Categoria: Energia

Energy Dome: da Piacenza la CO2 Battery sfida lo storage a litio

Stabilimento con cupola d'acciaio e turbomacchine per l'accumulo energetico a CO2 a Piacenza

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.

Progetto	Paese	Capacità	Partner	Stato
Kudgi	India	20 MW / 160 MWh	NTPC	Dome spedito
Columbia Energy Storage Project	USA (Wisconsin)	20 MW / 200 MWh	Alliant Energy	Componente in produzione
Rhode	Irlanda	23 MW / 200 MWh	—	Produzione successiva

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.

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Gas, stoccaggi europei al 72%: l’inverno 2026-27 entra ai minimi

Impianto di stoccaggi gas con serbatoi bianchi e tubazioni in pieno sole, riserve energetiche europee verso l'inverno

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.

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PNRR: 1 miliardo per le comunità energetiche, restano 10,3 milioni

Facility Cacer: sfonda 1 miliardo di contributi PNRR per comunità energetiche e autoconsumo

La Facility Cacer, il canale PNRR per le comunità energetiche e l'autoconsumo, ha superato il miliardo di euro di contributi concessi. Con il nono atto di concessione pubblicato dal GSE, il totale è salito a 1.031,2 milioni di euro per 38.895 beneficiari. Ma la dotazione non è infinita: dopo la legge n. 152/2026, che ha aggiunto 246 milioni, le risorse totali ammontano a 1.041,5 milioni e restano liberi appena 10,3 milioni, circa l'1% del totale. Il programma è ormai a un passo dall'esaurimento.

Il nono atto vale 16,7 milioni e 37,6 MW, ma il ritmo rallenta

Il nono atto premia 505 nuovi beneficiari per 16,7 milioni di euro e 37,6 MW di potenza. Rispetto all'ottavo atto, pubblicato a fine agosto 2026 (590 beneficiari, 55,5 MW e 23,9 milioni), i contributi calano del 30,1% (16,7 su 23,9) e la potenza del 32,3% (37,6 su 55,5 MW), mentre i beneficiari scendono del 14,4% (505 su 590).

Atto	Beneficiari	Potenza	Contributi
Nono (ottobre 2026)	505	37,6 MW	16,7 mln €
Ottavo (agosto 2026)	590	55,5 MW	23,9 mln €

Geografie e soggetti: doppio baricentro e più enti pubblici

Sul piano territoriale emerge un doppio baricentro. La Lombardia guida con 80 progetti, seguita da Sicilia (70), Campania (53), Veneto (48) e Piemonte (42). A livello provinciale svetta Catania con 33 progetti, poi Lecce (18), Napoli e Caserta (17) e Bergamo (16). La natura dei beneficiari più frequente è "ente commerciale, cooperativa, società, consorzio" con 193 casi (38,2%), seguita da "altre persone individuali" con 161 casi (31,9%). Il dato più rilevante per il settore è la quota di enti pubblici economici: 88 casi, il 17,4%, una presenza più marcata rispetto agli atti precedenti.

Il vincolo è il calendario: esercizio entro il 31 dicembre 2027

Le iniziative ammesse devono entrare in esercizio non oltre il 31 dicembre 2027. Con il 99% della dotazione già impegnata, lo spazio per nuove concessioni si riduce a poche decine di milioni. Il finanziamento maggiore del nono atto va a CO.SI.L.T. a Tolmezzo (Udine), 419.601 euro per 999,05 kW; la potenza più alta è di DAT Energia a Pietravairano (Caserta), 999,35 kW per 419.600 euro.

Il quadro è quello di una misura in fase di chiusura: i 246 milioni aggiunti dalla legge 152/2026 sono stati in gran parte già assorbiti e il calo del nono atto segnala una pipeline in esaurimento. Per il settore, il tema si sposta dalla corsa al contributo alla capacità di rispettare la scadenza del 2027, quando tutte le iniziative dovranno essere in esercizio.

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New Time e Seares: al Giglio il pontile solare e ondoso da 5,2 kW

Pontile solare e ondoso al Giglio: la prima infrastruttura che unisce due rinnovabili

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.

Componente	Potenza
Pavimentazione fotovoltaica calpestabile New Time	4 kW
4 smorzatori idraulici Seadamp FX (300 W ciascuno)	1,2 kW
Totale stimato	5,2 kW

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

Lazio: fondi per l’efficientamento degli impianti sportivi scolastici

Lazio: contributi per l'efficientamento energetico di impianti sportivi scolastici

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

DL Ambiente bis: via libera alle autorizzazioni Pnrr-Pniec

DL Ambiente bis: via libera per velocizzare le autorizzazioni PNRR-PNIEC

Il Consiglio dei ministri del 2 ottobre 2026 ha approvato il DL Ambiente bis, un pacchetto di disposizioni urgenti per il rafforzamento delle istruttorie ambientali e la gestione dei problemi climatici. Per il settore energia, il punto chiave è l'intervento sulle autorizzazioni Pnrr-Pniec: l'obiettivo è ridurre i tempi dei permessi e sbloccare gli impianti in attesa. Il decreto punta a rafforzare le istruttorie e a ridurre i colli di bottiglia che hanno frenato la realizzazione degli impianti. Una misura che incide sulla capacità dell'Italia di rispettare i target di transizione.

Cosa cambia per le autorizzazioni Pnrr-Pniec

Il decreto interviene sul permitting ambientale con misure che riguardano anche le verifiche di assoggettabilità a Via, ora attribuite alla Commissione tecnica. Questo passaggio può ridurre i colli di bottiglia nelle fasi preliminari dei progetti. Il testo include anche disposizioni su valutazioni sanitarie, combustibile da rifiuti, danni climatici e bonifiche, segno di un approccio più ampio alla gestione ambientale.

Il contesto del mercato energetico

Il DL Ambiente bis si inserisce in un quadro normativo in movimento. La prima asta FerX è prevista per dicembre 2026 e la Liguria ha approvato la legge sulle aree idonee il 29 settembre 2026. Sono segnali di un'accelerazione sul fronte rinnovabili.

Per gli operatori del settore, la partita si gioca sulla capacità di trasformare il via libera in cantieri. La riduzione dei tempi autorizzativi è una condizione necessaria, ma non sufficiente: il nodo è se la Commissione tecnica avrà le risorse per smaltire l'arretrato. Il DL Ambiente bis è un tassello di una strategia più ampia che combina semplificazione e nuovi strumenti di mercato.

Fonti

Pompe di calore: il 5% del riscaldamento con il 40,4% delle famiglie

Pompe di calore: diffuse in Italia ma ancora marginali nel riscaldamento

In Italia il 40,4% delle famiglie ha una pompa di calore, ma la tecnologia copre appena il 5% della domanda termica residenziale. Nel 2024 il gas resta la prima fonte per riscaldamento e acqua calda sanitaria, con circa il 55%. Il paradosso non è tecnologico: è di sistema. Prezzi elettrici e incentivi stop-and-go non hanno ancora spostato gli equilibri del mercato del riscaldamento.

Il paradosso della diffusione senza domanda

Le pompe di calore sono presenti nel 40,4% delle famiglie italiane, ma coprono solo il 5% della domanda termica residenziale. Il rapporto Heat pumps for Italy del Regulatory Assistance Project (Rap), ripreso da ECCO Climate, mette in luce questa distanza tra installato e utilizzo effettivo.

Rapportando le due cifre, il gas copre una quota 11 volte superiore a quella delle pompe di calore: 55 diviso 5. La presenza negli edifici non si traduce, quindi, in una quota equivalente di riscaldamento pulito.

Nel 2024 il gas ha ancora guidato il riscaldamento residenziale

La fotografia del 2024 è netta. Il gas ha coperto circa il 55% della domanda residenziale di riscaldamento e acqua calda sanitaria. Bioenergia e solare termico insieme arrivano al 24%, l’elettricità diretta al 7%, il gasolio al 6%. Le pompe di calore restano al 5%.

Fonte	Quota 2024
Gas	55%
Bioenergia e solare termico	24%
Elettricità diretta	7%
Gasolio	6%
Pompe di calore	5%

Le voci elencate sommano al 97%; il restante 3% non è dettagliato nelle fonti consultate. Il dato conferma che il riscaldamento residenziale italiano resta ancorato alle fonti fossili e alla biomassa, mentre l’elettrificazione diretta è minoritaria.

Politiche energetiche e scenari industriali

Il documento del Rap richiama l’allineamento delle politiche energetiche nazionali per sostenere la transizione verso il riscaldamento pulito. Prezzi elettrici e incentivi stop-and-go sono indicati come fattori che frenano il riscaldamento elettrificato. Per il sistema energetico la conseguenza è duplice: resta alta la dipendenza dal gas nel residenziale, ma esiste già un parco installato potenzialmente ampio da valorizzare.

Se il 40,4% delle famiglie ha una pompa di calore e solo il 5% della domanda termica passa da lì, il collo di bottiglia italiano non è l’installazione. È la convenienza economica e la continuità delle politiche.

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Accumuli, Tar Piemonte: aree antropizzate contano nel paesaggio

Accumuli, i giudici pesano la continuità ambientale nelle autorizzazioni

Il Tar Piemonte smonta l'idea che un sistema di accumulo vicino a una cabina di trasformazione vada giudicato come se sorgesse in un paesaggio intatto. Con la sentenza n. 1910/2026, pubblicata il 29 settembre 2026, i giudici annullano il parere negativo della Soprintendenza di Biella su due BESS da 5 MW a Mongrando e fissano un principio destinato a pesare sull'intero settore: la base di valutazione è lo stato reale dei luoghi, non un sito incontaminato ipotetico.

Lo stato reale dei luoghi è la base della valutazione

Il progetto ricade in area vincolata, ma dista 94 metri dal perimetro di una stazione di trasformazione che sorge appena fuori dall'area protetta. Il collegio qualifica quella cabina primaria come "infrastruttura energetica ad elevato contenuto tecnologico", parte del ciclo industriale dell'energia, e ne deduce che l'intorno è almeno parzialmente compromesso dal punto di vista ambientale.

La Soprintendenza aveva respinto le osservazioni della società con valutazioni "improntate a criteri formalistici e nominalistici", riassunte dal Tar nella formula "la cabina sta fuori dall'area tutelata e l'area in esame sta dentro". L'impatto degli accumulatori è stato così misurato rispetto a "un idealmente tratteggiato e inesistente sito incontaminato", anziché a un territorio "ai margini di un'area tutelata, inserito in un contesto già pesantemente inciso dall'intervento antropico".

Idoneità ex lege e vincolo paesaggistico convergono

Qui sta il passaggio più delicato per il settore. L'idoneità ex lege delle aree vicine a impianti industriali si applica soltanto al fotovoltaico — articolo 20, comma 8, lettera c-ter, numero 2, del d.lgs. 199/2021 — ma, osservano i giudici, "presuppone, comunque, una implicita considerazione delle relative superfici agricole come almeno parzialmente compromesse dal punto di vista ambientale".

Le due testate che hanno seguito il caso divergono proprio su questo punto: pv magazine Italia insiste sul fatto che l'idoneità ex lege resta limitata al fotovoltaico, mentre QualEnergia inquadra la pronuncia come un chiarimento sulle aree in cui idoneità e tutela paesaggistica "convergono". Il dispositivo apre di fatto alla seconda lettura: il vincolo paesaggistico non può ignorare la disciplina delle aree idonee quando i perimetri si sovrappongono.

Il decreto 178/2025 e l'assimilazione degli accumuli

Il Tar richiama anche il d.lgs. 178/2025, che equipara i progetti BESS agli impianti da fonti rinnovabili a fini autorizzativi. La norma non si applica direttamente al caso, ma fornisce "utili indicazioni ermeneutiche e di principio": un percorso di assimilazione che la giurisprudenza amministrativa comincia a riconoscere.

La cronologia della procedura semplificata ambientale (PAS) avviata da Sunprime Agira spiega perché il parere è caduto:

novembre 2025: avvio della PAS
23 aprile 2026: primo parere negativo della Soprintendenza di Biella
29 giugno 2026: riconferma del parere negativo, senza esaminare nel dettaglio la relazione con le mitigazioni rimodulate
29 settembre 2026: pubblicazione della sentenza n. 1910/2026

Cosa cambia per chi sviluppa accumuli

Tra il primo parere e la riconferma passano 67 giorni; tra la riconferma e la sentenza, 92 giorni, esattamente tre mesi. I due impianti in discussione sommano 10 MW complessivi: la vicinanza alla cabina primaria diventa un argomento tecnico da costruire nella documentazione, non un dettaglio.

La PAS resta pendente e la Soprintendenza dovrà pronunciarsi di nuovo, esaminando le integrazioni progettuali che il parere del 29 giugno aveva ignorato. Per gli operatori la lezione è procedurale: chi valuta dovrà motivare sullo stato dei luoghi, e un'area già incisa da infrastrutture elettriche non potrà più essere trattata come un paesaggio da cartolina.

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Agroalimentare, l’energia pesa oltre il 10% dei ricavi: cosa cambia per le filiere

Agroalimentare, efficienza e innovazione per la transizione energetica

Per molte imprese delle filiere della pasta, dell'olio, del latte, della frutta e del vino la bolletta energetica supera il 10% del fatturato. Non è un dettaglio contabile: nel 2024 l'agroalimentare italiano ha assorbito 20.900 GWh di energia elettrica e ne ha autoprodotti 3.100 con il fotovoltaico installato nelle aziende agricole. La transizione energetica del comparto smette così di essere un capitolo di politica ambientale e diventa una partita di politica industriale, con la competitività delle filiere come posta in gioco.

Il peso dell'agroalimentare nel sistema energetico italiano

Il consumo elettrico si divide tra i 6.600 GWh dell'agricoltura e i 14.300 GWh dell'industria alimentare e delle bevande: la prima pesa il 31,6% del totale, la seconda il 68,4% (calcolo sui dati 2024). I 3.100 GWh prodotti dagli impianti fotovoltaici aziendali coprono quindi circa il 47% del consumo elettrico del solo comparto agricolo. Su scala nazionale il quadro è più ampio: dei 1.300 TWh consumati ogni anno in Italia, 260 TWh (il 20%) sono rinnovabili e le bioenergie agricole valgono 130 TWh, metà del totale rinnovabile. Trasporti e riscaldamento, i settori più difficili da decarbonizzare, assorbono insieme il 70-80% dell'energia totale. "La prima energia di cui ci dobbiamo occupare è l'efficienza energetica, perché non dobbiamo sprecarla", ha detto Franco Cotana, amministratore delegato di RSE.

Biometano e biocarburanti, il baricentro si sposta sull'ETS 2

Il potenziale del biometano delle filiere agroforestali è stimato fino a 10 miliardi di metri cubi all'anno. A questo si aggiunge il recupero degli oli vegetali da frittura e degli oli ottenuti da oleaginose su terreni marginali, destinabili alla produzione di biodiesel, HVO e SAF. Il quadro normativo europeo accelera: con l'ETS 2 il sistema di scambio delle quote è entrato anche nel trasporto marittimo e nell'aviazione, con i regolamenti ReFuelEU Maritime e ReFuelEU Aviation da applicare. Le regole trattano il biocarburante sostenibile come zero emissioni ai fini ETS, a condizione che la filiera sia certificata e tracciata. Il mercato dei Certificati di immissione in consumo vale circa 1,2 miliardi di euro nel breve futuro.

Un secondo canale riguarda la silvicoltura e la filiera del legno: la ricerca RSE sulla produzione di bioidrogeno dagli scarti legnosi indica che 12 kg di legno possono generare 1 kg di bioidrogeno a prezzi più bassi rispetto all'elettrolisi.

Parco Agrisolare, 1.480 MW senza consumare suolo agricolo

Il programma PNRR Parco Agrisolare ha finanziato oltre 30.000 imprese. Le testate divergono sulla dotazione: Adriaeco e Terra e Vita parlano di oltre 3 miliardi di euro, mentre Rinnovabili.it cita una misura "da 2,37 miliardi complessivi". La differenza non è spiegata dalle fonti disponibili e può riflettere dotazioni o fasi diverse del programma. Sul fronte dei risultati, 1.480 MW di pannelli risultano installati su tetti di fabbricati rurali, stalle e cantine, senza sottrarre un centimetro di terreno all'agricoltura, per un'energia rinnovabile pari al 30% del fabbisogno dell'intero settore agricolo.

Mettendo in rapporto i dati della misura, il risparmio stimato di oltre 500 milioni di euro l'anno equivale a circa un sesto della dotazione (da oltre 3 miliardi, secondo Adriaeco e Terra e Vita): il rientro si colloca in un orizzonte di circa sei anni, con oltre 11 miliardi di risparmi cumulati nei prossimi vent'anni. Il contesto generale aiuta a capire la portata: negli ultimi quattro anni il PNRR ha mobilitato oltre 13 miliardi sul settore agricolo, l'agroalimentare vale 89 miliardi di valore aggiunto ed è il primo settore manifatturiero del Paese, con esportazioni oltre i 73 miliardi.

Il collo di bottiglia sono le piccole imprese

La frammentazione è il vincolo strutturale della transizione: il 74% delle aziende agricole italiane ha una dimensione economica inferiore a 25.000 euro e l'84% delle imprese agroalimentari e delle bevande conta meno di nove addetti. Su un campione di oltre 700 aziende di 6 filiere, quasi la metà non ha effettuato interventi di innovazione; tra chi li ha fatti, la priorità sono stati i macchinari. Nella filiera della pasta più dell'80% delle aziende indica l'energia come uno dei fattori principali di costo, insieme alla manodopera. "La transizione energetica dell'agroalimentare non è solo una sfida ambientale: è una leva decisiva per la competitività delle imprese e la resilienza delle filiere", ha detto Andrea Rocchi, presidente del CREA.

Analisi: dove si decide la partita

Tre letture dei numeri spostano il baricentro del dibattito. Primo: se il fotovoltaico agricolo copre già il 47% del consumo elettrico di comparto, il restante 53% — più i consumi termici e i carburanti, che il fotovoltaico non intercetta — resta esposto alla volatilità dei prezzi. Secondo: i 1.480 MW installati su tetti e stalle dimostrano un margine di autoproduzione ancora disponibile senza consumo di suolo, coerente con l'agrivoltaico "sartoriale" che RSE indica come modello. Terzo: la strozzatura non è tecnologica ma dimensionale. Con il 74% delle aziende agricole sotto i 25.000 euro di dimensione economica, il trasferimento tecnologico verso le realtà minori pesa più dell'accesso alle tecnologie stesse. La strategia indicata da RSE su quattro pilastri — energia, innovazione, sostenibilità economica e sostenibilità sociale — va letta in questa chiave: per chi finanzia o gestisce impianti di filiera, i prossimi anni si giocano meno sull'installazione e più su elettrificazione dei processi, digitalizzazione e agricoltura di precisione.

Il banco di prova del Parco Agrisolare non sarà il numero di pannelli installati, ma quanti dei 30.000 beneficiari riusciranno a fare il passo successivo: trasformare l'autoproduzione in un vantaggio strutturale sui costi. Se il trasferimento tecnologico non raggiunge anche le imprese più piccole, il risparmio resta un beneficio una tantum invece di una leva competitiva duratura.

Fonti

Von der Leyen: raddoppiare l’elettricità, ma 480 GW attendono la rete

Infrastrutture di rete elettrica e turbine eoliche nel paesaggio, simbolo della transizione energetica europea

Ottanta gigawatt di rinnovabili installati nel 2025 e una capacità sei volte superiore — 480 GW — ancora in attesa di connessione. Il numero, citato da Ursula von der Leyen nel discorso sullo Stato dell'Unione a Strasburgo, sposta il baricentro della transizione energetica europea dalla generazione alle infrastrutture. Nessun grande provvedimento immediato è arrivato sul fronte energia; l'obiettivo resta raddoppiare la quota di elettricità entro il 2040, ma senza reti e accumuli quel raddoppio resta sulla carta.

Nessun provvedimento immediato, obiettivo elettrificazione al 2040

Nel discorso del 16 settembre 2026 davanti al Parlamento europeo von der Leyen non ha annunciato misure energetiche immediate. L'approccio resta di neutralità tecnologica — rinnovabili e nucleare, con il biometano tra le fonti citate — e le iniziative concrete sono attese nei prossimi mesi.

Il quadro che motiva la strategia sta nei costi. Dalla chiusura dello Stretto di Hormuz i combustibili fossili importati sono costati all'Europa 90 miliardi di euro in più, "senza che questo aggiungesse una singola molecola di energia", ha detto la presidente della Commissione. Da qui l'obiettivo di raddoppiare la quota elettrica entro il 2040, che secondo la Commissione ridurrebbe di 260 miliardi di euro l'anno la spesa per le importazioni fossili.

Il percorso verso il 2030 vale 130 miliardi di euro l'anno di risparmi stimati, costruiti su tre pilastri:

50% dei risparmi dalla sostituzione dei fossili nella produzione elettrica con fonti pulite, idroelettrico e rinnovabili;
25% da elettrificazione ed efficienza energetica nei settori chiave;
25% da smart grid e flessibilità del sistema.

80 GW installati e 480 GW in coda: il collo di bottiglia sono le reti

Lo scorso anno l'Ue ha installato oltre 80 GW di capacità rinnovabile, ma una capacità sei volte superiore aspetta la connessione alla rete. Il calcolo è aritmetico: 80 per sei fa 480 GW in coda. È il motivo per cui il Pacchetto sulle reti è stato definito urgente, insieme a connessioni più rapide e più stoccaggio.

A luglio 2026 la Commissione ha varato il Piano d'Azione per l'Elettrificazione, per fare dell'Europa il "primo continente elettrificato", con una proposta di revisione degli oneri di rete per evitare che l'elettricità sia tassata più del gas, e la campagna Electrify Now sui settori industriale, trasporti ed edilizia. Il mercato interno dell'energia genera già 34 miliardi di euro di risparmi l'anno per i consumatori, che con reti più integrate salirebbero a 40-43 miliardi entro il 2030.

Mix elettrico: rinnovabili al 47%, basse emissioni al 70%

Nel 2025 la quota di rinnovabili nel mix elettrico europeo è salita al 47%, dal 36% del 2021: 11 punti percentuali in quattro anni. Il 70% dell'elettricità Ue arriva da fonti a basse emissioni di carbonio e, per la prima volta nella storia, eolico e solare insieme hanno prodotto più elettricità di tutti i combustibili fossili.

La crisi dello Stretto di Hormuz ha misurato il valore di quella capacità installata: la sola espansione del solare ha fatto risparmiare quasi 110 milioni di euro al giorno, che su base annua — 110 milioni moltiplicati per 365 — equivalgono a circa 40 miliardi di euro. I pannelli sui tetti residenziali e industriali potrebbero coprire circa il 40% del fabbisogno elettrico europeo entro il 2050.

Batterie, ETS e resilienza climatica: gli annunci concreti

Sul fronte industriale la Commissione ha previsto il Battery Booster Package, un piano da 1,5 miliardi di euro per la produzione di batterie e la relativa catena del valore, e le Energy Highways, le grandi interconnessioni transfrontaliere. Un esempio è l'accordo di gennaio 2026 tra Danimarca e Germania per l'hub eolico offshore da 3 GW sull'isola di Bornholm, finanziato con 645 milioni di euro tramite la Connecting Europe Facility. La Clean Energy Investment Strategy punta a mobilitare capitali privati, con il Gruppo Bei che intende attivare oltre 75 miliardi di euro in tre anni.

Sul carbonio, il sistema ETS ha accompagnato una riduzione del 50% delle emissioni nei settori coperti dal 2005 a oggi, con oltre 280 miliardi di euro reinvestiti nella transizione. La revisione avviata dalla Commissione, riportata da Rinnovabili.it come un indebolimento del sistema, vincola comunque gli Stati membri a destinare almeno metà delle entrate alla decarbonizzazione dei settori coperti.

Sul clima, l'annuncio più concreto secondo QualEnergia è il nuovo quadro europeo per la resilienza climatica, atteso a ottobre: individuerà un centinaio di territori tra i più vulnerabili del continente. L'estate 2026 ha bruciato 660.000 ettari, causato oltre 35.000 decessi aggiuntivi per il caldo e la perdita di circa 12 milioni di tonnellate di raccolti; l'Europa si scalda a una velocità doppia rispetto alla media globale. In arrivo anche un'Alleanza per le assicurazioni climatiche — oggi solo il 25% delle perdite da catastrofi naturali è coperto da polizze private — un piano sulle ondate di calore e una futura flotta europea antincendio.

Resta il nodo delle materie prime: la dipendenza dalla Cina arriva al 90% per alcune terre rare, e Bruxelles istituirà un organismo europeo dedicato per aiutare le industrie ad approvvigionarsi e a costituire scorte.

Cosa cambia per chi opera nel sistema elettrico

Due cifre, lette insieme, dicono dove si sposta il valore: 130 miliardi di risparmi annui stimati al 2030 e 260 miliardi al 2040. Il secondo traguardo è esattamente il doppio del primo: il sistema deve replicare in un decennio quanto costruito nel precedente, mentre la coda di connessione da 480 GW segnala che la capacità di rete disponibile è già il fattore limitante. Per chi sviluppa impianti, il tempo di connessione diventa un rischio di progetto tanto quanto il costo del capitale, e lo stoccaggio smette di essere un'opzione accessoria.

Le tre testate che hanno seguito il discorso divergono sul peso politico della giornata: QualEnergia parla di "niente di nuovo" sul fronte energetico, pv magazine Italia mette al centro l'elettrificazione, Rinnovabili.it la strategia di indipendenza. Tutte convergono su un punto: non sono arrivati provvedimenti immediati. Chiara Martinelli, direttrice di Climate Action Network Europe, riconosce i segnali positivi del discorso ma chiede un piano chiaro contro quella che definisce "la nostra persistente dipendenza dai combustibili fossili e l'ingiustizia rappresentata dagli enormi profitti delle compagnie del settore".

Il test dell'elettrificazione europea non sta nei 260 miliardi risparmiabili al 2040, ma nella coda da 480 GW: finché quella non si smaltisce, ogni gigawatt installato rende meno di quanto potrebbe.