.000 imprese per 1,7 GW: un ordine di grandezza che questa finestra non replica.

Per il sistema energia, il segnale è duplice: la domanda di autoproduzione da fotovoltaico agricolo c'è e supera le risorse Pnrr, ma una quota rilevante di progetti si perde sulle verifiche documentali. Il GSE ha chiarito che eventuali economie o rinunce andranno alle idonee non finanziate, mentre per le non idonee non è previsto il soccorso istruttorio. La finestra si chiude con 505 MW finanziati e una lista d'attesa che, senza nuove risorse, resta fuori.

Fonti

• Qualenergia.it
• Pv-magazine.it

Il primo dome costruito interamente in casa è già partito da Piacenza verso l'India. Con l'apertura dello stabilimento emiliano, Energy Dome porta la CO2 Battery fuori dal laboratorio e dentro una filiera manifatturiera europea fatta di acciaio e turbomacchine. Per il sistema elettrico italiano la posta in gioco non è soltanto industriale: la tecnologia dell'accumulo a lunga durata attende ancora le aste che devono remunerarla; una lettura possibile è che il ritardo pesi più della capacità produttiva.

A Piacenza nasce l'hub manifatturiero della filiera europea

Lo stabilimento di Piacenza è l'hub produttivo centrale di Energy Dome: qui si realizzano i dome, i componenti chiave destinati ai grandi impianti internazionali dell'azienda. Il piano prevede 6,5 milioni di euro di investimenti nei prossimi due anni, l'obiettivo di triplicare la capacità produttiva e un organico locale che passa dagli attuali 30 addetti a 80-90 dipendenti entro il 2028.

Nell'ultimo anno il sito ha assorbito circa 2 milioni di euro, destinati all'adeguamento del capannone, all'acquisto dei macchinari e al potenziamento delle infrastrutture elettriche e di rete. È una quota pari a poco meno di un terzo del totale previsto (2 su 6,5 milioni, il 30,8%): il grosso della spesa industriale deve ancora arrivare.

La scelta di filiera è il tratto distintivo del progetto. A differenza delle tecnologie di accumulo tradizionali, che dipendono da catene di fornitura extra-europee, la CO2 Battery valorizza componenti e lavorazioni interamente europee. L'argomento, ripetuto dall'azienda in tutte le sue comunicazioni, è esplicito: non si vuole sostituire la dipendenza dai combustibili fossili con quella da hardware importato.

Tre i cantieri che il sito emiliano deve alimentare.

Il nodo regolatorio italiano è il MACSE

Il mercato domestico resta il punto debole della strategia. Il MACSE è il meccanismo di approvvigionamento a termine della capacità di stoccaggio gestito da Terna. Le aste finora costruite, tuttavia, sono pensate per le tecnologie a litio. Il funzionamento della CO2 Battery, sostiene l'azienda, è più simile all'idroelettrico a pompaggio.

"Attualmente le aste sono costruite per le tecnologie a litio", ha spiegato il fondatore e amministratore delegato Claudio Spadacini, secondo cui le regole in vigore "favoriscono tecnologie diverse dalla nostra". La richiesta è che vengano emesse le aste dedicate al pompaggio e alle altre forme di accumulo di lunga durata: "Stiamo aspettando e auspichiamo che le aste a pompaggio vengano emesse perché ad oggi percepiamo un ritardo".

Il quadro di riferimento non manca. Il PNIEC fissa i target italiani, Terna ha indicato un fabbisogno di 50 GWh al 2030, e Arera ha dato mandato al gestore della rete di prendere in considerazione anche tecnologie alternative. Nel frattempo Energy Dome valuta nuovi progetti in Sardegna e in varie regioni del Centro Sud e delle isole, dove la necessità di stoccaggio è più marcata.

Trenta gigawattora di pipeline contro i 50 chiesti da Terna

La dimensione commerciale dell'azienda si misura su quattro numeri. Energy Dome dichiara presenza su 4 continenti, oltre 2 GWh di progetti in esercizio o contrattualizzati, oltre 3 GWh autorizzati e una pipeline di sviluppo superiore a 30 GWh. Tra clienti e partner figurano Google, Engie, Alliant Energy, NTPC, SEC e SRP.

Il confronto tra questi valori e il contesto italiano è immediato. Sommando i progetti contrattualizzati e quelli autorizzati si arriva a oltre 5 GWh: circa un sesto dei 30 GWh di pipeline, se si assume che questa includa anche i progetti contrattualizzati e autorizzati. La pipeline complessiva è pari ad almeno il 60% del fabbisogno di 50 GWh indicato da Terna al 2030 (oltre 30 GWh di pipeline; le fonti non indicano un limite superiore). Le fonti indicano una pipeline superiore a 30 GWh; se fosse interamente destinata all'Italia coprirebbe almeno il 60% del fabbisogno Terna al 2030. Le fonti non dicono quanta parte sia destinata all'Italia. È un esercizio aritmetico, non una previsione: la pipeline è distribuita su scala globale; le fonti non indicano commesse italiane, mentre l'azienda sta valutando progetti in Sardegna e nel Centro Sud.

Il vincolo è il capitale, non la tecnologia

La crescita passa dalla finanza. "A oggi abbiamo raccolto 200 milioni per crescere, ma con i contratti che abbiamo firmato la necessità di capitali va ben oltre questa cifra. Siamo in una fase di raccolta di nuovi capitali per diverse centinaia di milioni", ha dichiarato Spadacini. Il processo è aperto a investitori europei e americani, con trattative in fase avanzata, e l'azienda prevede di chiudere il 2026 con ricavi tra 30 e 40 milioni. Energy Dome ha già incassato 35 milioni di euro da Breakthrough Energy Catalyst, il fondo promosso da Bill Gates.

Il modello di business si articola su due direttrici: "Possiamo costruire e vendere impianti oppure costruire, gestire e vendere il servizio di stoccaggio sulla base di contratti pluriennali", ha spiegato il CEO, citando il contratto siglato con Google. La scala degli investimenti spiega perché il capitale sia il collo di bottiglia: per ciascun impianto l'investimento "va da un range di 40-50 fino a 400 milioni di euro, a seconda della dimensione".

Qui emerge la sproporzione più significativa dell'operazione di Piacenza. I 6,5 milioni destinati all'hub manifatturiero valgono meno di un quinto del costo del più piccolo impianto nel range indicato dall'azienda, quello da 40 milioni. Il sito produttivo non è l'investimento pesante: è plausibile che sia la leva che rende replicabili investimenti da circa 6 a oltre 60 volte più grandi.

La chiusura del cerchio dipende da un atto regolatorio, non da un annuncio industriale. Se le aste per il pompaggio e le tecnologie di lunga durata arriveranno, il mercato italiano diventa il banco di prova di un modello che oggi vive di export; se il ritardo proseguirà, Piacenza continuerà a spedire dome verso India, Wisconsin e Irlanda, lasciando a Terna e al MACSE il compito di decidere se la CO2 Battery avrà mai un cliente italiano.

Fonti

• Rinnovabili.it
• pv magazine Italia
• MilanoFinanza News

Gli stoccaggi europei di gas si fermano al 72% di riempimento a inizio ottobre 2026, il livello più basso registrato per il periodo da diversi anni. Il dato, da solo, non certifica un inverno critico: il Winter Supply Outlook 2026-2027 di Entsog, a cui si affiancano le analisi Ieefa, valuta gli stock tendenzialmente sufficienti. La sicurezza energetica del continente, però, resta appesa a due variabili — la rigidità dell'inverno e i flussi di Gnl — ed è proprio su questo margine che il settore misura oggi il proprio rischio.

Il 72% di riempimento è il livello più basso per inizio ottobre da anni

Con circa il 72% di riempimento a inizio ottobre, gli stoccaggi europei entrano nella stagione di prelievo con il livello più basso per il periodo da diversi anni. Il valore segnala che il cuscinetto di gas disponibile prima dell'inverno è più sottile rispetto alle annate precedenti. La conseguenza operativa è un sistema meno tollerante alle deviazioni: ogni scostamento dai flussi attesi pesa di più sul bilanciamento tra domanda e offerta.

Entsog e Ieefa: stoccaggi sufficienti, ma a due condizioni

Il Winter Supply Outlook valuta gli stock tendenzialmente sufficienti a coprire la stagione. La formula è però condizionata. In determinate circostanze — inverno molto freddo e/o forniture di Gnl limitate — potrebbe essere necessario ridurre la domanda per bilanciare il sistema. Il documento non quantifica la soglia di freddo o il calo di Gnl che farebbe scattare lo scenario critico: si limita a identificare le condizioni che lo renderebbero possibile.

Cosa cambia per il mercato dell'energia

Il legame tra livello degli stoccaggi e prezzi del gas è diretto: un margine più sottile espone il mercato a oscillazioni più brusche in caso di freddo prolungato o di arrivi di Gnl inferiori alle attese, con effetti che si trasferiscono sulle bollette. Per chi opera nel settore, il 72% è un indicatore di sensibilità, non di emergenza. La differenza rispetto a un inverno con stoccaggi più pieni sta nel margine di errore: oggi il sistema ha meno spazio per assorbire una deviazione tra domanda e disponibilità.

L'assenza di una soglia numerica nel report di Entsog e Ieefa è, in sé, un segnale: la valutazione non è binaria. Il giudizio "tendenzialmente sì" regge finché le due condizioni di rischio restano fuori dallo scenario. È qui che si gioca la partita dell'inverno 2026-2027: non sul livello medio degli stoccaggi, ma sulla capacità del sistema di tenere anche quando una delle due variabili peggiora.

Fonti

• QualEnergia
• QualEnergia.it

Un pontile galleggiante da 5,2 kW che produce elettricità dal sole di giorno e dal moto ondoso anche di notte: è il modulo pilota attivato all'Isola del Giglio da Seares e New Time, primo esempio di infrastruttura portuale che integra due fonti rinnovabili sulla stessa superficie. Per il settore il dato rilevante non è la potenza, modesta, ma la logica: una passerella finora inerte diventa un punto di generazione distribuita in un ambiente — quello portuale — storicamente solo consumatore di energia. Sulla scalabilità pesa però un buco informativo: costo dell'investimento, produzione annua attesa e tempi di ritorno non sono stati resi noti.

Un pontile da 5,2 kW: come si sommano le due fonti

Il modulo installato all'Isola del Giglio combina una pavimentazione fotovoltaica calpestabile con quattro smorzatori idraulici Seadamp FX da 300 W ciascuno, per una potenza complessiva stimata di 5,2 kW. La componente solare vale 4 kW, quella idraulica 1,2 kW. L'opera nasce da oltre quattro anni di ricerca, progettazione e sperimentazione condotti da Seares con il Comune dell'Isola del Giglio e funziona come passerella d'accesso e pontile d'ormeggio per imbarcazioni da diporto, dai motoryacht alle barche a vela.

Tradotte in quote, le due fonti non sono affatto equivalenti: i 4 kW fotovoltaici coprono il 76,9% della potenza totale (4 diviso 5,2), mentre l'1,2 kW recuperato dal mare pesa per il 23,1%. Il solare resta il vettore dominante, ma è la quota idraulica a cambiare il profilo orario dell'impianto.

La complementarità giorno-notte è l'argomento industriale

La ragione dell'ibrido sta nella complementarità: il fotovoltaico rende al massimo nelle ore di irraggiamento, i Seadamp sfruttano risacca e movimento continuo del mare anche di notte. È il profilo che un'infrastruttura di banchina cerca, perché i consumi non si fermano al tramonto: l'energia generata alimenta i servizi di terra e ricarica le batterie delle imbarcazioni ormeggiate.

«Il progetto dell'Isola del Giglio è il risultato di oltre quattro anni di lavoro, ricerca, investimenti e confronto continuo con il Comune, che ringraziamo per aver creduto fin dall'inizio in questa visione», afferma Giorgio Cucè, CEO di Seares. I Seadamp, aggiunge, «assorbono e controllano le sollecitazioni generate dal moto ondoso», trasformando parte dell'energia del mare in elettricità. Sul lato fotovoltaico, Paolo Cimatti, Amministratore Unico di New Time, rivendica «la flessibilità delle proprie soluzioni ingegneristiche, capaci di integrarsi con molteplici fonti alternative».

I numeri danno ragione alla doppia funzione degli smorzatori: oltre a generare, riducono le oscillazioni del pontile fino al 90%, abbassando i carichi sulle strutture e, secondo le due aziende, i costi di gestione delle banchine.

Perché il modello scala solo se i conti tornano

Seares e New Time indicano il progetto come potenzialmente replicabile in porti e marine su scala più ampia. Manca però il dato che ogni operatore guarderebbe per primo: l'investimento complessivo, la produzione annua attesa e i tempi di ritorno non sono stati resi noti.

Senza il costo per kW installato, la replicabilità resta una tesi tecnica, non ancora economica. Per un gestore di marina la domanda è concreta: quanto costa trasformare un pontile in un asset produttivo, e in quanto tempo i ricavi da servizi di banchina e ricarica ripagano la spesa? Il progetto dimostra che la tecnologia funziona in ambiente marino; non dimostra, con i dati disponibili, che sia conveniente rispetto alle alternative.

Il collaudo del Giglio segna il passaggio da una singola applicazione a un'architettura energetica pensata per essere replicata. Il vero test sarà il primo porto che ordina il secondo esemplare: se non arriva, il pontile ibrido resterà un caso isolato ben riuscito.

Fonti

• pv magazine Italia
• Rinnovabili.it

L'agrivoltaico verticale perde pezzi sul fronte industriale, non su quello degli impianti. Next2Sun ha chiesto al tribunale di Saarbrücken l'apertura di procedure di insolvenza in auto-amministrazione per Next2Sun Technology GmbH e Next2Sun Mounting Systems GmbH, dopo che la raccolta da 5 milioni di euro lanciata a settembre non ha prodotto impegni vincolanti. La filiale italiana e le società che gestiscono gli impianti già realizzati restano fuori dalla procedura: la frattura passa tra chi costruisce la tecnologia e chi possiede gli asset.

Le due controllate coinvolte e chi resta fuori

Le procedure riguardano le due società del gruppo attive su tecnologia e sistemi di montaggio, annunciate il 5 ottobre 2026. Non sono coinvolte Next2Sun AG, Next2Sun Projekt GmbH né le società di progetto che gestiscono gli impianti agrivoltaici già completati. Le attività delle due controllate proseguono per il momento: i progetti esistenti vengono valutati per sostenibilità economica e continueranno dove possibile.

Perché la raccolta da 5 milioni non è andata a buon fine

A settembre Next2Sun ha avviato un aumento di capitale da 5 milioni di euro. Alla fine del mese l'azienda ha dichiarato di aver ricevuto impegni di investimento sufficienti a raggiungere l'obiettivo, ancora però soggetti a verifica. All'inizio di ottobre la valutazione è cambiata: quegli impegni non erano abbastanza vincolanti per assicurare il capitale necessario nel medio termine. L'offerta di azioni è stata annullata e i fondi dei potenziali investitori non verranno accettati.

La filiale italiana non è toccata dalla procedura

Next2Sun Italia SRL non è interessata dall'insolvenza e prosegue regolarmente le attività, garantendo la continuità dei servizi. Lo sviluppo dei progetti in corso presso Next2Sun Projekt GmbH continua, insieme alla ricerca di investitori nell'ambito degli sforzi di ristrutturazione, con l'obiettivo di preservare il maggior numero possibile di posti di lavoro e il know-how tecnico del gruppo.

Il collo di bottiglia è industriale, non progettuale

Next2Sun conta circa 140 dipendenti in Germania, Austria, Polonia e Giappone e ha completato oltre 60 MW di progetti fotovoltaici. I 5 milioni che cercava equivalgono a circa 35.700 euro per dipendente: rapportata a un gruppo con oltre 60 MW realizzati, la cifra dà la misura del fabbisogno che la raccolta doveva coprire. Le società di progetto degli impianti in esercizio restano fuori dall'insolvenza; le due controllate in auto-amministrazione sono quelle che producono tecnologia e sistemi di montaggio. Il valore, in questa fase, resta agganciato agli asset già installati più che alla filiera che li costruisce.

"Le ultime settimane hanno dimostrato il forte sostegno alla nostra visione di una combinazione sostenibile tra agricoltura ed energia solare", ha dichiarato Heiko Hildebrandt, membro del consiglio di amministrazione di Next2Sun. "Siamo molto grati a tutti i nostri sostenitori per questo. Anche se non siamo riusciti a ottenere il livello di finanziamento necessario, faremo tutto il possibile per sfruttare le opportunità disponibili per proseguire le attività e ristrutturare l'azienda".

Per il settore il segnale è che l'agrivoltaico regge come asset in esercizio ma fatica a finanziarsi come industria: se il capitale resta disponibile per gli impianti e non per chi li produce, il collo di bottiglia si sposta a monte della filiera.

Fonti

• QualEnergia
• pv magazine Italia

La Regione Lazio rende già richiedibili i contributi per la ristrutturazione degli impianti sportivi, ammettendo anche interventi di efficientamento energetico e integrazione di fonti rinnovabili. Il bando Generazione Sport aggiunge 3 milioni di euro per la riqualificazione degli impianti sportivi in Lazio. Per chi segue il settore, è il segnale di una spesa pubblica per l'efficienza che continua a passare dalle Regioni, mentre il quadro nazionale degli incentivi resta in attesa.

Due strumenti distinti per gli impianti sportivi scolastici

I contributi regionali per la ristrutturazione degli impianti sportivi ammettono efficientamento energetico e integrazione di impianti a fonti rinnovabili, e sono già accessibili. Il bando Generazione Sport dispone invece di un plafond di 3 milioni di euro per la riqualificazione degli impianti sportivi ubicati in Lazio. Il perimetro è quello degli impianti di pertinenza scolastica, dove la palestra o il campo servono l'edificio e la sua utenza.

Il confronto con il quadro nazionale degli incentivi

Come avevamo riportato, il Consiglio dei ministri ha approvato il 2 ottobre 2026 lo schema del DL Ambiente bis, che non prevede bonus immediati per fotovoltaico o pompa di calore per famiglie e piccole imprese e deve ancora completare l'iter parlamentare. Il decreto interviene su autorizzazioni e progetti PNRR e PNIEC, non sui costi o sulle detrazioni dirette. Messi accanto, i due testi dicono una cosa che nessuno dei due esplicita: la domanda di efficienza sugli impianti di piccola taglia resta appesa a misure regionali e settoriali, in attesa della cornice nazionale.

Retrofit degli edifici pubblici: chi ci lavora

Per progettisti, installatori e società di servizi energetici attive sugli edifici pubblici, i bandi regionali come Generazione Sport valgono come commessa aggiuntiva su un perimetro definito: gli impianti sportivi di pertinenza scolastica. Per gli istituti, sono risorse che alleggeriscono interventi altrimenti a carico dei bilanci scolastici.

Il punto non è la scala del plafond: 3 milioni non spostano il mercato nazionale del retrofit. È il posizionamento. Finché il quadro nazionale degli incentivi resta fermo all'iter parlamentare del DL Ambiente bis, canali regionali come quello del Lazio diventano il riferimento operativo per l'efficientamento degli edifici pubblici.

Fonti

• QualEnergia.it