Categoria: 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

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

Roma e la Regione Lombardia mettono sul tavolo 708.600 euro — la somma dei 583.600 stanziati dal Campidoglio e dei 125.000 approvati dalla Giunta lombarda — per portare fotovoltaico e autoconsumo collettivo dentro l'edilizia pubblica e tra le famiglie in povertà energetica. La cifra è marginale se confrontata con i 1.317,9 milioni di euro della misura Pnrr per le ristrutturazioni energetiche dell'edilizia residenziale pubblica, le cui richieste hanno già superato il tetto disponibile a maggio 2026. Il senso dei due progetti non sta nel volume finanziario: sta nel verificare se il modello della comunità energetica regge su patrimoni Aler e comunali, dove la domanda di riqualificazione eccede da tempo l'offerta pubblica.

Roma mappa la domanda: impianti da 1 a 100 kWp in comodato d'uso

Roma Capitale ha pubblicato il 5 ottobre una manifestazione d'interesse per rilevare la domanda potenziale di moduli fotovoltaici da concedere in una fase successiva in comodato d'uso gratuito. L'avviso resta aperto fino al 3 novembre.

Il budget è di 583.600 euro, finanziato dal Mase nell'ambito della missione europea "Climate neutral and smart cities". Roma è entrata in quella missione con l'approvazione del proprio Climate City Contract da parte della Commissione europea il 15 ottobre 2025.

I destinatari non sono le singole famiglie: la ricognizione si rivolge a comunità energetiche, anche solidali, condomìni, gruppi di autoconsumatori collettivi, enti del terzo settore, cooperative, Pmi e soggetti impegnati nel contrasto alla povertà energetica. La taglia indicativa degli impianti va da 1 a 100 kWp. Chi aderisce deve indicare ubicazione della superficie proposta, potenza installabile stimata e numero di moduli richiesti; la ricognizione serve anche a censire vincoli urbanistici, edilizi, paesaggistici e storico-artistici e a valutare moduli con caratteristiche cromatiche o di integrazione architettonica specifiche.

Sul fronte economico, Roma prefigura un comodato ventennale ma limitato ai soli pannelli: componenti, installazione, esercizio e adempimenti restano a carico del beneficiario. La manifestazione d'interesse non assegna moduli né priorità.

Lombardia: 125.000 euro, l'80% va a progettazione e impianti

La Giunta regionale lombarda ha approvato il finanziamento di due progetti pilota su edifici di edilizia residenziale pubblica gestiti dalle Aler, a Stezzano (Bergamo) e Caronno Pertusella (Varesotto).

Sui 125.000 euro complessivi, 100.000 cofinanziano fino al 40% di progettazione e realizzazione degli impianti fotovoltaici; gli altri 25.000 coprono informazione, formazione e supporto tecnico. Il rapporto tra le due voci si calcola direttamente: l'80% del budget va all'hardware, il 20% alla parte immateriale. La proporzione colloca il progetto nella categoria delle sperimentazioni tecniche più che delle campagne di comunicazione.

L'obiettivo dichiarato dalla Regione è far beneficiare gli inquilini dell'energia prodotta localmente e degli incentivi legati alla condivisione dell'elettricità, misurando gli effetti sulle bollette. I due interventi sono seguiti da Aler Bergamo-Lecco-Sondrio e da Aler Varese-Como-Monza Brianza-Busto Arsizio. Alla sperimentazione è abbinata una ricognizione degli edifici Aler potenzialmente idonei a ospitare impianti solari: è il passaggio che determina se il modello è replicabile o resta un caso isolato.

In Italia 4.800 CER per 400 MW: la taglia media è 83 kW

Aiuta a inquadrare la scala dei due piloti il dato nazionale. Al 31 agosto 2026 il GSE contava oltre 4.800 configurazioni CER con contratti attivi o in fase di finalizzazione, per circa 400 MW di potenza complessiva e oltre 51.000 punti di connessione associati.

Due rapporti derivati da questi numeri raccontano il settore meglio di qualsiasi aggettivo. Dividendo i 400 MW per le 4.800 configurazioni si ottiene una potenza media di poco superiore agli 83 kW per configurazione: la taglia massima richiesta da Roma (100 kWp) è quindi vicina alla media nazionale, segno che la ricognizione capitolina è tarata su impianti realistici e non su grandi centrali condominiali. Sul secondo rapporto, 51.000 punti di connessione su 4.800 configurazioni danno circa 10,6 utenze per CER: le comunità energetiche italiane restano, nella media, strutture piccole.

Per ampliare la base di aderenti il GSE ha attivato la Vetrina delle CER, un servizio che inserendo il codice POD individua l'Area Convenzionale dell'utente e mostra le comunità disponibili a ricevere nuovi membri, con la possibilità di contattare il referente. La crescita del numero di aderenti è la leva per aumentare l'energia condivisa e i benefici economici della configurazione.

Il vincolo di sistema: il Pnrr per l'edilizia pubblica è già saturo

I due piloti vanno letti dentro una partita più grande. Il Piano Casa, approvato in via definitiva a luglio 2026, stanzia 970 milioni di euro tra il 2026 e il 2030 per recupero e manutenzione dell'edilizia residenziale pubblica e sociale, con l'efficienza energetica tra i criteri di intervento.

Sul fronte Pnrr, la Misura M.7 – Investimento 17, dedicata alle ristrutturazioni energetiche dell'edilizia residenziale pubblica, dispone di 1.317,9 milioni di euro: a maggio 2026 le richieste di accesso hanno superato quel tetto. Il meccanismo si appoggia a energy service company selezionate con gare pubbliche, che possono contare su un contributo a fondo perduto fino al 65% del costo totale e su un prestito bancario per la quota residua, fino a un massimo del 35% del costo non coperto.

Per un'ESCo o per un'amministrazione che valuta un intervento su patrimonio pubblico, il nodo è la sostenibilità economica del modello. Il cofinanziamento regionale fino al 40% e il comodato ventennale dei moduli riducono la barriera d'ingresso, ma Roma lascia a carico del beneficiario installazione ed esercizio, e la taglia ridotta degli impianti — coerente con la media nazionale di 83 kW per configurazione — limita le economie di scala. Il valore delle due iniziative sta lì: nella verifica empirica, su due patrimoni Aler e su una ricognizione capitolina, di un modello che punta a sbloccare la riqualificazione energetica dell'edilizia popolare senza attendere nuove risorse per l'intervento edilizio.

Fonti

• QualEnergia
• pv magazine Italia
• PMI.it

Un'area industriale inutilizzata di 43.000 metri quadrati a Vercelli, in località Larizzate, diventa un impianto fotovoltaico da 4 MW con una produzione stimata di circa 5.000 MWh all'anno. Nova Aeg, la società piemontese di fornitura energetica controllata da Nova Coop, lo ha inaugurato il 15 settembre 2026 come primo impianto di cui è sviluppatrice e proprietaria, chiudendo nello stesso giorno un PPA decennale che impegna Nova Coop ad acquistare l'intera produzione. Per il settore energia italiano il caso va letto su due piani: la diversificazione a monte di una energy company e la copertura a prezzo fisso per un grande consumatore cooperativo.

Il PPA decennale copre circa il 6% del fabbisogno di Nova Coop

Con il Power Purchase Agreement siglato in occasione dell'inaugurazione, Nova Coop acquisterà l'intera energia prodotta dall'impianto di Larizzate, con la possibilità di acquisire anche le garanzie di origine (GO) associate alla produzione rinnovabile. I 5.000 MWh annui stimati equivalgono a circa il 6% del fabbisogno elettrico complessivo della cooperativa, che nel 2025 è stato di 84.266 MWh. Il prezzo fisso, per dieci anni, è l'elemento centrale del contratto.

Ernesto Dalle Rive, presidente di Nova Coop, ha spiegato che l'accordo consente di rendere più prevedibile la spesa energetica in un mercato caratterizzato da alta volatilità. Patrizio Dettoni, presidente di Nova Aeg, ha indicato nella diversificazione delle fonti di approvvigionamento la via maestra per un approccio etico e trasparente, capace di integrare sviluppo degli impianti, produzione diretta e gestione del rischio energetico per i partner. Per la energy company piemontese, il PPA con la cooperativa controllante segna l'avvio di una fase industriale basata sulla capacità produttiva autonoma.

Fotovoltaico a terra contro tetti: il confronto per MW installato

Gli impianti fotovoltaici già installati da Nova Coop sui tetti delle strutture di proprietà hanno una potenza complessiva di 5,56 MW e nel 2025 hanno prodotto circa 4.825 MWh. Il nuovo impianto a terra, con 4 MW di potenza, è stimato a 5.000 MWh: il rapporto è di circa 1.250 MWh per MW, contro gli 868 MWh per MW dei tetti. A parità di potenza installata, il fotovoltaico a terra rende quindi circa il 44% in più rispetto agli impianti su tetto già in esercizio.

Le fonti riportano due valori per la potenza del nuovo sito: 4 MW su pv magazine Italia, 4,071 MWp su foodweb.it. La differenza è di precisione nella misura, non di sostanza.

Investimento da 3 milioni: 750 euro per kW di potenza

Nova Aeg ha sostenuto l'investimento con mezzi propri, per circa 3 milioni di euro. Rapportato ai 4 MW di potenza installata, il costo implicito è di circa 750 euro per kW, un valore di riferimento per un impianto a terra di taglia industriale su area dismessa. Dall'attivazione, avvenuta a fine luglio 2026, al 31 agosto 2026, l'impianto ha prodotto circa 730 MWh, pari a circa il 14,6% della stima annua: si tratta di poco più di un mese di esercizio, quindi non confrontabile in modo diretto con il dato su base annua.

Copertura rinnovabile di Nova Coop: il peso della titolarità

Sommando i 4.825 MWh prodotti dai tetti nel 2025 e i 5.000 MWh stimati dal nuovo impianto, si arriva a circa 9.825 MWh, equivalenti a circa l'11,7% del fabbisogno 2025 (84.266 MWh). Il dettaglio che conta per il settore è la titolarità: i tetti sono di Nova Coop, che negli ultimi tre esercizi ha coperto circa il 5% dei consumi con fotovoltaico aziendale, mentre l'impianto a terra è di Nova Aeg. La cooperativa aumenta la quota rinnovabile senza immobilizzare capitale nell'impianto, l'energy company costruisce capacità produttiva con un ricavo contrattualizzato su dieci anni. L'impianto evita l'immissione in atmosfera di circa 1.700 tonnellate di CO₂ all'anno. Parallelamente, la cooperativa ha proseguito nell'efficientamento dei 68 punti vendita, ottimizzando gli impianti di refrigerazione e attuando un relamping a led, per mantenere stabili i consumi nonostante l'espansione della rete commerciale.

Il modello si presta alla replica ogni volta che un consumatore elettrico di grandi dimensioni — una catena di punti vendita, un'industria, un gruppo di immobili — ha un fabbisogno concentrato da coprire con fornitura rinnovabile certificata. Il precedente di Vercelli dice che la partita della transizione industriale italiana si sta spostando dai tetti alle aree dismesse, dove la produttività specifica è più alta e il PPA a prezzo fisso fa da ponte tra chi investe e chi consuma.

Fonti

• pv magazine Italia
• GDO Week
• Canale Energia
• Food

Nei condomini il fotovoltaico raramente conviene, perché chi paga i pannelli non incassa l'energia che producono. Le comunità energetiche ribaltano quel calcolo. Un modello applicato all'intero settore residenziale svizzero stima che la loro diffusione porterebbe, entro il 2050, circa 26.000 impianti fotovoltaici in più nei soli edifici plurifamiliari, per 650 MW di potenza aggiuntiva. In Italia, intanto, la finestra PNRR per le CER si chiude il 28 novembre.

Il modello: 650 MW concentrati negli edifici plurifamiliari

Un modello System Dynamics del settore residenziale svizzero, sviluppato da Matteo Palucci, Jalomi Maayan Tardif, Vasco Medici e Giovanni Sansavini, ricercatori della SUPSI e dell'ETH Zurigo, confronta uno scenario senza comunità energetiche con uno che le ammette. Negli edifici plurifamiliari la differenza al 2050 è di circa 26.000 installazioni e 650 MW.

La simulazione copre i 26 cantoni svizzeri e incrocia dati sugli edifici, prezzi dell'elettricità, incentivi e diffusione congiunta di fotovoltaico e pompe di calore. Non sono previsioni, ma traiettorie possibili: nello scenario di politiche attuali la capacità fotovoltaica sui tetti residenziali arriva a circa 12 GW al 2050.

Il dato che conta per il settore è la taglia media. Dividendo i 650 MW per le 26.000 installazioni si ottengono circa 25 kW per impianto, contro i 12,7 kW che risultano dai 140 MW e dagli 11.000 impianti attribuiti all'effetto di imitazione su case mono e bifamiliari. Il condominio ospita impianti grandi il doppio.

Lo split incentive è il vero collo di bottiglia

Negli immobili in affitto il proprietario sostiene l'investimento mentre l'inquilino consuma l'energia prodotta: è il problema degli split incentive, che frena il fotovoltaico proprio sugli edifici più grandi e capienti. Le CER lo aggirano, perché il proprietario può vendere l'elettricità agli occupanti invece di immetterla in rete.

Nel modello svizzero il prezzo interno resta entro l'80% della tariffa elettrica retail. Dal 2025 la Svizzera ammette anche le comunità energetiche virtuali (VEC), che collegano edifici adiacenti senza un unico punto di prelievo: nel modello portano a più capacità complessiva delle CER tradizionali. I ricercatori avvertono però di un possibile effetto di saturazione, perché incentivi molto elevati combinati con le VEC riducono la convenienza dell'impianto individuale.

In Italia la finestra PNRR scade il 28 novembre

La facility PNRR per le CER è arrivata, con gli scorrimenti delle risorse, alle domande presentate entro il 28 novembre, e il lavoro proseguirà con le rinunce. Il GSE ha spiegato a QualEnergia.it di aver valutato quasi tutte le richieste e di preparare nuove semplificazioni sulla gestione delle modifiche. Sul Fer X l'asta è confermata a dicembre; sugli extraprofitti del 15-bis restano aperti meno di 200 Comuni.

Cosa cambia per chi opera nel settore

I 650 MW attribuiti alle CER nei condomini valgono circa il 5,4% dei 12 GW previsti sui tetti residenziali svizzeri nello scenario di politiche attuali; l'effetto indiretto su villette e bifamiliari aggiunge altri 140 MW. Per un installatore o un operatore di rete la conseguenza è netta: il segmento che si sblocca è quello degli immobili in locazione, con impianti medi da 25 kW, e la sua velocità dipende dal disegno congiunto di regole, incentivi e modelli di condivisione, non dalla disponibilità di tetto.

I due calendari fotografano l'asimmetria: la Svizzera misura il potenziale al 2050, l'Italia ha una scadenza operativa al 28 novembre 2026. Chi progetta una comunità energetica oggi deve saper lavorare su entrambi gli orizzonti.

Fonti

• QualEnergia
• pv magazine Italia

L’utility trentina mette a segno un’altra operazione nel fotovoltaico a terra, rilevando un progetto autorizzato da quasi 20 MWp su un ex sito estrattivo nel Reggiano. L’acquisto del 100% di NB7 Srl si inserisce in una fase di accelerazione delle rinnovabili italiane — la produzione solare ha toccato 26,3 TWh nel primo semestre 2026, +19,2% sullo stesso periodo del 2025 — e mostra come gli operatori stiano puntando sul recupero di aree già antropizzate per centrare gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030, sfruttando le finestre ancora aperte del Decreto FER 1.

L’operazione: 20 MW su cave dismesse, costruzione interna e tariffa ventennale

Dolomiti Energia ha perfezionato l’acquisizione dell’intero capitale di NB7 Srl da Development Italy Srl, società che fa capo al gruppo tedesco Steag Iqony. Con il passaggio di proprietà arriva in portafoglio il titolo autorizzativo per un impianto fotovoltaico nel Comune di Montecchio Emilia, in provincia di Reggio Emilia. La capacità autorizzata sfiora i 20 MWp e il progetto insiste su un’area precedentemente destinata ad attività estrattive, quindi su un sito già compromesso che non consuma nuovo suolo agricolo.

La società trentina gestirà internamente la costruzione, facendo leva sulle competenze sviluppate negli ultimi anni nella progettazione e realizzazione di impianti fotovoltaici. I lavori dovrebbero partire entro pochi mesi, con entrata in esercizio tra fine 2027 e inizio 2028. L’impianto beneficia della tariffa incentivante prevista dal Decreto FER 1 per 20 anni dall’avvio della produzione: un elemento che garantisce stabilità dei ricavi e sostenibilità dell’investimento nel lungo periodo.

Il portafoglio rinnovabili prende forma: da Epico Solar a Montecchio Emilia

A novembre 2025 Dolomiti Energia aveva rilevato il 75% di Epico Solar Development, incamerando 6,3 MW di impianti fotovoltaici già in esercizio e 3 MW di progetti autorizzati, con una pipeline che fissa un target di 60 MW al 2030. Sommando la nuova acquisizione, il perimetro autorizzato e operativo sale a oltre 29 MW complessivi, dei quali circa 23 MW devono ancora entrare in produzione.

Il CEO Stefano Granella ha dichiarato che l’impianto di Montecchio Emilia «diventerà uno dei più importanti asset fotovoltaici operativi del gruppo», aggiungendo che l’operazione «conferma la volontà di crescere nelle rinnovabili con una visione industriale di lungo periodo, valorizzando siti già utilizzati in passato».

Cosa dice l’operazione sul mercato: aree dismesse, FER 1 e corsa al 2030

La scelta di un ex sito estrattivo non è casuale. In un 2026 in cui la produzione solare italiana ha raggiunto 26,3 TWh nel primo semestre con un balzo del 19,2% sullo stesso periodo del 2025, la disponibilità di terreni idonei e non agricoli è diventata una discriminante competitiva per gli sviluppatori. L’operazione Dolomiti Energia si allinea a una tendenza ormai strutturale: recuperare cave, discariche e aree industriali dismesse per installare nuova capacità senza scontrarsi con i vincoli territoriali e le moratorie che alcune Regioni hanno tentato di introdurre.

L’aggancio al FER 1 offre inoltre una copertura ventennale che mitiga il rischio prezzo, in una fase in cui l’elevata penetrazione di fotovoltaico ed eolico — insieme hanno coperto oltre il 25% della domanda elettrica nazionale nella prima metà del 2026 — inizia a comprimere i prezzi dell’energia nelle ore centrali della giornata. Per le utility integrate, assicurarsi una tariffa fissa su un progetto a basso impatto territoriale significa blindare parte dei ricavi mentre si scala la potenza installata.

Con 60 MW nel mirino al 2030, Dolomiti Energia si posiziona tra i player di medie dimensioni che stanno costruendo un portafoglio fotovoltaico partendo da acquisizioni mirate e autorizzazioni già in essere. La vera partita, ora, è la fase realizzativa: la capacità di convertire i progetti autorizzati in impianti operativi entro le scadenze del FER 1 sarà il banco di prova della strategia industriale del gruppo.

Fonti

• pv magazine Italia
• Rinnovabili.it