Le imprese italiane cercano energia a basso costo, ma il segmento degli impianti commerciali e industriali cresce lentamente frenato da barriere normative e dal persistere di pregiudizi negativi. Restano però ampi margini di sviluppo per un comparto strategico per la diffusione del solare. Ecco il resoconto dell’evento organizzato da SolareB2B.
Sempre più diffuse in ambito commerciale e industriale, queste soluzioni producono energia pulita, valorizzano spazi inutilizzati come i parcheggi e rafforzano l’immagine aziendale. Ideali quando i tetti non sono idonei, integrano oggi le migliori tecnologie. Ma il fattore prezzo resta decisivo nelle scelte di investimento.
IN ALLEGATO
MODULI: LA SOSTENIBILITÀ COME DRIVER
Non bastano più efficienza e performance: oggi i pannelli si misurano anche su criteri ESG, tracciabilità e riduzione delle emissioni. Tra normative più stringenti e richieste dei finanziatori, emergono nuove opportunità per chi integra innovazione, trasparenza e responsabilità ambientale in modo concreto e strutturato.
Il lavoro dell’installatore è sempre più diiicile Un continuo destreg giarsi tra trovare nuov i clienti, battere la concorrenza sempre più ag guerrita, installare a regola d’arte, gestire l’assistenza
Con SENEC tutto questo diventa più semplice Perché oiriamo ai nostri partner validi strumenti per supportarli in ogni fase del lavoro, come la qualifica interna dei contatti interessati ad un preventivo, i configuratori online, la verifica della conformità dell’installazione e molti altri Così lavori con più serenità.
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C&I: SVEGLIAMO IL GIGANTE
Le imprese italiane hanno bisogno di energia a basso costo, ma il fotovoltaico industriale viaggia a rilento. Tra i principali ostacoli ci sono quelli normativi, che si sommano a una cultura lacunosa e per certi versi pregiudizievole. Tanti sono quindi gli spazi di manovra per gli operatori del mercato, che possono davvero contribuire a far decollare un segmento essenziale per la diffusione del solare. Ne abbiamo parlato in una tavola rotonda con 11 rappresentanti di vari anelli della filiera.
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ATTUALITÀ E MERCATO
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Dal Friuli-Venezia Giulia 500.000 euro per impianti FV nelle imprese
COVER STORY
Da installatori locali a EPC per il centro-sud Italia
Intervista a Angelo Colonna,
Carport FV: da parcheggi ad asset energetici per le imprese
L’evoluzione dei PPA in un mercato che cambia
Comunità energetiche: prova di maturità
SSEC, la nuova fiera firmata IEG a Vicenza il 22 e 23 settembre
Energia elettrica: crescono i prezzi nel primo trimestre
Iperammortamento: analisi economico-finanziaria e impatto reale sulla redditività
CASE HISTORY
Le installazioni del mese
RISORSE UMANE
Verso una pianificazione ingegneristica del capitale umano
COMUNICAZIONE AZIENDALE
Tour formativo Senec-Daikin: tecniche di vendita e integrazione tecnologica al centro
GMT Project: l’eccellenza tecnologica che trasforma la manutenzione in rendimento
CCI e smart grid: obblighi normativi e nuove opportunità di business
Fotovoltaico e storage: ecco come si trasforma l’energia in azienda
Alusistemi Solar Solutions: stabilità e qualità in un mercato in forte espansione
Cabine elettriche di trasformazione da esterno per grandi impianti fotovoltaici
SunCity supporta l’integrazione FV-Bess nel C&I
Geosolaris service srl: il partner di riferimento in Italia per i pull-out test
TRANSIZIONE ENERGETICA 3a puntata - Fotovoltaico e pompe di calore: accoppiata vincente
In Italia l’energia copre il 24% dei costi delle imprese
LE CHART DEL MESE
NUMERI E TREND DATI & PREVISIONI CRONOLOGIA ARTICOLI
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Redazione: Via Martiri della Libertà, 28 20833 Giussano (MB) Tel: 0362/332160 - Fax 0362/282532 info@solareb2b.it www. solareb2b.it
Impaginazione grafica: Ivan Iannacci
Responsabile dati: Marco Arosio Via Martiri della Libertà, 28 20833 Giussano (MI) Solare B2B: periodico mensile Anno XV n.5 - Maggio 2026 Registrazione al
(Conv. in Legge 27/02/2004 n°46) Art.1 Comma 1 D.C.B. MilanoL’editore garantisce la massima riservatezza dei dati personali in suo possesso. Tali dati saranno utilizzati per la gestione degli abbonamenti e per l’invio di informazioni commerciali. In base all’Art. 13 della Legge numero 196/2003, dati potranno essere rettificati o cancellati in qualsiasi momento scrivendo a Editoriale Farlastrada srl. Questo numero è stato chiuso in redazione
QUANTO SVILUPPO CI ASPETTA
DI DAVIDE BARTESAGHI
"Non abbiamo più alibi". Si è aperta con questa espressione di grande efficacia, l’ultima edizione del report "Renewable Energy" realizzato dall’Energy&Strategy del Politecnico di Milano e presentato lo scorso 22 aprile. Sante parole: non abbiamo più alibi. La recente emergenza energetica lo ha dimostrato con chiarezza. Solo la diffusione delle rinnovabili (e in particolare del fotovoltaico) ha evitato che la crisi avesse dimensioni più drammatiche, anzi catastrofiche. I Paesi più lenti nella transizione energetica hanno pagato i costi di una eccessiva esposizione alle importazioni di combustibili fossili. L’Italia è una di queste. Nonostante le energie rinnovabili siano arrivate al 50% del mix elettrico, il gas da solo copre praticamente il restante 50% e si erge a presidio della vulnerabilità del nostro Paese. In molti recenti report internazionali, l’Italia è diventata l’esempio di quello che non si dovrebbe fare. E le conseguenze ricadono sui prezzi dell’energia elettrica.
Nonostante la crisi, la richiesta di energia continua a crescere (+2,8% a livello globale). Nel 2025 la produzione da fonte solare ha coperto il 75% della nuova domanda mondiale di elettricità. Anche in Italia la domanda è destinata a incrementare sull’onda dell’elettrificazione e dello sviluppo dei data center. Nel 2025 la richiesta di energia nel nostro Paese è stata di 311 TWh. Terna prevede che possa arrivare a 500 TWh entro il 2050.
«Nel 2025 la richiesta di energia in Italia è stata di 311 TWh. Secondo Terna potrà arrivare a 500 TWh nel 2050. Nei prossimi anni ci sarà tantissimo da installare, sia sul fronte dell’autoconsumo sia sul fronte utility scale. I Bess saranno un elemento chiave di questo sviluppo».
Non abbiamo più alibi. Nei prossimi anni ci sarà tantissimo da installare, sia sul fronte dell’autoconsumo (nelle pagine seguenti riportiamo il resoconto di una interessante tavola rotonda dedicata al segmento C&I) sia sul fronte utility scale. I Bess saranno un elemento chiave di questo sviluppo. L’arrivo della primavera ha intensificato i momenti di surplus dell’offerta di energia e il fenomeno dei prezzi negativi. La Spagna ne è particolarmente colpita, tanto da aver avviato un piano per installare Bess per una capacità di 22,5 GW nei prossimi anni. L’Italia comincia ad essere toccata dal fenomeno del curtailment che nel 2024 è arrivato allo 0,9% della produzione da fonte solare. Per i prossimi anni si stima che alcuni impianti potrebbero arrivare a perdere il 10% dei ricavi se non si prendono adeguate contromisure. Ce lo dicono in tanti: la fonte solare è discontinua e intermittente.
Ma anche qui non abbiamo più alibi. Le soluzioni ci sono.
In Australia con il programma Solar Sharer si sta studiando la possibilità di offrire energia a prezzi molto bassi (se non addirittura gratuiti) per spostare i consumi verso le fasce in cui c’è maggiore abbondanza di energia a basso costo e quindi far tornare in equilibrio domanda e offerta.
In Cile la grande diffusione di sistemi Bess sta permettendo di spostare in altri orari l’utilizzo del 75% dell’energia prodotta da fonte solare. In Australia questo livello è al 50%. In Europa solo al 9%. Ma la strada è tracciata. Si può fare. Non abbiamo più alibi.
Oggi il motore del fotovoltaico è rallentato da vincoli burocratici e normativi che non permettono di esprimere tutte le potenzialità. A farne le spese sono cittadini e imprese. Nell’arena del mercato però ci sono aziende sempre più preparate e attrezzate per sostenere lo sviluppo futuro. Il livello di know how e competenze è maturo come mai lo era stato negli anni precedenti.
Ci sono altri alibi da smontare?
PERSONE&PERCORSI
SMA ITALIA: ATTILIO BRAGHERI E ALESSANDRO CICOLIN NUOVI AMMINISTRATORI DELEGATI
SMA Italia, parte del Gruppo SMA Solar Technology, ha apportato delle modifiche alla composizione del suo consiglio di amministrazione. Le nomine riflettono la volontà di rafforzare ulteriormente l’assetto di governance della società, facendo leva su competenze manageriali complementari e su una consolidata conoscenza dei mercati di riferimento. In particolare, Attilio Bragheri, già vice president large scale e project solutions di SMA South & West Europe, assume la carica di amministratore delegato di SMA Italia. Il nuovo assetto gli attribuisce inoltre il ruolo di datore di lavoro, ampliandone le responsabilità nella gestione organizzativa e nella supervisione delle attività operative della filiale. Entra, inoltre, nel consiglio di amministrazione Alessandro Cicolin, già sales director home & business solutions Southern Europe. Anche a lui viene attribuita la carica di amministratore delegato. In aggiunta Pier Rodolfo Salvaneschi, country manager e head of finance South Europe, ha concluso il proprio mandato nel consiglio di amministrazione di SMA Italia, ricoperto da giugno 2024, in accordo con il supervisory board. Contestualmente, Joshua Birmingham assume la carica di presidente del consiglio di amministrazione di SMA Italia, subentrando a Marko Werner.
FV ITALIA, LA NUOVA POTENZA NEL 1Q 2026 È STABILE: ALLACCIATI 1.439 MW
TORNANO A CRESCERE LE TAGLIE COMPRESE TRA 20 E 200 KWP (+32%) E TRA 200 KWP E 1 MWP (+23%). SI CONFERMA IL PERIODO POSITIVO PER LE INSTALLAZIONI TRA 1 E 10 MW
Nei primi tre mesi del 2026 il nuovo fotovoltaico allacciato in Italia ha raggiunto 1.439 MW. Il dato è in linea con lo stesso periodo del 2025, quando in Italia erano stati allacciati 1432 MW. In calo il numero dei nuovi impianti allacciati, con una flessione del 18%. Analizzando le singole taglie, continua il calo della nuova potenza allacciata in ambito residenziale. Sono stati infatti connessi 287 MW di impianti di taglia domestica nei primi tre mesi dell’anno (-16%). Il confronto tra marzo 2026 e marzo 2025 conferma tuttavia un calo più attenuato (-7%). Bene invece le nuove installazioni di potenza compresa tra 20 e 200 kWp, che tornano a crescere con un incremento del 32% rispetto allo stesso periodo del 2025
Crescono anche le installazioni di potenza compresa tra 200 kWp e 1 MWp, che con 294 MW di nuove connessioni segnano un incremento del 23% rispetto ai primi tre mesi del 2025 e del 39% nel confronto tra marzo 2026 e marzo 2025. Ma ancora una volta, la taglia che cresce di più è quella compresa tra 1 e 10 MW. In questo caso, si segnala l’entrata in funzione di ben 161 impianti per una potenza di 482 MW (erano 340 MW a febbraio 2025). Connessi anche quattro nuovi impianti di potenza superiore ai 10 MW, per un totale di 154 MW. In questo caso, il dato è in calo perché nei primi tre mesi del 2025 erano stati connessi undici impianti per 344 MW. Complessivamente, a fine marzo 2026 si contavano in Italia 2,13 milioni di impianti fotovoltaici per una potenza totale di circa 44,9 GW.
PARAPET AFFIDA A ROXANA GUREANU IL RUOLO DI CEO
Parapet rafforza la propria struttura manageriale e accelera il percorso di crescita internazionale con la nomina di Roxana Gureanu come nuovo chief executive officer. L’annuncio arriva in un momento di forte espansione per l’EPC contractor, che nel 2026 installerà oltre 1 GW tra fotovoltaico, eolico e sistemi di accumulo in vari Paesi europei tra cui anche l’Italia.
In particolare l’azienda installerà 410 MWh di storage e circa 700 MW tra fotovoltaico ed eolico in Romania. In Germania e Italia, dove il gruppo dispone di sedi operative e coordinatori locali, sono stati contrattualizzati impianti fotovoltaici per 217 MW.
RICCARDO PRIOLO (ENERKLIMA) COORDINATORE DELLA FILIERA ENERGIA DI CDO SICILIA
Compagnia delle Opere Sicilia ha affidato a Riccardo Priolo, CEO di Enerklima, il coordinamento regionale della filiera Energia. Gestirà così il rapporto tra gli operatori e rappresenterà le istanze del settore all’interno del sistema associativo. La finalità è quella di rendere più coerente il rapporto tra esigenze delle imprese ed evoluzione del mercato.
La nomina è stata ufficializzata il 10 aprile durante l’assemblea dei soci che ha scelto il tema “L’amicizia operativa e l’intelligenza collettiva”. «La filiera energia è un sistema complesso e la Sicilia oggi si muove in una posizione favorevole, non solo per le condizioni naturali, ma per ciò che si sta costruendo attorno alle rinnovabili, dalla produzione industriale alla capacità di sviluppare tecnologia e competenze», spiega Priolo. «Il lavoro va in due direzioni: consolidare e far crescere il comparto, valorizzando anche la filiera del fotovoltaico e allo stesso tempo accompagnare le imprese, anche quelle non direttamente energetiche, in un percorso verso maggiore autonomia ed efficienza».
Trend nuova potenza FV allacciata in Italia per taglie
Aggiornamento a fine marzo 2026
Nuova potenza (MW) impianti allacciati in Italia per taglia
TERNA: NEL 2025 DESTINATI OLTRE 3,5 MILIARDI ALLE INFRASTRUTTURE
DALLA PRIMA ASTA DEL MACSE ALL’AVANZAMENTO DEL TYRRHENIAN LINK, DALL’ACQUISIZIONE DI STE ENERGY ALL’INGRESSO DI RETE 2: ECCO TUTTI GLI INVESTIMENTI DEL GRUPPO PER ACCELERARE SU INTEGRAZIONE DI RINNOVABILI, ACCUMULI E SICUREZZA
Nel 2025 il Gruppo Terna ha destinato alle infrastrutture 3,5 miliardi di euro. Questi investimenti sono in crescita del 30,6% rispetto al 2024, confermando il ruolo di questo asset come punto chiave per l’integrazione delle fonti rinnovabili e per la resilienza della rete. L’anno ha infatti segnato un passaggio cruciale per l’integrazione delle rinnovabili, ad esempio con la prima asta del Macse e l’assegnazione di 10 GWh di batterie agli ioni di litio. Sempre parlando di rinnovabili, sul fronte industriale il Gruppo ha rafforzato la propria presenza in questo settore attraverso l’acquisizione di STE Energy, attiva nella progettazione e manutenzione di impianti green, e ha ampliato il perimetro della rete nazionale con l’ingresso di Rete 2 Srl. Sempre nel 2025 i ricavi consolidati del gruppo sono saliti a 4 miliardi di
euro (+9,6%), mentre l’utile netto si attesta a 1,1 miliardi (+4,7%). Sul fronte infrastrutturale, il 2025 è stato un anno di avanzamento di grandi progetti strategici. Il Tyrrhenian Link, la dorsale che permetterà di portare la produzione elettrica da energia rinnovabile da sud a nord del Paese, ha visto il completamento della posa del primo cavo sottomarino del Ramo Est e, a inizio 2026, del primo cavo del Ramo Ovest. Progressi significativi anche sull’Adriatic Link, sul collegamento Sa.Co.I.3 e su numerosi interventi di rinforzo della rete in Sicilia, Lombardia, Toscana ed Emilia-Romagna. Terna ha proseguito anche il rinnovo degli asset esistenti anche tramite l’installazione di nuove apparecchiature fondamentali per la stabilità della rete in presenza di una quota crescente di generazione non programmabile.
SIGENERGY QUOTATA ALLA BORSA DI HONG KONG
IMMEDIATO L’INTERESSE DI FONDI E INVESTITORI INTERNAZIONALI
DA SINISTRA TONY XU, FOUNDER & CEO DI SIGENERGY E SAMUEL ZHANG, PRESIDENT & CTO E CO-FOUNDER
Sigenergy Technology lo scorso 16 aprile è stata quotata alla Borsa di Hong Kong con il codice 06656.HK. La società diventa così la prima realtà “AI + All-in-One PV Storage” ad essere quotata a Hong Kong, rafforzando il proprio ruolo nel settore dell’energia. L’offerta pubblica di Sigenergy ha ricevuto pieno sostegno da parte di investitori internazionali, tra cui il fondo Temasek e istituzioni internazionali di gestione patrimoniale quali Goldman Sachs Asset Management, UBS Asset Management e BNP Paribas Asset Management. Ha inoltre attirato importanti società di investimento come Hillhouse, CPE, Boyu Capital, Gaoyi Asset Management e Greenwoods Asset Management, oltre a fondi assicurativi tra cui Cpic e Fullgoal Fund. Fin dalla sua fondazione, Sigenergy ha focalizzato il suo business sull’innovazione di prodotto sfruttando la progettazione modulare e le tecnologie basate sull’intelligenza artificiale. Questo le ha consentito di arrivare a presidiare i settori residenziale, C&I e utility scale.
PLENITUDE: COMPLETATA L’ACQUISIZIONE DI ACEA ENERGIA
L’OPERAZIONE, GIÀ APPROVATA DALLE AUTORITÀ COMPETENTI, CONSENTE AL GRUPPO DI ACQUISIRE UN PORTAFOGLIO DI CIRCA 1,2 MILIONI DI CLIENTI, RAFFORZANDO IN MODO SIGNIFICATIVO LA PROPRIA PRESENZA NEL MERCATO RETAIL ITALIANO DELL’ENERGIA
Plenitude ha completato l’acquisizione di Acea Energia, rafforzando in questo modo la propria base clienti in Italia.
Il gruppo controllato da Eniha annunciato il perfezionamento dell’operazione che prevede l’acquisto del 100% di Acea Energia e del 50% di Umbria Energy da Acea. L’operazione, già approvata dalle autorità competenti, consente a Plenitude di acquisire un portafoglio di circa 1,2 milioni di clienti, rafforzando in modo significativo la propria presenza nel mercato retail italiano dell’energia. Restano esclusi dal perimetro i clienti elettrici vulnerabili, che continueranno a essere gestiti da Acea. Il valore complessivo dell’operazione è pari a circa 500 milioni di euro. La cifra incorpora un Enterprise Value di 448 milioni di euro, aggiornato in base al perimetro definitivo della transazione, oltre agli aggiustamenti legati alla posizione finanziaria netta al 31 dicembre 2024. Tra questi rientra anche il dividendo di circa 82 milioni di euro distribuito ad Acea. È inoltre prevista una componente variabile fino a 100 milioni di euro, subordinata alle performance operative che saranno rilevate al 30 giugno 2027. Con questa acquisizione, Plenitude consolida ulteriormente il proprio modello integrato lungo la filiera energetica, che combina produzione da fonti rinnovabili, vendita di energia e sviluppo di infrastrutture per la mobilità elettrica. A livello globale, la società è attiva in oltre 15 Paesi, con una capacità installata da rinnovabili pari a 5,8 GW, oltre 11 milioni di clienti e una rete di circa 23.000 punti di ricarica pubblici.
ITALIA SOLARE: SUPERATI I 1.500 SOCI
L’ASSOCIAZIONE HA APPROVATO IL BILANCIO 2025, CHE REGISTRA SIA UN AUMENTO DELLA BASE ASSOCIATIVA, SIA UN INCREMENTO DI UTILI E RICAVI
Mercoledì 8 aprile si è svolta a Bologna l’assemblea annuale degli associati di Italia Solare, momento centrale di confronto tra operatori, istituzioni e stakeholder del settore fotovoltaico e dei sistemi di accumulo. Nel corso dell’assemblea l’associazione ha presentato il bilancio delle attività 2025. I risultati confermano il rafforzamento del ruolo dell’associazione come principale riferimento nazionale per il fotovoltaico.
Italia Solare conta oltre 1.500 associati tra imprese, professionisti, enti pubblici e cittadini, con una struttura organizzativa sempre più solida e un’attività crescente sia sul piano tecnico che istituzionale. È stato inoltre approvato il bilancio 2025. L’associazione ha registrato un aumento sia dei ricavi sia degli utili, garantendo maggiori risorse che l’assemblea ha deciso di investire in attività di comunicazione. Nel 2025 l’associazione ha svolto diverse attività di advocacy e presidio normativo. In Parlamento, Italia Solare ha presentato osservazioni e proposte ai principali provvedimenti di settore, tra cui Testo Unico FER, decreto aree idonee, FER X transitorio e misure su autoconsumo e accumuli. Parallelamente, l’associazione ha rafforzato i servizi agli associati e le attività di formazione, informazione e coinvolgimento, con eventi, webinar e gruppi di lavoro che hanno coinvolto migliaia di operatori, consolidando il ruolo della community tecnica e industriale del fotovoltaico.
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Il sistema integra circuiti di potenza e controllo con logica elettromeccanica avanzata, garantendo massima affidabilità e continuità operativa nelle condizioni più complesse. Progettato per applicazioni dove la sicurezza del territorio è prioritaria.
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L’ANNUNCIO DELLA PARTNERSHIP
ARRIVA IN CONCOMITANZA CON IL LANCIO DEL NUOVO SISTEMA DI STORAGE ECOFLOW OCEAN 2
IBC Solar distribuirà in tutta Europa le soluzioni per il fotovoltaico e lo storage di EcoFlow attraverso la sua rete di installatori e partner. L’annuncio della partnership arriva in concomitanza con il lancio del nuovo sistema di storage EcoFlow Ocean 2. Con questo lancio, l’azienda amplia ulteriormente il proprio portafoglio prodotti e rafforza il proprio ecosistema per il solare. EcoFlow sviluppa soluzioni che integrano in modo intelligente accumulo energetico, gestione dell’energia e applicazioni per la smart home, con l’obiettivo di favorire la diffusione di sistemi energetici moderni e flessibili.
NEW TIME ACCELERA CON IL PROGETTO PEROVSKIN
DEFINITE LE TAPPE PER L’INDUSTRIALIZZAZIONE DELLA PEROVSKITE IN ITALIA
New Time SpA, azienda di Forlì attiva nella fornitura di soluzioni di design outdoor e integrazione fotovoltaica, ha tenuto un meeting strategico focalizzato sul progetto Perovskin. In occasione della due giorni l’azienda ha delineato la roadmap per portare la perovskite verso stabilizzazione e industrializzazione, rispondendo alla necessità strategica di sostituire le materie prime critiche con materiali di sintesi nati in laboratorio. Il tavolo tecnico ha visto la partecipazione di figure apicali della scienza internazionale, a partire da Silvia Colella, responsabile della sede di Bari dell’Istituto di Nanotecnologia del CNR, e Andrea Listorti dell’Università di Bari “Aldo Moro”, esponente di un dipartimento di chimica che oggi rappresenta il polo d’avanguardia italiano e uno dei centri di ricerca più rilevanti in Europa. A dare un respiro globale al confronto è stata la presenza di Miro Zeman, professore e massimo esperto nel settore, con oltre 30 anni di esperienza nella stabilizzazione della perovskite. Le sessioni operative sono iniziate il 31 marzo con una visita tecnica agli stabilimenti di Budrio e San Lazzaro (BO), dove la delegazione ha analizzato i processi di lavorazione e tempra del vetro, componenti essenziali per l’integrazione della perovskite nei materiali edilizi come vetri trasparenti e sue applicazioni. In queste sedi, l’azienda ha mostrato concretamente dove sorgeranno i futuri laboratori e dove verranno installati i macchinari, frutto di investimenti milionari, specificamente progettati per la stabilizzazione degli elementi in perovskite. La seconda giornata si è spostata presso l’headquarter di Forlì per un technical meeting serrato che ha coinvolto il team interno composto da Alex Raffoni (business developer, R&D), Christian Porisini (head of technical develpment) e Michele Caspoli (R&D, product industrialization).
SPALMA INCENTIVI: MC ENERGY
LANCIA UN SIMULATORE
GRATUITO
Conviene o non conviene aderire allo Spalma incentivi previsto dal DL Bollette? MC Energy ha sviluppato un simulatore gratuito per supportare i proprietari di impianti in questa difficile scelta. Lo Spalma incentivi bis dedicato al fotovoltaico è stato introdotto dal DL Bollette 21/2026 e riguarda i proprietari di impianti fotovoltaici in Conto Energia. Si tratta quindi di un’opzione da valutare per aumentare il valore dell’impianto. «È un cambiamento importante rispetto al passato, che apre nuove opportunità ma rende anche la decisione più complessa» spiega Michele Mencarelli, Ceo di MC Energy. «Escludere questa opzione a priori, per timore o scetticismo, può significare perdere un potenziale vantaggio economico. Al contrario, valutarla senza un’analisi concreta espone al rischio di decisioni non ottimali». Il simulatore sviluppato da MC Energy consente di confrontare rapidamente gli scenari disponibili e individuare la soluzione più vantaggiosa attraverso un’analisi economica personalizzata basata sui dati reali dell’impianto. La convenienza varia caso per caso e dipende da diversi fattori: tariffa incentivante; anni residui di incentivo; produzione reale dell’impianto; autoconsumo e vendita dell’energia; costi di gestione e possibili interventi di revamping. «Anche impianti simili possono generare risultati molto diversi» spiega Claudio Conti, direttore generale di MC Energy, «per questo è fondamentale effettuare un’analisi con il simulatore di MC Energy. Infatti non si tratta di un semplice calcolo, ma di un vero supporto decisionale che permette di confrontare in modo chiaro i tre scenari previsti, visualizzare l’impatto economico nel tempo e prendere decisioni consapevoli e strategiche».
SOLARITALY 2026: L’EVENTO DI NETWORKING PER IL FOTOVOLTAICO TORNA A
FIRENZE IL 24 SETTEMBRE
Il 24 settembre 2026 torna l’evento di networking per il fotovoltaico SolarItaly. La quarta edizione si sposta a Firenze, dopo aver fatto tappa a Napoli nel 2025 e vedrà la partecipazione dei principali player del settore e delle istituzioni legate al settore dell’energia solare. Il convegno metterà a tema gli argomenti più caldi che riguardano il mercato del fotovoltaico, tra cui sicuramente lo sviluppo dei Bess e gli aggiornamenti normativi, a cui si aggiungerà anche un affondo sull’emergente settore dell’e-mobility. I promotori sono anche quest’anno Wattkraft Italia e Higeco More. «Dopo il successo delle passate edizioni, SolarItaly si prepara al grande ritorno nel 2026 con una formula rinnovata, progettata per mettere al centro il confronto e le sinergie tra i veri leader del settore in Italia», spiega Giovanbattista Napolitano di Wattkraft. «I lavori sono già iniziati per rendere questo appuntamento il punto di riferimento dell’anno». Wattkraft ha annunciato che ci saranno diverse novità, a partire dalle sponsorship e dalla nuova edizione di Solar Star of Italy, riconoscimento che celebra le personalità più autorevoli e apprezzate del fotovoltaico italiano. Lo scorso anno, il riconoscimento è stato conferito a Mauro Moroni, fondatore di Moroni & Partners e Kaizen Invest Holding. Nei prossimi giorni, l’azienda svelerà le principali novità per la prossima edizione.
Energia Italia SpA, distributore specializzato per il fotovoltaico del Gruppo Marigliano, diventa Gold Partner di Huawei Digital Power Italia. I Gold Partner Huawei si distinguono per le competenze nelle attività di prevendita e per la qualità del supporto post-vendita per inverter e soluzioni di accumulo dal residenziale al C&I. Nello specifico, per l’ambito Digital Power di Huawei, la partnership ha competenza sul ramo inverter e soluzioni di accumulo per la transizione energetica. Inoltre il programma Gold Partner assicura supporto tecnico personalizzato e avanzato al cliente da parte del partner di distribuzione con l’obiettivo di creare un ecosistema aperto e collaborativo. «Lo status di Gold Partner arriva grazie alla nostra attenzione per l’assistenza pre e post vendita, per la competenza del supporto commerciale ai clienti e l’attenzione per la formazione continua, qualità che vengono premiate dalle politiche Huawei», dichiara Giuseppe Maltese, direttore operativo di Energia Italia SpA. «Oltre che motivo di enorme orgoglio, accrescere la nostra partnership con Huawei e diventare Gold Partner era per noi un passaggio naturale imprescindibile, nel percorso di crescita che stiamo facendo dopo l’acquisizione da parte del gruppo Marigliano».
Inquadra il QR Code o clicca sopra e accedi al simulatore
FOTO DI GRUPPO
TEAM ENERGIA ITALIA
HUAWEI DIGITAL POWER
Pannello fotovoltaico integrato nel tetto.
La gamma Wevolt offre coperture fotovoltaiche che uniscono efficienza e design, sostituendo tegole o coppi. Con finiture eleganti e l’innovativo colore terracotta, Wevolt X-Roof trasforma i sistemi fotovoltaici in elementi architettonici di pregio.
DMEGC SOLAR: DISPONIBILI I NUOVI MODULI GREENHOUSE CON CELLE G12RT
SISTEMI PER LE COPERTURE
Dmegc Solar ha modificato la gamma di moduli Greenhouse rendendola disponibile con la cella G12RT. Si tratta di un importante passo avanti nello sviluppo di soluzioni fotovoltaiche dedicate alle applicazioni agrivoltaiche e su serre. I moduli Greenhouse, già implementati in numerosi progetti agricoli e orticolturali, erano precedentemente basati sulla tecnologia delle celle M10RT. Con l’introduzione delle celle G12RT, migliorano le prestazioni senza compromettere le caratteristiche essenziali richieste per l’uso agricolo e orticolturale. Questa evoluzione offre maggiore potenza per modulo, migliore compatibilità con le moderne architetture elettriche, continuità industriale e tecnologica con il resto del portafoglio di moduli di Dmegc Solar. In particolare i pannelli sono caratterizzati da tecnologia bifacciale di tipo N, struttura vetro-vetro adatta agli ambienti agricoli, elevata resistenza meccanica compatibile con le esigenze climatiche e strutturali delle serre, architetture elettriche differenziate in base ai livelli di potenza che facilitano la gestione dell’ombreggiamento parziale inerente alle strutture delle serre.
La gamma Greenhouse G12RT ha una trasparenza dal 2% al 50%, consentendo agli utenti di regolare con precisione l’equilibrio tra i requisiti agronomici di luce e gli obiettivi di produzione elettrica. La trasparenza non è più fine a sè stessa, ma diventa un parametro di progettazione regolabile in base al tipo di coltura, al clima, alla struttura della serra e agli obiettivi dell’operatore.
K2 SYSTEMS: AL VIA IL VIDEO PODCAST “TALK2PV”; PRIMO EPISODIO CON PAOLO ROCCO VISCONTINI (ITALIA SOLARE)
Con il mese di aprile prende il via un nuovo servizio che K2 Systems ha ideato per fornire ancora più supporto ai propri partner. Si tratta del video podcast “TalK2PV”, che nasce con l’intento di affrontare le tematiche più calde del mercato del fotovoltaico in Italia con il coinvolgimento di un panel di esperti del settore.
Nella prima puntata, K2 Systems ha intervistato Paolo Rocco Viscontini, presidente di Italia Solare. Viscontini ha raccontato il suo approccio al mondo del fotovoltaico, la nascita dell’associazione e gli obiettivi per i prossimi mesi. Nei video podcast saranno coinvolti produttori di moduli, inverter, sistemi di montaggio, distributori, associazioni, tecnici, esperti, che faranno il punto su tecnologia, normativa, mercato. “La prima edizione del video podcast, che durerà circa un anno, per una puntata al mese, intende informare e aggiornare i partner di K2 Systems”, si legge in una nota dell’azienda. “Non solo: vuole dare spazio anche alle esperienze e alle storie di chi ha contribuito alla crescita di questo mercato”.
DA SOLAR FABRIK IL NUOVO MODULO COLORATO MONO S4 HALFCUT CHROMA ORANGE
Solar Fabrik lancia il nuovo modulo colorato Mono S4 Halfcut Chroma Orange. La combinazione di colori rosso-marrone, simile a RAL 8004, è stata sviluppata appositamente per l’uso su classici tetti in tegole rosse e consente un’integrazione armoniosa nei centri storici e negli edifici sottoposti a tutela dei beni culturali. In questo modo, Solar Fabrik sta aprendo nuove aree di applicazione nel segmento dei progetti di moduli speciali.
Il pannello è dotato di 96 celle half cut N-Type TOPcon, raggiunge una potenza di 400 Wp e un’effi cienza del 20,02%. La struttura a doppio vetro garantisce stabilità mecca nica e una resistenza elevata agli agenti atmosferici. Allo stesso tempo offre un ulteriore vantaggio di sicurezza: in caso di incendio, il vetro non contribuisce alla propagazione delle fiamme, aspetto partico larmente importante per la tutela dei monumenti storici.
La colorazione terracotta si ottiene colorando il vetro anteriore. Il rivestimento in vetro opaco è inoltre dotato di uno strato antiriflesso, che riduce l’abbagliamen to e aumenta l’efficienza allo stesso tempo. Con dimensioni di 1.762 x 1.134 x 30 millimetri, il modulo può essere integrato in modo flessibile in diverse strutture del tetto.
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Efficienza & Innovazione: ARRIVA LA NUOVA HUAWEI LUNA2000 C&I da 241 kWh
È una piattaforma energetica intelligente, pensata per aumentare l’autoconsumo, ridurre i costi operativi e supportare la stabilità della rete.
Capacità evoluta
Grazie alle nuove celle LFP da 314 Ah, la capacità nominale sale a 241 kWh, offrendo +12% di energia nello stesso ingombro rispetto alla generazione precedente.
Raffreddamento ibrido
Sistema intelligente air + liquid cooling per massimizzare efficienza e durata delle batterie, con un rendimento fino al 91,3%
• Monitoraggio a livello di singola cella con analisi AI in tempo reale
• Barriera anti ossigeno su ogni battery pack
• Sfiato superiore intelligente per eventi estremi Sicurezza multilivello
Architettura Grid Forming
Non solo accumulo: il sistema contribuisce attivamente alla stabilità elettrica , supportando la rete.
Cabinet compatto (2100 × 1150 × 1800 mm) e architettura modulare, per configurazioni scalabili fino a quasi 5 MWh
Un investimento solido per chi punta su efficienza, resilienza e futuro energetico.
HUAWEI: È PARTITO IL FUSIONSOLAR ROADSHOW 2026
È partita a fine marzo la quinta edizione del Huawei FusionSolar Roadshow organizzato da Huawei Digital Power. Fino a dicembre, l’iniziativa itinerante attraverserà l’Italia con l’obiettivo di avvicinare installatori, partner e clienti finali alle soluzioni per l’energia intelligente.
Il Roadshow si svilupperà attraverso l’utilizzo di due truck espositivi, uno dedicato al segmento residenziale e uno alle soluzioni C&I.
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In particolare per il mercato residenziale, sul truck sarà esposta la soluzione Huawei FusionSolar per la gestione energetica domestica e la ricarica dei veicoli elettrici. In particolare saranno presentati il sistema di accumulo Luna2000-S1, aggiornato con moduli da 5 kWh per una maggiore flessibilità, e il nuovo ottimizzatore Merc-600W-PA0.
Invece il truck C&I mostrerà una soluzione che combina fotovoltaico, accumulo ed EV Charging dove il protagonista è il sistema di accumulo a raffreddamento ibrido disponibile nelle capacità da 107, 161 e 241 kWh. In esposizione anche gli inverter SUN2000 ad alta potenza e le power unit per la gestione e distribuzione dell’energia.
EXIDE TECHNOLOGIES ENTRA NEL CONSORZIO ERP ITALIA PER LA GESTIONE DEL FINE VITA DELLE BATTERIE
Exide Technologies, produttore di soluzioni di accumulo per applicazioni automotive e industriali, è entrato a far parte del Consorzio ERP Italia. L’obiettivo è quello di garantire una gestione efficace, conforme e sostenibile del fine vita delle batterie immesse sul mercato.
Così dal 1° aprile Exide Technologies e il Consorzio ERP Italia stanno studiando un modello operativo che copra l’intera filiera in un quadro normativo in evoluzione, anche alla luce dei nuovi requisiti di tracciabilità e degli strumenti di sistema, come il Registro Nazionale dei Produttori. Saranno nello specifico definiti processi chiari per la raccolta, il trattamento e il riciclo responsabili delle batterie. L’accordo tra Exide e ERP Italia punta a semplificare le operazioni per i produttori, garantire il rispetto delle normative e assicurare che le materie di valore rientrino nel ciclo produttivo.
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• Bilancio energetico
• Limitazione della Potenza Attiva, Reattiva e cos phi al Pdc
• Gestione energia in base all’ autoconsumo
• Compatibile con delibera ARERA 385/2025 (PF1, PF2, PF3)
• Certificazione ISO/IEC 27001
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DA GROWATT IL NUOVO SISTEMA DI ACCUMULO AC-COUPLED AURA 5000 PER INTERVENTI IN RETROFIT
Growatt presenta il nuovo sistema di accumulo portatile con architettura AC-coupled Aura 5000, progettato per l’integrazione in retrofit su impianti fotovoltaici esistenti senza modifiche lato DC. Ha una capacità di accumulo fino a 5 kWh e una potenza in uscita fino a 2,5 kW. Consente di impilare due unità e supporta la connessione in parallelo fino a quattro unità per una capacità massima di 20 kWh.
Inoltre la sua progettazione plug & play permette di ridurre i tempi operativi, essendo sufficiente collegare il sistema di accumulo a un micro inverter.
Aura 5000 offre sia la configurazione grid-connected sia quella off-grid (fino a 2,5 kW). Grazie a questa versatilità può essere utilizzato anche in contesti mobili e temporanei come camper, food truck, chioschi e attività itineranti oppure si può utilizzare lo stesso dispositivo in più abitazioni.
Il nuovo sistema di accumulo di Growatt integra un EMS proprietario basato su intelligenza artificiale in grado di ottimizzare i flussi energetici, utilizzando logiche di peak shaving per massimizzare autoconsumo e riduzione dei costi in bolletta. Infine consente la gestione bidirezionale carica/scarica, offre l’integrazione con smart meter per monitoraggio locale e un backup EPS con tempo di intervento <20 ms. Aura 5000 è progettato per installazioni indoor e outdoor (IP66) e opera in un range termico da -20°C a +60°C, con avviamento a freddo fino a -30°C.
OMNIA SOLAR PRESENTA I NUOVI MODULI IRIDE BIPV
Omnia Solar ha lanciato la nuova gamma di moduli Iride Bipv, pensata per integrare l’energia solare direttamente nel progetto architettonico. Si tratta di prodotti tecnologicamente all’avanguardia che garantiscono elevate prestazioni nel tempo grazie alla configurazione half cell con tecnologia Perc e saldature fino a 11 busbar.
Iride Bipv è una linea di moduli pensati per diventare a tutti gli effetti un elemento costruttivo dell’edificio, grazie al quale facciate, coperture, superfici vetrate e parapetti si trasformano in componenti attivi, in grado di produrre energia e definire al tempo stesso l’identità estetica dell’architettura.
La gamma è progettata per offrire flessibilità ai progettisti, con soluzioni su misura, ampia scelta di colori e finiture e diversi livelli di trasparenza, per un controllo ottimale della luce naturale.
I pannelli fotovoltaici colorati della linea Iride sono garantiti fino a 40 anni sul prodotto, con power output superiore al 84,9% ancora dopo 30 anni.
FIOCCO ROSA IN REDAZIONE
È arrivata una bellissima notizia che vogliamo condividere con tutti i lettori di Solare B2B: il nostro collega Michele Lopriore è diventato papà di una splendida bimba di nome Marta. A Michele e alla moglie Elisabetta vanno le più affettuose congratulazioni e un caloroso benvenuto alla piccola Marta, con l’augurio di una vita “solare”, ricca di gioia e serenità.
SORGENIA ED ESAPRO COSTRUIRANNO 8 IMPIANTI FV
DA 38 MWP PER RAI WAY SPA
Rai Way SpA, operatore delle reti di trasmissione e diffusione radiotelevisiva che veicolano i segnali di Rai, ha sottoscritto due accordi con Sorgenia Green Solutions ed Esapro. Oggetto della partnership è la realizzazione di 8 impianti fotovoltaici per una potenza totale pari a 38,6 MWp. I progetti saranno realizzati da Sorgenia Green Solutions ed Esapro, due realtà di riferimento nel panorama nazionale per competenze ingegneristiche, capacità realizzativa e track record nel settore delle rinnovabili. Attualmente, è stata avviata la progettazione esecutiva per tre dei quattro siti già autorizzati, per circa 12,5 MWp. Le restanti autorizzazioni sono attese entro la fine del primo trimestre 2027. Gli 8 impianti fotovoltaici saranno realizzati a Milano (due siti da 5,2 MWp e da 6,6 MWp), Cuneo (2,0 MWp), Rimini (7,6 MWp), Terni (ca. 1,4 MWp), Roma (due siti da ca. 9,0 MWp e 5,5 MWp), Lecce (1,6 MWp).
DAL FRIULI-VENEZIA GIULIA 500.000 EURO
PER IMPIANTI FV NELLE IMPRESE AGRICOLE
IL BANDO INDETTO DALLA REGIONE È VOLTO A FAVORIRE LA REALIZZAZIONE DI INSTALLAZIONI SOLARI CON POTENZA COMPRESA TRA 20 E 130 KWP SULLE COPERTURE
DI FABBRICATI E MANUFATTI RURALI. L’AGEVOLAZIONE CONSISTE IN UN CONTRIBUTO A FONDO PERDUTO CHE COPRE IL 40% DELLE SPESE AMMISSIBILI. È POSSIBILE PRESENTARE DOMANDA FINO AL 31 MAGGIO
La Regione Friuli-Venezia Giulia ha pubblicato un nuovo bando destinato alle imprese agricole per sostenere la realizzazione di impianti fotovoltaici sulle coperture di fabbricati e manufatti rurali. La misura mira a favorire la produzione di energia rinnovabile nel settore della produzione primaria agricola, contribuendo alla riduzione delle emissioni climalteranti e al rafforzamento della resilienza energetica delle aziende del territorio. L’iniziativa si inserisce nel quadro delle politiche regionali di transizione energetica e promuove l’utilizzo delle superfici edilizie esistenti per la produzione di energia da fonte solare attraverso l’installazione di impianti fotovoltaici. Beneficiari e ambito di intervento Il bando è rivolto alle micro, piccole e medie imprese attive nella produzione primaria di prodotti agricoli con unità operativa in Friuli-Venezia Giulia. Le aziende devono essere titolari o avere la disponibilità dei fabbricati o dei manufatti rurali sui quali verrà installato l’impianto fotovoltaico e disporre del fascicolo aziendale elettronico validato. È inoltre richiesto che l’impianto sia collegato alla rete elettrica tramite almeno un punto di prelievo (POD) intestato all’impresa beneficiaria oppure che l’azienda si impegni a richiederne uno ai fini della realizzazione dell’intervento.
CARATTERISTICHE DEGLI IMPIANTI
Sono finanziabili interventi di nuova realizzazione di impianti fotovoltaici installati su fabbricati o manufatti rurali situati nel territorio regionale. Gli impianti devono avere una potenza complessiva compresa tra 20 kWp e 130 kWp. Nel caso in cui l’azienda realizzi più impianti, questi possono essere installati anche su edifici collocati in mappali catastali differenti, purché nella disponibilità dell’impresa per almeno cinque anni dalla presentazione della domanda.
SPESE AMMISSIBILI
Tra le spese finanziabili rientrano l’acquisto e la posa in opera degli impianti fotovoltaici, gli oneri di connessione alla rete elettrica e i sistemi di sicurezza per i lavori in copertura, come linee vita e dispositivi anticaduta. Il bando prevede inoltre il finanziamento di interventi sulle coperture dei fabbricati rurali, come il rifacimento e lo smaltimento di coperture in amianto o fibrocemento e la sovracopertura delle coperture esistenti in fibrocemento, interventi spesso necessari per consentire l’installazione dei moduli. Sono ammesse anche le spese tecniche relative alla progettazione e alla gestione delle pratiche urbanistico-edilizie e di connessione alla rete elettrica, oltre agli oneri assicurativi per eventuali danni agli impianti causati da eventi atmosferici avversi. Non sono invece finanziabili sistemi di accumulo.
INTENSITÀ DELL’AGEVOLAZIONE
L’agevolazione consiste in un contributo a fondo perduto concesso ai sensi del regime di “de minimis”. Il contributo copre il 40% delle spese ammissibili relative agli impianti fotovoltaici, agli oneri di
Il bando in pillole
Dotazione finanziaria complessiva: 500.000 euro per l’anno 2026
Presentazione domande: Tramite posta elettronica certificata fino al 31 maggio 2026
Requisiti di accesso: Le aziende devono essere titolari o avere la disponibilità dei fabbricati o dei manufatti rurali e disporre del fascicolo aziendale elettronico validato. L’impianto deve essere collegato alla rete elettrica tramite un POD intestato all’impresa
Forma agevolazione: Contributo a fondo perduto sulla nuova realizzazione di impianti fotovoltaici installati su fabbricati o manufatti rurali situati nel territorio regionale. Gli impianti devono avere una potenza complessiva compresa tra 20 kWp e 130 kWp
Importo agevolazione: Contributo a fondo perduto fino al 40% delle spese ammissibili relative agli impianti fotovoltaici, agli oneri di connessione alla rete, ai sistemi di sicurezza e alle spese tecniche. Per gli interventi sulle coperture, l’intensità dell’aiuto può arrivare al 100% delle spese ammesse
Spese ammissibili: L’acquisto e la posa in opera degli impianti fotovoltaici, gli oneri di connessione alla rete elettrica e i sistemi di sicurezza per i lavori in copertura, come linee vita e dispositivi anticaduta; le spese tecniche; gli interventi sulle coperture dei fabbricati rurali, come il rifacimento e lo smaltimento di coperture in amianto o fibrocemento
Per maggiori informazioni gli esperti di Muffin sono a disposizione inquadrando il QR code A chi si rivolge: Micro, piccole e medie imprese attive nella produzione primaria di prodotti agricoli con unità operativa in Friuli-Venezia Giulia
SolareB2B ha avviato una collaborazione con Muffin, un’azienda specializzata nella gestione del ciclo completo di finanza agevolata. Muffin supporta aziende e consulenti a cercare, ottenere e rendicontare bandi di finanza agevolata attraverso una piattaforma digitale ed una rete di oltre 200 consulenti certificati. (www.getmuffin.io).
connessione alla rete, ai sistemi di sicurezza e alle spese tecniche. Per gli interventi sulle coperture, invece, l’intensità dell’aiuto può arrivare al 100% delle spese ammesse, in particolare per il rifacimento e lo smaltimento delle coperture contenenti amianto o fibrocemento. La spesa ammissibile per gli impianti è determinata tramite massimali unitari compresi tra 1.100 e 1.500 euro per kWp, in funzione della potenza dell’impianto e dell’eventuale realizzazione della cabina elettrica. Per quanto riguarda gli interventi sulle coperture, i costi ammissibili sono definiti fino a 70 euro al metro quadro per le coperture in amianto e fino a 60 euro
al metro quadro per quelle in fibrocemento, mentre la sovracopertura delle coperture esistenti in fibrocemento è riconosciuta fino a 40 euro al metro quadro.
APERTURA DELLO SPORTELLO
La dotazione finanziaria complessiva del bando è pari a 500.000 euro per l’anno 2026. Le domande di contributo potranno essere presentate tramite posta elettronica certificata dall’11 marzo 2026 al 31 maggio 2026. La procedura di selezione avverrà a sportello, con valutazione delle domande secondo l’ordine cronologico di presentazione fino ad esaurimento delle risorse disponibili.
A CURA DI MUFFIN
CEO DI SAEM
SAEM È IMPEGNATA DA OLTRE
20 ANNI NELLA PROGETTAZIONE, INSTALLAZIONE E MANUTENZIONE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI DI TUTTE LE TAGLIE, CON UNA CAPACITÀ CUMULATA DI OLTRE
500 MW IN ITALIA. NEGLI ULTIMI
MESI IL GRUPPO HA DECISO DI SPOSTARSI MAGGIORMENTE
VERSO CLIENTI ENERGIVORI, AI QUALI PROPONE LA REALIZZAZIONE DI COPERTURE
FOTOVOLTAICHE DI GROSSA
TAGLIA, CON FORMULE TRA CUI PPA E CER. «SIAMO SPECIALIZZATI
NELLA FORNITURA DI IMPIANTI CHIAVI IN MANO SU GROSSE SUPERFICI», DICHIARA ANGELO COLONNA, CEO DELL’AZIENDA. «L’OPPORTUNITÀ PRINCIPALE È LA TRANSIZIONE ENERGETICA PER LE IMPRESE GRAZIE AI CRITERI
ESG, ANCHE SE AUTORIZZAZIONI E CONGESTIONE DELLA RETE RESTANO I PRINCIPALI NODI»
DA INSTALLATORI LOCALI A EPC PER IL CENTRO-SUD ITALIA
Oltre 500 MW di potenza fotovoltaica installata in Italia e 290 MW in manutenzione.
Sono i numeri di un’azienda attiva in Italia dai primi anni del 2000 che si sta trasformando da installatore locale a EPC. Saem, con sede ad Altamura, in provincia di Bari, grazie alla storicità, ad accordi con primari partner tecnologici del solare e alla filiera integrata interna si sta spostando da tempo dai piccoli impianti su tetto a installazioni di grossa taglia. Oggi gli impianti di taglia industriale rappresentano circa l'80% del suo fatturato. E per l’anno in corso, l’azienda punterà tanto su clienti energivori, in particolare il manifatturiero, metalmeccanico e l’agroalimentare.
«Il nostro target sono gli energivori. L'alto costo delle bollette e la necessità di indipendenza energetica delle imprese restano ancora i driver principali nella proposta al cliente finale»
«Il 2026 si sta confermando un anno di crescita solida, capitalizzando l’onda degli investimenti Pnrr e la stabilità dei prezzi dei componenti», dichiara Angelo Colonna, CEO di Saem. «Dopo aver chiuso il 2025 con oltre 20 milioni di euro di fatturato, l’obiettivo per il 2026 è un consolidamento con una crescita a doppia cifra, puntando a superare i 40 milioni di euro grazie ai grandi impianti industriali».
Quali sono le opportunità all’orizzonte e quali le criticità che state incontrando?
«L’opportunità principale è la transizione energetica obbligata per le imprese (ESG). La criticità maggiore resta la burocrazia autorizzativa e la congestione delle reti di distribuzione che rallenta gli allacci».
Quali sono le priorità strategiche della vostra azienda nel mercato fotovoltaico?
«Puntare sulla qualità dei componenti, come ad esempio moduli ad altissima efficienza, strutture solide e affidabili, integrazioni con BESS e sulla digitalizzazione degli impianti per il monitoraggio predittivo». Come sta evolvendo il vostro posizionamento nel contesto del solare in Italia?
«Saem si sta trasformando da installatore locale a EPC Contractor di riferimento per il Centro-Sud Italia, specializzandosi in soluzioni chiavi in mano per grandi superfici».
In che modo i cambiamenti normativi e gli incentivi stanno influenzando le vostre scelte strategiche?
«I cambiamenti normativi stanno trasformando l'installatore in un consulente tecnologico e finanziario. La strategia si è spostata dai bonus edilizi all'autoconsumo aziendale grazie al Piano Transizione 5.0 e alle comunità energetiche. Il focus non è più solo il pannello, ma l'integrazione di sistemi di monitoraggio, gestione delle pratiche GSE e soluzioni certificate per garantire ai clienti l'accesso sicuro ai nuovi crediti d'imposta». Quali sono oggi i principali driver di crescita nel vostro business?
«L'alto costo dell'energia di rete e la necessità di indipendenza energetica delle imprese restano ancora i driver principali nella proposta al cliente finale». Qual è la vostra visione sul futuro del fotovoltaico in Italia nei prossimi anni?
«Un mercato dove il fotovoltaico non è più solo sui tetti, ma integrato in sistemi di autoconsumo collettivo e micro-reti intelligenti». Saem è particolarmente attiva nello sviluppo di impianti per i segmenti C&I e industriale. Quanto pesano oggi questi segmenti sul vostro fatturato?
«Il segmento industriale rappresenta oggi circa l'80% del fatturato di Saem. È il vero cuore pulsante del business».
ANGELO COLONNA,
La scheda
Ragione sociale: Saem Energie Alternative SRL a socio unico
Indirizzo sede: STR. 157 La Mena SNC 70022
Altamura (BA)
Numero dipendenti: 54
Attività di Saem in Italia: installazione di impianti fotovoltaici di taglia residenziale, industriale e utility scale, revamping & repowering, manutenzione, O&M
Capacità fotovoltaica installata cumulata in Italia nel 2025 (in MW): 20 MW
Capacità fotovoltaica installata cumulata del gruppo in Italia: 500 MW
Impianti installati e connessi: 3200
Partner tecnologici: Longi, JA Solar, Sunpower, Huawei, ZCS, Contact Italia, Secsun, SMA, SolarEdge, Trina Solar
Target di riferimento: industrie energivore del settore manifatturiero, metalmeccanico e agroalimentare
Fatturato 2025: oltre 20 milioni
Previsioni fatturato 2026: 40 milioni
Quali sono le principali esigenze delle aziende che investono in impianti fotovoltaici?
«Certezza dei tempi di rientro dell'investimento, disponibilità dell’impianto e continuità operativa dell’azienda che lo ha realizzato».
Quali settori industriali stanno mostrando maggiore interesse?
«I settori industriali che mostrano il maggiore interesse per il fotovoltaico nel 2026 sono quelli definiti "energivori", ovvero con processi produttivi che richiedono grandi quantità di energia elettrica, soprattutto durante le ore diurne. In particolare, il manifatturiero e metalmeccanico e il settore agroalimentare».
Quali sono le principali barriere che le imprese incontrano nell’adozione del fotovoltaico?
«L'iter autorizzativo resta complesso e i tempi per l'allaccio alla rete elettrica da parte dei distributori possono richiedere molti mesi, ritardando il rientro dell'investimento».
Che ruolo giocano strumenti come PPA, autoconsumo e comunità energetiche nel segmento industriale?
«I Power Purchase Agreement permettono alle aziende di avere prezzi dell'energia bloccati a lungo termine; le comunità energetiche, invece, sono lo strumento per valorizzare l'energia in eccesso condividendola con il territorio dando beneficio ai consumer e tempi di rientro più rapidi ai producer». Le comunità energetiche stanno assumendo un ruolo sempre più centrale. Qual è il vostro impegno su questo fronte?
«Le comunità energetiche rinnovabili rappresentano un’evoluzione naturale del fotovoltaico verso un modello più sostenibile e condiviso. Il progetto nasce dalla collaborazione tra il Gruppo Eredi Maggi, attraverso la società Saem, e BE CER, tra le prime realtà riconosciute in Italia nel settore. Cuore dell’iniziativa è un impianto fotovoltaico da 1 MW già operativo sul territorio, che produce energia rinnovabile condivisa tra cittadini e imprese locali».
Quali sono i vantaggi?
«Il sistema consente di generare un incentivo economico per ogni kWh condiviso, creando valore per l’intera comunità. Si tratta di un modello innovativo che non richiede investimenti né modifiche alle forniture, ma introduce una nuova logica: la condivisione dell’energia su base territoriale. In questo contesto, Saem e il Gruppo Eredi Maggi si affermano come promotori di un ecosistema energetico più efficiente, sostenibile e partecipato. Il primo impianto è stato realizzato ad Altamura, sede legale dell’azienda, a conferma del forte lega-
me con il territorio e della volontà di contribuire concretamente alla sua crescita».
Entrando nel merito di Saem, può presentarci brevemente la vostra azienda e il vostro core business?
«Il nostro core business è la progettazione e realizzazione di impianti fotovoltaici di taglia residenziale, industriale, utility scale e la fornitura di servizi di manutenzione avanzata».
Quali sono le principali linee di prodotto o servizio che offrite nel fotovoltaico?
«Forniamo impianti chiavi in mano, sistemi di accumulo industriali, stazioni di ricarica EV e servizi di ammodernamento di vecchi impianti». Come si struttura la vostra filiera?
«La nostra è una filiera interna e integrata. Saem gestisce tutto: dallo studio di fattibilità tecnico-eco-
nomica alla gestione burocratica, fino al montaggio e all’O&M».
Come supportate i clienti nel post-vendita e nella gestione degli impianti?
«Supportiamo i nostri clienti in particolar modo con due sale di monitoraggio da remoto 24/7 dalla sede centrale per intervenire tempestivamente in caso di cali di produzione».
Guardando infine al team, come siete strutturati in Italia in termini di dipendenti e sedi?
«La sede storica e operativa è ad Altamura, in provincia di Bari. Il team conta circa 54 dipendenti, tra ingegneri, progettisti e squadre tecniche specializzate, oltre circa 100 installatori a cui attingiamo quando necessario, operando su tutto il territorio nazionale con un focus particolare sul Mezzogiorno».
«La nostra struttura è verticale. Saem gestisce tutto: dallo studio di fattibilità tecnico-economica alla gestione burocratica, fino all’installazione e alla gestione degli impianti con contratti O&M»
SVEGLIAMO IL GIGANTE C&I
Il segmento del fotovoltaico C&I dovrebbe essere uno dei principali motori della transizione energetica italiana. Le imprese non mancano di sottolineare la drammatica necessità di ridurre il costo dell’energia per aumentare la competitività nel mercato globale. Si sta inoltre assistendo a una accelerazione della tecnologia che offre maggiori opportunità rispetto al passato, considerando soprattutto i grandi vantaggi che possono arrivare dall’integrazione tra fotovoltaico e Bess, e le crescenti performance di tutti i dispositivi coinvolti. Eppure, nonostante queste condizioni favorevoli, il mercato C&I nell’ultimo anno ha mostrato un andamento sostanzialmente piatto e inferiore alle aspettative. Per affrontare questi aspetti, SolareB2B ha organizzato una tavola rotonda a porte chiuse che si è tenuta lo scorso 1° aprile presso la sede della redazione a Giussano, in provincia di Monza e Brianza. Alla tavola rotonda hanno partecipato 11 figure di primo piano del mercato fotovoltaico italiano in rappresentanza di produttori, distributori, società di installazione e associazioni: Alessandra Astolfi (Group exhibition manager di International Exhibition Group), Andrea Brumgnach (vicepresidente di Italia Solare e CEO di Neyen), Giovanni Canzano (senior sales manager di SAJ), Andrea Da Re (direttore commerciale di Contact Italia), Luca Demattè (Ceo di Esaving), Massimo Marengo (titolare di Albasolar e referente nazionale per l’energia di Confapi), Valerio Natalizia (Ceo di Eco The Photovoltaic Group), Gianluigi Riva (sales director di Longi), Elia Sartelli (business development manager C&I di Senec), Demis Tamburini (director smart PV Italy di Huawei) e Giorgio Zaupa (chief strategy officer di C2 System). Ecco una sintesi del dibattito.
Davide Bartesaghi (SolareB2B): «Nel nostro Paese, la bolletta dell’energia elettrica rappresenta il 25% dei costi fissi di un’azienda. Questo dato è fondamentale per comprendere quanto rilevante possa essere il segmento C&I per il mercato fotovoltaico. Quali sono quindi gli ostacoli al decollo del solare in questo am-
LE IMPRESE ITALIANE HANNO BISOGNO DI ENERGIA A BASSO COSTO, MA IL FOTOVOLTAICO INDUSTRIALE VIAGGIA
A RILENTO. TRA I PRINCIPALI OSTACOLI CI SONO QUELLI NORMATIVI, CHE SI SOMMANO A UNA CULTURA LACUNOSA E PER CERTI VERSI PREGIUDIZIEVOLE. TANTI SONO QUINDI GLI SPAZI DI MANOVRA PER GLI OPERATORI DEL MERCATO, CHE POSSONO DAVVERO CONTRIBUIRE A FAR DECOLLARE UN SEGMENTO ESSENZIALE PER LA DIFFUSIONE DEL SOLARE. NE ABBIAMO PARLATO IN UNA TAVOLA ROTONDA CON 11 RAPPRESENTANTI DI VARI ANELLI DELLA FILIERA
bito e in che modo il settore può affrontare queste criticità mettendo le basi per una ripartenza su basi più solide e con modelli di business più innovativi?» Gianluigi Riva (Longi): «Ci sono sicuramente dei fattori che ostacolano la diffusione del fotovoltaico in ambito C&I a partire dall’attesismo all'incentivo. Sono tanti gli imprenditori che rimandano l’investimento nel fotovoltaico in attesa di un incentivo ma se poi quest’ultimo non soddisfa alcune loro aspettative, sono disposti a rimandare ulteriormente. Questo evidenzia come la valutazione spesso non viene fatta tenendo in considerazione l’effettivo beneficio conseguente a un’autoproduzione di energia elettrica, che è garantito al di là degli incentivi. Un altro aspetto ostacolante è la burocrazia. Ci sono stati degli snellimenti nell’iter burocratico ma quando si tratta di grandi impianti che richiedono valutazioni di vincoli oppure ad esempio potenziamenti di cabine, in questi casi l’iter è molto farraginoso. Si evidenzia un altro limite che è culturale, l’imprenditore oggi vede il fotovoltaico ancora come un co-
sto. È necessario far capire che investire nel solare significa garantire dei costi fissi sull’energia elettrica per gli anni a venire. In questo senso, noi operatori del mercato dovremmo modificare il nostro messaggio mostrando come il fotovoltaico consenta una gestione energetica strategica che aumenta la competitività delle imprese. Dobbiamo non solo saper parlare dei prodotti che offriamo, del payback e del ritorno all'investimento. Dobbiamo parlare la stessa lingua del CFO, far capire che non stiamo proponendo un impianto per abbassare le bollette ma stiamo creando un hub energetico che diventa un asset strategico per l'azienda. Qualcosa che garantirà vantaggi a lungo termine, compresi i benefici in termini di ESG che agevolano l'accesso al credito. Il suggerimento è quello di cambiare il messaggio spostandolo da qualcosa che fa risparmiare in bolletta a qualcosa che garantisce maggiore competitività e offre una strategia di lungo periodo. Bisogna per cui proporre non solo l’impianto ma anche l'accumulo per aumentare ulteriormente l'autoconsumo. Biso-
gna parlare anche di flotte aziendali e quindi della possibilità di abbattere completamente i costi della benzina installando colonnine ricaricate dal proprio impianto solare. Bisogna parlare infine dell’energy management system e quindi dei software che permettono di regolare i picchi aziendali in modo tale da regolarli con la produzione del fotovoltaico. Per fare tutto questo, le società EPC dovrebbero diventare EPCF e proporre anche soluzioni di finanziamento. Questa è secondo me una direzione che ci potrebbe aiutare nello svegliare il gigante».
Elia Sartelli (Senec): «Senec Italia negli ultimi anni si è sviluppata come EPC contractor nel mercato C&I e più di recente anche come Esco. Ci interfacciamo quindi direttamente con gli imprenditori cercando di analizzare le situazioni specifiche per trovare soluzioni personalizzate. Nel fare questo ci scontriamo con una serie di ostacoli, tra cui non tanto la cultura pregiudizievole sul fotovoltaico ma la mancanza di consapevolezza dell’utilità di un impianto. Il mercato italiano è composto da circa 5 milioni di PMI il cui fatturato rappresenta il 60% di quello di tutte le aziende italiane. I loro consumi rappresentano invece il 40% di quelli delle aziende. Però la PMI non ragiona come la grande impresa anche perché in molti casi si parla di piccole e micro imprese che non hanno un energy manager capace di vedere e leggere grafici e cifre. Agli imprenditori di queste piccole e micro imprese serve spiegare che l’impianto solare non è una scelta ideologica ma un vero asset che può garantire risparmio e maggior competitività. Un’installazione calibrata sulle reali esigenze del cliente impatta direttamente sul business e diventa quindi un elemento proprio della catena di produzione. Un altro problema, di carattere normativo, si declina in due direzioni. La prima riferita alla mancata chiarezza delle norme e la seconda riferita all’attesa costante di un incentivo quando sappiamo ormai benissimo che il fotovoltaico oggi non avrebbe nemmeno bisogno di benefit. Una considerazione che trova riscontro anche nell’andamento dei prezzi dell’energia elettrica degli ultimi mesi. Peraltro proprio questo andamento dei prezzi sta spingendo la PMI a chiedere con urgenza l’installazione di impianti solari per correre ai ripari e aumentare la propria indipendenza. Quindi secondo me la prima cosa da fare è lavorare per far comprendere che il fotovoltaico oggi può essere fatto anche senza un incen-
IL VIDEO COMMENTO DEI PARTECIPANTI
Inquadra il QR code per guardare un breve filmato con il commento dei partecipanti all'incontro
tivo e rientrare in un’operazione di efficientamento energetico che riguarda tutta la struttura aziendale. Dal punto di vista normativo, chiaramente noi operatori non abbiamo spazio di manovra, ma sarebbe importante avere regole chiare e soprattutto non retroattive perché così facendo viene meno la fiducia verso le istituzioni. È importante anche collaborare con banche e istituti finanziari di credito che hanno sempre più interesse nel fotovoltaico perché si tratta di progetti facilmente bancabili. Ma anche perché, grazie a queste operazioni, gli istituti stessi possono raggiungere valori reputazionali più alti e quindi aver maggiore liquidità dalla BCE».
Valerio Natalizia (Eco The Photovoltaic Group): «Secondo me il segmento C&I tutto sommato, soprattutto negli ultimi tre anni, sta registrando numeri interessanti. Anche la fascia da 1 a 10 MW sta performando bene. Chiaramente ci sono dei problemi e devo ammettere che probabilmente alcuni temi sono gli stessi che avremmo potuto discutere in una tavola rotonda di 10 o 15 anni fa. La mancanza di stabilità e di chiarezza delle normative, la retroattività dei provvedimenti e i problemi di connessione continuano a essere un comun denominatore negli anni. C’è un tema che va oltre il fotovoltaico e che riguarda in generale l’energia. In Italia la competitività delle nostre imprese è messa a dura prova in prima battuta proprio dal costo dell’energia che rappresenta un primo svantaggio rispetto a realtà imprenditoriali europee. Il fotovoltaico in questo scenario può davvero essere una soluzione, anche perché installazioni che opera-
I Protagonisti del dibattito
ALESSANDRA ASTOLFI
Group exhibition manager di International Exhibition Group
ANDREA BRUMGNACH
Vicepresidente di Italia
Solare e CEO di Neyen
GIOVANNI CANZANO
Senior sales manager di SAJ
ANDREA DA RE
Direttore commerciale di Contact Italia
LUCA DEMATTÈ
Ceo di Esaving
MASSIMO MARENGO
Titolare di Albasolar e referente nazionale per l’energia di Confapi
VALERIO NATALIZIA
Ceo di Eco The Photovoltaic Group
GIANLUIGI RIVA
Sales director di Longi
ELIA SARTELLI
Business development manager C&I di Senec
DEMIS TAMBURINI
Director smart PV Italy di Huawei
DAVIDE BARTESAGHI SolareB2B
GIORGIO ZAUPA
Chief strategy officer di C2 System
MONICA VIGANÒ SolareB2B
MICHELE LOPRIORE SolareB2B
Alessandra Astolfi (IEG): «Gli incentivi non strutturali creano confusione e immobilismo. Serve fare sistema tra operatori e istituzioni per dare messaggi chiari e coerenti. Fondamentale coinvolgere anche le banche per rendere i progetti più accessibili».
Giovanni Canzano (SAJ):
«Oggi bisogna proporre sistemi energetici integrati con AI e accumulo, non solo impianti. Serve superare l’asimmetria culturale e offrire soluzioni strutturate che garantiscano ritorni rapidi e certi».
MONICA VIGANÒ E
Andrea Brumgnach (Italia Solare, Neyen): «Il vero problema è la mancanza di strategia politica stabile: il continuo cambio di regole blocca gli investimenti. Serve chiarezza e competenza tecnica per guidare il cliente».
no ormai da 25 anni sono la dimostrazione dell’affidabilità di questa tecnologia. Al contrario soprattutto a livello istituzionale si tende sempre a evitare l’argomento e a puntare su altri temi che culturalmente fanno più notizia, come il nucleare. Come associazione, abbiamo più volte tentato di spingere le istituzioni a prendere una posizione decisa a favore delle rinnovabili come soluzione per il problema energetico italiano ma, indipendentemente dalle bandiere, non è mai stato fatto. Ed è una situazione grave perché questo tipo di comunicazione ha effetti concreti sugli imprenditori italiani, scoraggiandoli a investire nel fotovoltaico. Nonostante quindi i numeri nel C&I non siano così negativi, il contesto non è semplice proprio perché non c’è una presa di posizione netta in termini istituzionali a favore di una tecnologia che è matura e affidabile. E che oltretutto fa bene non solo all’ambiente ma anche alle imprese del nostro
Paese. Aggiungo un’altra considerazione: la politica legata ai criteri ESG sta subendo un rallentamento perché alcuni provvedimenti sono stati ritardati e alcuni obblighi sono stati posticipati. Questo a cascata sta portando a un freno negli impegni verso la sostenibilità, che ricadono anche nel perimetro di azione del fotovoltaico. I bilanci di sostenibilità ora sono spesso iniziative volontarie dei singoli imprenditori che credono possano essere elementi distintivi della propria organizzazione. Mi allaccio al tema banche sollevato in precedenza: gli istituti finanziari hanno l'obbligo di investire una grossa parte della finanza che hanno a disposizione in investimenti green, per cui vedo da parte di questi soggetti predisposizione a sostenere i progetti di efficientamento delle imprese. Gli elementi per lavorare bene ci sono, quindi. Tutti gli ostacoli si rifanno alla comunicazione e – se vogliamo – all’accettabilità sociale di una tecnologia che non viene percepita come qualcosa che possa portare benefici reali a ogni cittadino».
Giorgio Zaupa (C2 System): «Lavoro in questo settore da ormai 23 anni. Ho iniziato occupandomi di mobilità elettrica per un’azienda svizzera, per poi tornare in Italia. Nel tempo ho cambiato poche realtà, collaborando principalmente con tre grandi aziende, il che mi ha permesso di osservare chi ha cavalcato le mode del momento senza però avere la costanza di restare sul mercato nel lungo periodo. Oggi il mio ruolo è quello di sviluppare l’attività dell’azienda per cui lavoro operando a stretto contatto con associazioni di categoria e professionisti. Concordo pienamente con quanto espresso da chi mi ha preceduto. I problemi sono molti e risulta fondamentale saper proporre soluzioni. Il mio primo appunto riguarda il sistema degli incentivi. L'errore principale del legislatore è creare dei bandi spot temporanei ed eclatanti quando sarebbe più proficuo rendere le agevolazioni strutturali e garantite per più anni. Questo darebbe sicurezza alle aziende e ai consulenti, permettendo una pianificazione reale e non basata sull'urgenza del momento. C'è poi un enorme deficit di comunicazione e competenze. Spesso i clienti finali ragionano per frasi fatte senza riuscire a concretizzare i progetti. Per questo, con la mia azienda, sto cercando di offrire servizi che vadano oltre la consulenza tecnica aiutando le imprese anche a gestire la parte burocratica e l’accesso al credito. Anche perché abbiamo riscontrato che le banche non hanno gli stessi tempi delle aziende e addirittura in alcuni casi siamo stati noi stessi a dover fare da banca per sopperire alla lentezza degli istituti di credito, nonostante le pratiche per Transizione 5.0 fossero già avviate. Nonostante questo clima di incertezza e la dipendenza eccessiva dai bandi, noto segnali positivi: sta crescendo una nuova educazione tra gli imprenditori, che iniziano a capire che certi investimenti si ripagano da soli, indipendentemente dalla finanza agevolata. Riceviamo moltissime chiamate, non solo dalle PMI ma anche dai privati, il che fa presagire un effetto a catena positivo su tutto il tessuto produttivo. Infine, è vero, un tema critico è quello dell'ESG. Molte realtà, anche strutturate, non hanno ancora compreso che il bilancio di sostenibilità non è un optional. C’è il rischio concreto che, senza questi parametri, l’Europa e il sistema finanziario inizino a non consentire più l’accesso al credito».
Andrea Brumgnach (Italia Solare – Neyen): «Anche io sono un veterano del mercato solare, avendo iniziato nel 2000 con i decreti Letta e Bersani e attraversato tutti i meccanismi incentivanti, dai vari Conti Energia al Conto Termico. Se da giovane pensavo con romanticismo che i governi fossero incompetenti, oggi so che i funzionari sono in realtà molto preparati. Quello che manca in questo Paese è la volontà politica di creare una strategia energetica di medio-lungo periodo. Senza una visione chiara, fare impresa è impossibile. Non è possibile fare un business plan attendibile nemmeno a un anno, perché ogni giorno le regole cambiano. Questo sistema di "stop and go" uccide il mercato, poiché gli imprenditori restano in attesa dell'incentivo successivo, bloccando ogni investimento. Però come sappiamo le rinnovabili sono democratiche e quello che è innegabile è che stanno scardinando un sistema che è passato dal monopolio all’oligopolio. Se abbiamo oltre due milioni di impianti fotovoltaici, significa che ci sono
Andrea Da Re, (Contact Italia):
«Il problema è la distanza tra noi operatori e gli imprenditori. Il fotovoltaico è già competitivo, ma le offerte sono troppo complesse. Serve standardizzare e semplificare per rendere le soluzioni comprensibili».
oltre due milioni di soggetti che si appropriano del mercato di chi ne è sempre stato il padrone. Il vero problema, il peccato originale, è che lo Stato italiano è l’azionista di riferimento dei più grandi player energetici, creando un evidente conflitto di interessi tra la transizione e il mantenimento di vecchie posizioni di potere. Arrivando nello specifico alle difficoltà del mercato C&I, manca cultura. Ci sono troppe opzioni diverse tra SEU, leasing, noleggio, diritti di superficie. Ma il cliente spesso non ha gli strumenti per scegliere. Inoltre c’è troppa asimmetria tra chi presenta business plan dettagliati e chi invece semplifica il tutto su un unico foglio, tralasciando voci e costi che apparentemente fanno sembrare il proprio preventivo più conveniente. Questo obbliga chi lavora con precisione a inseguire il cliente per spiegare la diversità di prezzo. Proseguendo, c’è la necessità di proporre impianti ben dimensionati e non standardizzati. Un impianto dimensionato sull'autoconsumo ha rendimenti a doppia cifra anche senza incentivi. E qui arrivo a un’altra considerazione: sarebbe bello che lo Stato si dimenticasse di noi e smettesse di creare bonus confusi, concentrandosi su un'unica missione, ovvero la costruzione di un incentivo permanente per la rimozione dell'amianto. Abbiamo ancora milioni di metri quadri di amianto in scuole e ospedali. Io stesso firmo contratti dove, in cambio del diritto di superficie per installare un impianto, bonifico il tetto del cliente a costo zero per lui e per le casse dello Stato. Infine, c’è anche il tema delle Comunità Energetiche che sono, per ora, un buco nell'acqua. Ne gestisco diverse, ma i costi per la gestione burocratica dei portali GSE superano i ricavi, portando a perdite secche. È un sistema zoppo, nato con ritardi mostruosi tra cui un’attesa di 25 mesi per decreti che dovevano uscire in sei. I ministri dovrebbero ricordarsi che la mancanza di pianificazione è il danno più grande per il Paese».
Demis Tamburini (Huawei):
«Il mercato è limitato da crescita economica debole, norme instabili e cultura insufficiente. Il fotovoltaico è già competitivo senza incentivi, ma va visto come strategico».
Giovanni Canzano (SAJ): «Lavoro nel settore energetico come fornitore di tecnologia e collaboro con distributori e produttori. Attualmente ricopro il ruolo di country manager per un’azienda che produce inverter e, soprattutto, sistemi di accumulo integrati con intelligenza artificiale ed ecosistemi di gestione energetica. Mi permetto di dire, considerando le ore di sole, che è assurdo che mercati come la Germania o la Norvegia installino tre volte più di quanto facciamo noi in Italia. Secondo me il problema non è tanto l’attesismo creato dagli incentivi, ma la mancanza di programmazione delle istituzioni, che sembrano incapaci di una visione a lungo termine. Ma d’altronde oggi abbiamo una politica che parla ancora di accendere centrali a carbone, quando il mondo galoppa verso una rivoluzione industriale guidata dalla tecnologia. E parlo di una tecnologia integrata. Nel mercato C&I, ad esempio, non è più funzionale proporre il solo fotovoltaico perché il nostro ruolo di operatori non è quello di vendere "pezzi di ferro" a sé stanti. Noi dobbiamo proporre sistemi che hanno un impatto fondamentale nella stabilizzazione del costo dell'energia. Nel caso specifico dell’azienda per cui lavoro, attraverso l'uso di algoritmi e intelligenza artificiale, i nostri sistemi permettono di fare arbitraggio energetico: carichiamo le batterie dalla rete quando l'energia costa zero e la utilizziamo o vendiamo a seconda della convenienza. Questo approccio garantisce rendimenti a doppia o persino tripla cifra, rendendo l’investimento paragonabile a quello di un qualsiasi macchinario industriale. Ma è vero quello che è stato detto, c’è una grande asimmetria culturale. Se noi proponiamo business plan strutturati e vestiti sarto-
SISTEMI ENERGETICI INTEGRATI
OLTRE
riali finanziari come i PPA, molti competitor arrivano con un preventivo scarno offrendo solo un prezzo più basso senza alcuna garanzia di performance. Eppure, anche per i piccoli impianti in bassa tensione, il way to cash e quindi il rientro dell'investimento è rapidissimo e calcolabile in circa cinque mesi, se si utilizzano i fondi e le tecnologie giuste. Quindi riprendo quanto anticipato dai colleghi: al posto di bonus confusi, lo Stato dovrebbe rendere obbligatorio il fotovoltaico su ogni tetto che viene toccato, legandolo a una missione sanitaria prioritaria, ovvero la rimozione dell'amianto. Lo si facesse anche solo su
Massimo Marengo (Albasolar e Confapi): «Le PMI mancano di visione strategica e consulenza qualificata. È anche un nodo politico: incentivi frammentati e interessi delle grandi utility frenano il mercato».
edifici pubblici come scuole e ospedali, avremmo già degli ottimi risultati. Infine, dobbiamo puntare sull'ESG e sulle flotte aziendali elettriche, trasformando la sostenibilità in un vantaggio fiscale e operativo. La tecnologia è già molto più avanti della nostra capacità di proporla. Siamo noi operatori che dobbiamo imparare a usare queste armi per svegliare un mercato che è un gigante pronto a esplodere». Massimo Marengo (Confapi - Albasolar): «Sono oltre vent’anni che lavoro nel mercato solare partendo da un’esperienza familiare fino alla creazione di un gruppo di aziende, tra cui Albasolar, che oggi è un
Luca Demattè (Esaving): «Gli incentivi restano fondamentali per stimolare gli investimenti, nonostante il mercato sia maturo. Il problema è l’incertezza normativa che crea cicli di blocco».
Valerio Natalizia (Eco
The Photovoltaic Group): «Il C&I cresce ma resta frenato da instabilità normativa e scarsa chiarezza istituzionale. Manca una posizione politica netta. Quindi servono comunicazione e fiducia per stimolare investimenti».
Elia Sartelli (Senec): «Le PMI non comprendono appieno il valore del fotovoltaico per mancanza di competenze interne. Il solare va presentato come parte dell’efficientamento aziendale».
EPC specializzato in engineering. Molto prima che diventasse una moda, abbiamo sviluppato software di gestione intelligente e brevetti per legare il fotovoltaico alla cogenerazione e ai sistemi di accumulo. Attualmente, stiamo realizzando con Huawei l'impianto a batterie più grande d'Italia. Dal mio punto di vista oggi senza i sistemi di accumulo non si impatta sul prezzo marginale dell'energia. Il problema è che il "gigante" delle imprese italiane non si sveglia per un limite culturale profondo. Come referente nazionale dell'energia per Confapi, vedo imprenditori che non hanno una visione strategica: spesso il loro unico consulente è l’elettricista o l’installatore che propone impianti basati su preventivi approssimativi, senza capire le reali esigenze di business a dieci anni. È invece importante smettere di guardare i capitolati standard e capire dove l'azienda vuole andare, integrando fotovoltaico, gestione del trading, shifting dell'energia e mobilità elettrica. Il cuore del problema è però, come già detto, politico e istituzionale. Partecipando alle audizioni in Parlamento, ho capito che i politici non sono affatto incompetenti: il punto è che la politica industriale è dettata dalle lobby dell'energia. Le grandi utility proteggono il loro business — con margini che arrivano al 50% — e lo Stato, che ne incassa i dividendi, ha un evidente conflitto di interessi nel favorire le piccole imprese. Gli incentivi vengono fatti "a spot" in modo consapevole, non per ignoranza, ma per distribuire mance elettorali a settori specifici invece di creare una strategia strutturale. Per cui la mia proposta alla politica è drastica: dimenticatevi di noi, togliete tutti questi incentivi confusi e mettete un unico credito d'imposta strutturale che non venga toccato per anni. Le PMI, che rappresentano il 95% del tessuto produttivo italiano, non possono competere a livello mondiale se vengono lasciate morire per far arricchire pochi colossi. Per questo motivo, sto agendo su due fronti: da un lato, chiedo ai mezzi di informazione di trattare quotidianamente il tema dell'autoconsumo e della strategia energetica per creare cultura negli imprenditori. Dall'altro, sto conducendo un censimento energetico tra le 100.000 aziende associate a Confapi per mappare i consumi e proporre soluzioni finalmente sistemiche. Solo con la consulenza specialistica e una politica che non guardi solo ai voti potremo trasformare l'energia da un costo insostenibile a un vantaggio competitivo».
Demis Tamburini (Huawei): «Sono responsabile per i clienti direzionali nel settore Smart PV di Huawei e mi occupo principalmente di utilities e della fascia alta del segmento C&I. Credo che per analizzare il nostro mercato si debba partire da tre pilastri: economia, normativa e cultura. Dal punto di vista economico, dobbiamo essere realisti: dopo il rimbalzo post-pandemia, la crescita del PIL è piatta e compresa tra +0,5% e +0,9%. In un contesto simile, è difficile aspettarsi che gli investimenti delle aziende nel fotovoltaico raddoppino costantemente. Inoltre, l’Europa non si è mai ripresa del tutto dalla crisi finanziaria del 2008 e la domanda di energia elettrica non ha mai più raggiunto i livelli precedenti. In questi anni si stima una perdita di circa 200 TWh nel consumo annuo di elettricità, ovvero quasi il 70% di quanto consuma l’intera Italia in un anno. Quindi il "gigante" non sta dormendo, fatica però a muoversi in un quadro di consumi ridotti. Il problema normativo è altrettanto grave. Le riforme non sono strutturali e durano troppo poco: due anni non bastano alle PMI per mappare lo scenario, scegliere i professionisti e investire. Il Decreto Fiscale di fine marzo, solo per arrivare agli ultimi provvedimenti, è stato un pasticcio con fondi spostati e procedure cambiate in corsa. Ma ricordo anche il caso emblematico del Controllo Centrale di Impianto, un obbligo retroattivo che costa circa 10.000 euro e che, al di là della cifra, genera una profonda sfiducia perché l’imprenditore sente che le regole del gioco cambiano mentre la partita è in corso. Invece a livello culturale, il fotovoltaico è ancora percepito come un'opportunità tattica e non come una componente strategica. Molte aziende reagiscono con procedure d'emergenza invece di capire che, con i costi energetici italiani, l'efficienza è l'unico modo per restare competitivi sul mercato europeo. Eppure, i numeri dicono che il fotovoltaico conviene a prescindere dalla politica. Oggi il costo livellato
dell'energia per il solo fotovoltaico è di circa 50 euro al MWh, mentre una PMI paga l'energia finita intorno ai 250 euro al MWh. Anche aggiungendo i sistemi di accumulo, il cui costo è sceso sotto i 160-130 euro al MWh, l'investimento risulta vincente. Inoltre con le batterie non facciamo solo risparmio, ma facciamo energy shifting, peak shaving e resilienza tramite il backup. Il futuro quindi è nella flessibilità e noi, in quanto operatori, ci stiamo trasformando da esperti di macchine in esperti di sistemi energetici complessi. Le tecnologie e i modelli di business ci sono già, serve cultura per applicarli in modo sistemico». Andrea Da Re (Contact Italia): «Io porto un punto di vista differente a questo tavolo, forse perché sono approdato nel mondo del fotovoltaico solo nel 2020 e non ho vissuto la grande campagna del 2008-2013. Oggi il paradigma è completamente cambiato e siamo di fronte a un settore che è finalmente sostenibile anche senza incentivi, con costi dell'energia assolutamente competitivi. Tuttavia, sento che in questo dibattito manca una figura centrale: l’imprenditore. Ci stupiamo che chi opera nel settore C&I non capisca le potenzialità del solare, ma dobbiamo guardare in faccia la realtà delle nostre PMI. L'imprenditore tipo che conosco io non ha un CFO dedicato. È una persona impegnata per il 50% del tempo a risolvere problemi con i dipendenti, per il 40% a lottare contro la burocrazia, e gli resta solo un misero 10% per occuparsi del proprio core business. Quando mi sono avvicinato a questo settore, ho avuto l'impressione di trovarmi davanti a una sorta di estremisti del fotovoltaico convinti che il mondo ruoti solo intorno al sole. Ma dobbiamo renderci conto che per il nostro cliente questo non è il suo mestiere: se persino io a volte faccio fatica a seguire la complessità delle soluzioni tecnologiche e finanziarie proposte, come possiamo pretendere che lo faccia lui? È vero che in Italia l'energia costa moltissimo, ed è un driver per noi, ma le nostre aziende sono sopravvissute e competono all'estero grazie alla loro fantasia e capacità imprenditoriale, nonostante questo deficit. Non pensano di morire domani se non affrontano subito il tema energetico. Eppure il mercato del solare non è affatto in crisi: nonostante la fine del 110%, l'interesse resta altissimo, come dimostrato dall'ultima fiera KEY. Rispetto ad altri settori in cui ho avuto esperienza, come l'illuminazione o il civile dove la crisi è reale, il fotovoltaico è un gigante già sveglio che continua a spingere. Il vero ostacolo è la complessità delle offerte. Mi chiedo: perché non creiamo un sistema simile al Taeg e al TAN dei mutui? Prima della loro introduzione, nessuno capiva i costi nascosti delle pratiche bancarie mentre oggi in tre secondi si capisce se un mutuo conviene. Per riassumere, dobbiamo smetterla di parlarci addosso e metterci nei panni dell'imprenditore. Propongo due strade: indagare seriamente tramite sondaggi quali siano i reali ostacoli percepiti dai clienti; puntare sulla standardizzazione. Dovremmo creare delle offerte verticali per settore manifatturiero e trovare una formula che standardizzi l'80% della proposta, lasciando alla consulenza solo quel 20% di corollario tecnologico o di garanzie. Solo rendendo la scelta più comprensibile aiuteremo davvero le imprese a fare questo passo». Alessandra Astolfi (IEG): «Il mio ruolo, attraverso l'organizzazione di fiere e manifestazioni come KEY, è quello di agire come un osservatore privilegiato che ascolta i bisogni delle imprese per trasformarli in una piattaforma di reale utilità. In oltre trent'anni di attività in questo settore, ho avuto modo di capire le profonde difficoltà che il nostro Paese attraversa rispetto ad altri contesti europei. Il problema principale risiede spesso nel meccanismo degli incentivi: strumenti come il Conto Energia o l'Ecobonus hanno creato un mercato, ma lo hanno anche in qualche modo danneggiato perché non sono mai stati resi strutturali. Inoltre in Italia, non appena si comprende un meccanismo, le regole spesso cambiano creando una farraginosità che genera confusione e, di conseguenza, immobilismo. Se l'imprenditore non riceve input chiari, preferisce non agire. Il nostro compito è proprio quello di fare chiarezza. Portiamo la voce del governo nelle nostre piattaforme, non per una semplice passerella politica, ma per offrire un luogo dove i decisori possano comprendere i problemi veri degli imprenditori. Spesso i ministri, come Gilberto Pichet-
Gianluigi Riva (Longi): «Il fotovoltaico va comunicato come asset strategico, non come semplice risparmio. Serve parlare il linguaggio finanziario e offrire soluzioni integrate e di lungo periodo».
Giorgio Zaupa (C2 System):
«Serve maggiore stabilità normativa e supporto concreto alle imprese, anche su credito e burocrazia. Cresce però la consapevolezza degli imprenditori sull’autonomia energetica».
to Fratin, lamentano di sentire troppe voci discordanti al tavolo delle trattative; per questo cerco di fare sistema, portando insieme realtà diverse come Italia Solare e Anie affinché il governo possa avere un interlocutore unico e coerente. La competenza tecnica dei ministeri è alta, è vero. Ma tende a indirizzarsi dove le forze del mercato sono più unite e capaci di esercitare una pressione coordinata. C'è poi un tema di comunicazione istituzionale che mi colpisce: sono stati stanziati milioni di euro per comunicare la strategia sul nucleare, mentre sulle rinnovabili non mi risulta
sia stata fatta alcuna campagna istituzionale equivalente. È un paradosso, perché siamo ormai entrati in una fase matura: le tecnologie sono convenienti e oggi non si vendono più semplici prodotti, ma sistemi integrati. La vera sfida riguarda le piccole e medie imprese, che rappresentano i nostri interlocutori principali e la chiave per mettere a terra il potenziale inespresso del mercato è la fiducia. Gli imprenditori oggi non si fidano perché le regole sono troppe, disordinate e disorganizzate. Dobbiamo coinvolgere attori come le banche, che godono ancora della fiducia delle imprese, per proporre pacchetti che abbiano già una chiara bancabilità e una valutazione trasparente del rischio. L'imprenditore italiano è straordinariamente capace di muoversi tra gli ostacoli della burocrazia, ma ha bisogno di ritrovare stabilità comunicativa. Il mio appello è proprio questo: utilizziamo la credibilità e la solidità delle nostre piattaforme per fare un salto di qualità. Fare sistema è facile a dirsi ma difficile a farsi, eppure è l'unico modo per trasformare questo potenziale in una realtà strutturale per il Paese». Luca Demattè (Esaving): «Personalmente opero come distributore dal 2013, ma la mia esperienza nel settore nasce nel 2009 come EPC. Ho vissuto in prima persona l'intera evoluzione del mercato, dal boom del Conto Energia al buco del 2013, un periodo drammatico in cui sono falliti moltissimi installatori, produttori e distributori. Sulla questione degli incentivi, potrei essere d'accordo con chi dice che non servono, ma i numeri raccontano una storia diversa. Il Conto Energia ci ha permesso di passare dai 90 MW del 2007 ai 9 GW del 2011, mentre nel periodo di stallo tra il 2013 e il 2019 l'installato è crollato a soli 400 MW all'anno, limitati al residenziale. La realtà è che
Quali azioni per stimolare il settore C&I? Le risposte degli 11 operatori
CONSULENZA STRATEGICA, FORMAZIONE E DIVULGAZIONE SONO ALCUNI DEGLI ELEMENTI EMERSI COME FONDAMENTALI PER COLMARE IL GAP CULTURALE DELLE IMPRESE. MA È ALTRETTANTO NECESSARIO PUNTARE SU MODELLI FINANZIARI INNOVATIVI (ESCO, PPA, NOLEGGIO), SEMPLIFICAZIONE E STRUMENTI CHIARI PER RENDERE I PROGETTI ACCESSIBILI E BANCABILI
Gianluigi Riva (Longi): «Serve un’evoluzione delle nostre competenze di vendita che ci trasformi in veri consulenti energetici strategici. Non solo venditori di prodotti, ma consulenti che aiutino il cliente imprenditore in maniera concreta a efficientare i suoi flussi di cassa nei prossimi 20 anni. E poi serve abbattere il deficit culturale attraverso una comunicazione stabile, semplice e costante. Personalmente promuoverei due principali strumenti come i PPA onsite e il noleggio operativo che dimostrano come un impianto sia realizzabile a costo zero per l’imprenditore e che quindi l’incentivo non serve».
Elia Sartelli (Senec): «Io penso che una buona strategia potrebbe essere anche quella di puntare sul modello Esco. Noi stiamo puntando su questo, io personalmente lo facevo già prima con una start-up. Penso che il modello Esco, attraverso l'Energy Performance Contract, che alla fine ha un funzionamento a livello economico-fiscale simile al noleggio operativo, possa dare delle soluzioni oggi all'imprenditore. Questo strumento fino ad oggi è stato utilizzato poco e soprattutto sulla pubblica amministrazione. Bisognerebbe provare a traslarlo nel C&I».
Valerio Natalizia (Eco The Photovoltaic Group): «Io racconto quello che stiamo facendo e che penso sia quello che ci porterà ad avere successo nei prossimi anni. Stiamo cercando di crescere in termini di dimensioni, perché fare economia di scala serve ad avere maggiore competitività sul mercato. Solo nell'ultimo anno siamo passati da 52 a 100 collaboratori. Il secondo punto riguarda le competenze, che ci consentono di avere internamente 30 persone in grado di gestire tutte le tecnologie. Ultimo punto, è la complessità e quindi la capacità di proporre impianti galleggianti, agrivoltaico e soluzioni di un certo livello. Infine stiamo sviluppando una soluzione di Energy Management System con un'idea di arrivare in futuro a un'indipendenza completa».
Giorgio Zaupa (C2 System): «A livello di strategia, la maggior divulgazione dei contenuti e dei servizi a valore aggiunto consente di bucare lo schermo nei confronti del cliente finale. Ma lancio una provocazione: sarebbe bello attraverso le associazioni di categoria inasprire le regole del gioco così da promuovere una sorta di selezione naturale di competitor meno tecnici e più carenti dal punto di vista di competenze. Così facendo si tutelerebbe la qualità del lavoro di chi ha maggior conoscenza delle tecnologie promuovendo una concorrenza più leale».
Andrea Brumgnach (Italia Solare – Neyen): «In maniera molto telegrafica, io penso che in concreto sia da promuovere enormemente la crescita professionale per rendere veramente competenti dal punto di vista tecnico i nostri collaboratori. A seguire, serve fare tantissima divulgazione. Concludo portando un esempio personale: un cliente a cui abbiamo fatto un preventivo mi ha mandato una mail ringraziandoci per la professionalità e la completezza dell’offerta. Questo è esemplificativo di quel che dovrebbe succedere perché se ci viene riconosciuta la competenza, abbiamo vinto di fronte a offerte magari più economiche ma di minor valore».
Giovanni Canzano (SAJ): «Anche secondo me è necessario puntare su standardizzazione, industrializzazione e dunque scalabilità, che significa anche essere flessibili a livello di soluzioni finanziarie che siano Esco o noleggi operativi. Il Bess, secondo me, è sempre da mettere perché è quello che consente di rendere il tutto scalabile. È chiaro che sta a noi poi rapportarci con il cliente, non solo quello finale ma anche i player di mercato, con dei tool che ci consentano di rendere tutto comprensibile e dunque bancabile».
Massimo Marengo (Confapi - Albasolar): «È molto vero che la PMI ha tante cose da fare e che il fotovoltaico non rientra nei suoi pensieri. Per questo, dal punto di vista Confapi, sono molto curioso di vedere le risposte al nostro censimento che include una domanda sugli ostacoli nell’investire in un sistema di autoproduzione di energia. Invece dal punto di vista Albasolar posso dire che gli impianti semplici non esistono più. Quindi noi dobbiamo essere assolutamente iperprofessionisti. Dobbiamo dare una consulenza strategica per valutare il fotovoltaico sia come investimento, sia come asset. Per tutelare il mercato a monte, poi, è necessario che i produttori diano dei target price ai professionisti con cui collaborino premiando una visione di business di lungo termine che non gioca solo sul prezzo basso».
Demis Tamburini (Huawei): «Uniamo le voci per essere più compatti dal punto di vista associativo. Questo aiuterebbe ad aumentare il peso delle nostre parole e posizioni anche di fronte alla politica. Inoltre dobbiamo riportare il romanticismo nel futuro dell'Italia. Come lo facciamo? Con le comunità energetiche che rivoluzionano totalmente il rapporto dei singoli cittadini rispetto al mercato elettrico e rispetto alle istituzioni. È difficilissimo, considerando che oggi solo il 2% della popolazione italiana sa cosa sia una comunità energetica. Però credo sia un lavoro da fare».
le aziende funzionano sulla base di business plan di rientro economico: il fotovoltaico è un investimento e l'attenzione di un imprenditore aumenta drasticamente se l'incentivo sposta il rientro da 8 a 3/4 anni. Quando il mercato era fermo e non avevamo questi incentivi, le nostre aziende non fatturavano milioni. Paradossalmente, la complessità normativa e l'innovazione tecnologica costante sono ciò che ci permette di creare domanda. Se il fotovoltaico diventasse un semplice prodotto "da banco", distruggerebbe professionalmente gli operatori. Noi dobbiamo essere in grado di fornire strumenti di vendita evoluti, magari sfruttando l'intelligenza artificiale e i profili di consumo, per spiegare il rientro economico anche senza parlare di incentivi, ma ammetto che non è affatto facile da far capire al cliente. Oggi non siamo in un mercato che dorme, ma siamo frenati da un clima di incertezza. Il continuo stop and go normativo, come il ritardo nelle regole operative per il Piano Industria 4.0 o le deroghe improvvise sugli obblighi del CCI, crea stallo. Ad esempio, sul CCI abbiamo assistito a una corsa agli acquisti prima della scadenza, seguita da un blocco totale dopo la proroga. Trovo inoltre assurdo complicare la vita alle imprese con obblighi come il teledistacco quando esistono già sistemi come il CCI che rendono tali misure ridondanti. Infine, dobbiamo considerare che l'energia non è l'unico costo che grava sulle imprese italiane. Asset fondamentali come i dipendenti e gli immobili hanno costi altissimi rispetto ad altri mercati. Il panorama dei player attivi è cresciuto esponenzialmente dopo il 2020, ma la sfida resta quella di trovare un equilibrio in un sistema dove i costi strutturali rimangono tra i più alti d'Europa».
Andrea Da Re (Contact Italia): «Elenco quattro elementi chiave a partire dallo sviluppo tecnologico che non significa solo prodotto ma anche servizi e dunque coinvolge tutta la filiera dai produttori a chi porta tutto il sistema sul mercato. Cito poi l’attenzione alla filiera per limitare comportamenti non professionali e dunque anche i produttori in primis dovrebbero selezionare con attenzione i canali e, al loro interno, gli attori opportuni. Terzo elemento, la pragmaticità nei confronti della politica. E infine, nei riguardi dei potenziali clienti intesi come imprese, è necessario semplificare per amplificare».
Alessandra Astolfi (IEG): «Una cosa che mi convince molto è parlare il linguaggio degli imprenditori quindi arrivare preparati, con messaggi semplificati e anche attraverso installatori adeguatamente formati. Per loro, così come anche per tutti noi, la professionalizzazione è fondamentale. Il settore è complesso e la professionalità paga sempre. L'ultima cosa è la cultura energetica delle imprese. Come si è detto, nelle PMI non c’è una figura che si occupa di energia. Va fatto capire quanto sia importante avere un professionista simile, anche come collaboratore esterno».
Luca Demattè (Esaving): «L’aiuto concreto messo a terra può essere proprio la semplificazione di quello che c’è a disposizione dell'installatore dal punto di vista normativo e tecnico per supportarlo nella comprensione del mercato. Quindi aiutarlo a comprendere meglio norme e bandi e mettere a sua disposizione tecnici che, a fronte di un R&D continuo sui prodotti, possano spiegare le novità e rendere più facile l’attività di commissioning di queste apparecchiature».
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DA PARCHEGGI AD ASSET ENERGETICI PER LE IMPRESE CARPORT FV
LE PENSILINE FOTOVOLTAICHE SI STANNO DIFFONDENDO SEMPRE DI PIÙ ANCHE IN AMBITO COMMERCIALE E INDUSTRIALE. A CONVINCERE SONO I NUMEROSI VANTAGGI DI QUESTE SOLUZIONI: GENERANO ENERGIA A BASSO COSTO, PERMETTONO DI SFRUTTARE AREE NON UTILIZZABILI COME I PARCHEGGI E MIGLIORANO L’IMMAGINE AZIENDALE. SONO INOLTRE OTTIME SOLUZIONI LADDOVE GLI SPAZI SU TETTO NON SIANO ADATTI A OSPITARE LA POTENZA SOLARE NECESSARIA. DA UN PUNTO DI VISTA TECNOLOGICO, I CARPORT CONIUGANO LE MIGLIORI TECNOLOGIE OGGI A DISPOSIZIONE: MODULI AD ALTA EFFICIENZA, STRUTTURE, EV-CHARGER E STORAGE. CRITICITÀ? IL FATTORE PREZZO È ANCORA DETERMINANTE NELLE SCELTE DI INVESTIMENTO
DI MICHELE LOPRIORE
Icarport fotovoltaici si stanno progressivamente affermando anche in Italia come soluzioni capaci di coniugare produzione energetica e valorizzazione degli spazi aziendali. Non si tratta ancora di un mercato maturo, anzi, è ancora considerato una nicchia: tuttavia, i segnali di crescita sono evidenti. E così, dopo anni durante i quali queste soluzioni hanno trovato il consenso di abitazioni, centri commerciali e grande distribuzione, anche il tessuto imprenditoriale italiano inizia a strizzare l’occhio alle pensiline fotovoltaiche. C’è un clima di fermento evidente: negli ultimi due anni tanti produttori di sistemi di montaggio hanno lanciato strutture per pensiline fotovoltaiche con l’obiettivo di rispondere anche alla domanda
dal segmento C&I; ma le opportunità stanno muovendo anche produttori di moduli, di sistemi di storage e di colonnine per i veicoli elettrici. C’è tanto fermento attorno a un comparto, ancora giovane, ma dall’elevato potenziale.
Oggi l’interesse delle imprese è legato a una combinazione di fattori: da un lato la necessità di ridurre i costi energetici, dall’altro l’attenzione crescente verso sostenibilità e immagine aziendale. I carport consentono infatti di trasformare superfici già esistenti, come i parcheggi, in asset produttivi senza sottrarre nuovo suolo. In questo senso, rappresentano una naturale evoluzione delle installazioni fotovoltaiche tradizionali, soprattutto nei casi in cui le coperture non siano idonee o non abbiano spazio disponibile.
La combinazione tra funzionalità, produzione energetica e servizio rende quindi il carport uno
strumento sempre più strategico per le aziende che intendono investire in infrastrutture sostenibili, pur dovendo ancora confrontarsi con alcune barriere economiche e progettuali. «La vendita di carport in Italia rappresenta ancora un segmento di mercato piccolo nell’universo RCM Energy, ma siamo soddisfatti di come stiamo lavorando», dichiara Alessandro Alladio, amministratore di RCM Energy. «Abbiamo un’importante commessa per i parcheggi del Forum di Assago e stiamo approcciando anche il mondo delle imprese sfruttando i parcheggi esterni, laddove ci siano problemi di spazio su tetto. Per le grandi aziende, i carport non solo rappresentano uno strumento per abbattere i costi delle bollette, ma anche una soluzione per migliorare l’immagine stessa dell’azienda. È chiaro che il prezzo è ancora un fattore determinante, ma non c’è molto margine da questo
punto di vista: servono soluzioni customizzate per rispondere a ogni specifica esigenza del cliente finale».
DA PARCHEGGI A CENTRALI
PRODUTTIVE
Le opportunità legate allo sviluppo dei carport fotovoltaici per le imprese sono molteplici e vanno ben oltre la semplice produzione di energia. Però, senza dubbio, uno degli aspetti più rilevanti riguarda proprio la possibilità di trasformare aree non produttive in infrastrutture energetiche. I parcheggi diventano così spazi in grado di generare valore, contribuendo al fabbisogno energetico aziendale. «Sun-Age amplia la propria offerta introducendo una linea dedicata alle pensiline fotovoltaiche, un segmento che sta registrando un interesse crescente e volumi sempre più rilevanti», spiega Alessandro Maria Cibin, ingegnere strutturista di Sun-Age. «Le pensiline rappresentano una soluzione altamente sostenibile, in particolare per le aziende strutturate. Consentono di produrre energia rinnovabile e, allo stesso tempo, offrono un servizio concreto migliorando la fruibilità degli spazi aziendali grazie a parcheggi coperti per dipendenti e clienti. Inoltre, trattandosi di superfici già impermeabilizzate e destinate a parcheggio, non si sottrae nuovo suolo all’utilizzo produttivo, ma si valorizzano aree esistenti. Le aree industriali, spesso caratterizzate da ampie superfici disponibili, permettono l’installazione di potenze significative e aprono alla prospettiva di elettrificazione delle flotte aziendali. In questo contesto, il carport fotovoltaico diventa una soluzione strategica, in grado di integrare produzione energetica e infrastrutture di ricarica, supportando sia esigenze operative sia servizi a valore aggiunto».
Angelo Nogara, country manager Italia di Siguesol, ha aggiunto: «Per raggiungere efficacemente i clienti finali è essenziale evidenziare i reali van-
I vantaggi dei carport
Abbattimento bollette e valorizzazione degli spazi inutilizzati
I parcheggi diventano asset produttivi
Integrazione con mobilità elettrica
Abbinati a colonnine di ricarica per veicoli elettrici, possono creare dei veri e propri hub energetici
Immagine aziendale
Trasmettono innovazione e attenzione all’ambiente, utile anche in ottica marketing e ESG per accedere a finanziamenti
Protezione dei veicoli
Riduzione del surriscaldamento e dei danni da agenti atmosferici
HANNO DETTO
“UNA NICCHIA DI MERCATO DALL’ELEVATO POTENZIALE”
Alessandro Alladio, amministratore di RCM Energy
«La vendita di carport in Italia rappresenta ancora un segmento di mercato piccolo nell’universo RCM Energy, ma siamo soddisfatti di come stiamo lavorando. Per le grandi aziende, queste soluzioni non solo rappresentano uno strumento per abbattere i costi delle bollette, ma sono anche un alleato per migliorare l’immagine».
“L’IMPORTANZA DEI PACCHETTI CHIAVI IN MANO”
Angelo Nogara, country manager Italia di Siguesol
«Il mercato delle pensiline fotovoltaiche per parcheggi in Italia è in crescita, ma il costo rimane un fattore limitante. Non tutte le aziende sono in grado di sostenere questo tipo di investimento. Offrire un pacchetto integrato chiavi in mano contribuisce a ridurre i costi complessivi e a ottimizzare le performance economiche di queste soluzioni».
“RISPONDERE A SPECIFICHE ESIGENZE”
Massimo Libero, coordinatore ufficio tecnico di Alusistemi «Le aziende manifestano un interesse crescente non solo per la funzionalità, ma anche per l’estetica delle soluzioni. Grazie al supporto della nostra casa madre, Sepal Spa, siamo in grado di fornire profili verniciati o sagomati su misura, rispondendo a esigenze progettuali specifiche. Rispetto al segmento residenziale, il comparto industriale consente infatti maggiori possibilità di personalizzazione e una maggiore propensione all’investimento in soluzioni di design».
“NON SI SOTTRAE TERRENO, SI VALORIZZA”
Alessandro Maria Cibin, ingegnere strutturista di Sun-Age «Rispetto ad altri ambiti come l’agrivoltaico, le pensiline presentano minori complessità operative e rappresentano oggi una delle soluzioni più concrete e scalabili per la generazione distribuita di energia. Inoltre, trattandosi di superfici già impermeabilizzate e destinate a parcheggio, non si sottrae nuovo suolo all’utilizzo produttivo, ma si valorizzano aree esistenti».
taggi di queste soluzioni. Oltre alla produzione di energia, le pensiline fotovoltaiche creano valore concreto trasformando aree sottoutilizzate come i parcheggi in vere e proprie infrastrutture energetiche. Consentono inoltre l’installazione di stazioni di ricarica per veicoli elettrici esattamente nei punti in cui sono maggiormente necessarie».
PER SPAZI RIDOTTI
Un altro dei fattori chiave che potrebbe contribuire allo slancio dei carport in ambito commerciale e industriale è legato agli spazi sui tetti, che non sempre offrono la possibilità di installare la potenza necessaria. In Italia anche i tetti industriali mostrano numerose differenze in termini di spazio, orientamento, presenza di elementi di disturbo. E in questa direzione, le ultime linee guida di prevenzione incendi del Corpo Nazionale dei Vigili del Fuoco hanno introdotto una serie di prescrizioni più rigorose e dettagliate per la progettazione, installazione, esercizio e manutenzione degli impianti fotovoltaici che rischiano di ridurre ancora di più gli spazi. La novità più dirompente è infatti l'approccio che assimila il sistema fotovoltaico a un elemento da costruzione, richiedendo la certificazione combinata modulo più copertura (classificazione Broof secondo la norma europea EN 13501-5). A questa si aggiungono l'obbligo di manutenzione periodica biennale e le nuove regole geometriche di layout all'installazione dei moduli per facilitare l’intervento dei Vigili del Fuoco.
È chiaro come, a fronte di queste novità, si andrà sempre di più verso una minore disponibilità di spazi, con un impatto sulla potenza installabile. Le aree adibite a parcheggio possono quindi trasformarsi in centrali. I clienti possono inoltre investire in impianti ben dimensionati e, nei casi di vecchi edifici, evitare di sostenere spese elevate per l’ammodernamento delle coperture. «Il mercato dei carport fotovoltaici in ambito industriale è in costante crescita», spiega Massimo Libero, coordinatore ufficio tecnico di Alusistemi. «La domanda aumenta sia in termini di numero di installazioni sia di dimensione degli impianti. I carport permettono di valorizzare aree di parcheggio inutilizzate, trasformandole in superfici produttive. Le potenze installate variano mediamente da circa 50 kW fino a impianti di scala megawatt per le grandi aziende. Si tratta di investimenti con un orizzonte di lungo periodo, che tuttavia possono essere ammortiz-
Le pensiline fotovoltaiche di RCM Energy sono completamente personalizzate sulla base delle esigenze della committenza. Vengono realizzate su misura in base ai moduli fotovoltaici, ai valori di carico (neve - vento - sisma) e alle scelte architettoniche. L’azienda fornisce assistenza nell’impostazione dei layout e sviluppa la struttura a partire dallo spazio a disposizione, dal numero di parcheggi necessari, oppure in base ai kW che si intendono realizzare. Il sistema di ancoraggio dei moduli non necessita di una sottostruttura, questo va a beneficio dei costi e dell’efficienza produttiva.
Il Carport Brooklyn di Contact trova applicazione in contesti aziendali, industriali, commerciali e ricettivi, ovunque ci sia la necessità di coniugare produzione energetica, efficienza degli spazi e servizi per la mobilità elettrica. La sua struttura in acciaio, progettata secondo le NTC 2018 ed Eurocodice, garantisce solidità e affidabilità anche in condizioni ambientali complesse. La configurazione a sbalzo e i montanti arretrati liberano completamente lo spazio, rendendo il parcheggio più semplice, fluido e funzionale. L’integrazione dei moduli è pensata per massimizzare la resa: assenza di ombreggiamenti, compatibilità con sistemi di fissaggio evoluti e possibilità di aumentare la potenza installata grazie alle estensioni a sbalzo. Il tutto in una struttura che mantiene un’estetica pulita, con cablaggi completamente integrati nei montanti. Dal punto di vista progettuale, inoltre, il Brooklyn offre elevata flessibilità. È un sistema modulare, personalizzabile e dimensionato su misura, che si adatta facilmente a contesti diversi e a esigenze specifiche. Può essere integrato con colonnine di ricarica per veicoli elettrici, inverter, quadri elettrici e sistemi di illuminazione, diventando un vero hub per la mobilità sostenibile.
CONTACT ITALIA
Vetrina prodotti
Joulz trasforma i parcheggi in centrali a fonte solare
La transizione energetica non è più solo riduzione delle emissioni: oggi significa gestire in modo intelligente le proprie risorse. In questa logica si inserisce Electric Vehicle Charging Infrastructure (Evci), l’ecosistema integrato sviluppato da Joulz (ex Centrica Business Solutions) che combina pensiline fotovoltaiche, sistemi di accumulo e colonnine di ricarica. Un modello capace di produrre energia rinnovabile onsite, stoccarla e distribuirla in modo efficiente tra edifici, reparti produttivi e flotte elettriche, con la possibilità di cedere alla rete l’energia in eccesso. L’Evci rappresenta un nuovo paradigma per l’energia d’impresa: un’infrastruttura in grado di coniugare sostenibilità, efficienza energetica e indipendenza dalla rete, trasformando ogni parcheggio in una centrale solare diffusa. I Solar Carport ne rappresentano il cuore produttivo: trasformano i parcheggi in superfici attive di generazione di energia green, proteggendo al contempo veicoli e aree di sosta. Integrate con batterie di accumulo, consentono di utilizzare l’energia anche nei momenti di picco o in assenza di rete, assicurando continuità operativa e stabilità dei costi. La distribuzione efficiente dell’energia, gestita da sistemi digitali, permette di ottimizzare i flussi e le priorità di consumo, riducendo sprechi e massimizzando l’autoconsumo. Oltre ai benefici tecnici e operativi –autonomia energetica, efficienza economica, valorizzazione degli spazi aziendali, l’adozione di soluzioni Evci può essere agevolata da modelli finanziari innovativi come il Power Purchase Agreement (PPA), che permettono di attivare l’impianto senza investimento iniziale, con costi prevedibili e manutenzione inclusa.
zati rapidamente grazie al risparmio energetico generato».
CRITERI
ESG
Un ulteriore driver per le imprese è rappresentato dagli obiettivi ESG, sempre più centrali nelle strategie aziendali. Le pensiline fotovoltaiche contribuiscono concretamente al miglioramento delle performance ambientali e al posizionamento dell’impresa, oltre a offrire benefici tangibili anche per dipendenti e clienti. Non va infine trascurato il tema dell’immagine: queste strutture permettono di migliorare l’immagine stessa dell’azienda, comunicando innovazione e attenzione alla sostenibilità.
«Per le aziende di maggiori dimensioni, le pensiline fotovoltaiche rappresentano uno strumento concreto per il raggiungimento degli obiettivi ESG, aumentando al contempo il valore complessivo del sito», spiega Angelo Nogara di Siguesol.
ALUSISTEMI
Alusistemi progetta e realizza carport per parcheggi industriali. I sistemi offrono ombra ai veicoli e, allo stesso tempo, trasformano la copertura in una superficie ideale per la produzione di energia. Alusistemi propone diverse soluzioni per il sostegno dei pannelli, con caratteristiche studiate per garantire efficienza e affidabilità: realizzazioni standard con moduli direttamente fissati sugli arcarecci; realizzazioni a tenuta con moduli fissati su profilo con guarnizione; realizzazioni con moduli fissati su copertura in lamiera grecata; infine realizzazioni con soluzioni personalizzate su pensilina esistente.
Greenvolt Next e Cork Airport realizzeranno il più
grande carport solare d’Irlanda
Greenvolt Next, società del Gruppo Greenvolt, ha siglato una partnership con Cork Airport per la realizzazione del più grande carport solare d’Irlanda.
Il progetto, iconico per dimensioni e impatto, sarà completato entro agosto 2027 ed è sostenuto da contributi pubblici del Dipartimento dei Trasporti e del Dipartimento per il Clima, l’Ambiente e l’Energia. Situato nel parcheggio Blue, il carport da 1,7 MW sarà realizzato in due fasi: la prima entro l’estate 2026 e la seconda a partire da settembre dello stesso anno. Una volta completato, l’impianto con 3.696 pannelli solari e cinque inverter produrrà circa 1,5 GWh di energia rinnovabile all’anno per l’aeroporto.
La nuova pensilina solare, progettata e realizzata da Greenvolt Next, rafforzerà ulteriormente le credenziali di sostenibilità di Cork Airport, contribuendo in modo diretto al raggiungimento degli obiettivi ambientali, in particolare per quanto riguarda le emissioni Scope 2. Il progetto rappresenta la nuova iniziativa di questo tipo per Greenvolt Next, consolidandone la presenza in Irlanda e nel settore aeroportuale. Gino Gautier, global CEO DG del Gruppo Greenvolt, ha dichiarato: «In Greenvolt siamo impegnati a realizzare progetti che generino impatti positivi e valore per i nostri clienti. Questo carport solare consente a Cork Airport di essere più efficiente, più autonomo e di disporre di infrastrutture più affidabili, offrendo benefici concreti sia dal punto di vista finanziario sia ambientale. Siamo lieti di collaborare con Cork Airport per realizzare il più grande carport solare d’Irlanda e contribuire a rendere il settore dell’aviazione più resiliente nel lungo periodo».
Vetrina prodotti
Alla fine del 2025, Siguesol ha introdotto il nuovo solar carport Energy Hub. La soluzione è progettata come uno spazio integrato chiavi in mano, con infrastrutture opzionali per la ricarica dei veicoli elettrici e sistemi di accumulo energetico. Si tratta di una struttura modulare, rapida da installare, che combina un sistema di montaggio fotovoltaico, moduli solari integrati, stazioni di ricarica EV, nonché tecnologie di inverter, storage ed EMS per una gestione intelligente dell’energia. Energy Hub offre una soluzione energetica coerente e ad alte prestazioni. Il sistema è adatto ad applicazioni C&I, inclusi parcheggi pubblici e privati, siti commerciali, aree industriali, strutture sanitarie, stazioni di servizio, aeroporti, stazioni ferroviarie e hub di mobilità. Disponibile in configurazione monopalo, Energy Hub può essere equipaggiato con diverse soluzioni tecnologiche.
«Un ulteriore vantaggio rilevante è legato al fatto che le pensiline non interferiscono con le coperture esistenti, spesso soggette a vincoli strutturali o normativi, evitando così le criticità tipiche degli impianti fotovoltaici su tetto, in particolare negli edifici più datati».
Massimo Libero di Alusistemi aggiunge: «Le aziende manifestano un interesse crescente non solo per la funzionalità, ma anche per l’estetica delle soluzioni. Grazie al supporto della nostra casa madre, Sepal Spa, siamo in grado di fornire profili verniciati o sagomati su misura, rispondendo a esigenze progettuali specifiche. Rispetto al segmento residenziale, il comparto industriale consente infatti maggiori possibilità di personalizzazione e una maggiore propensione all’investimento in soluzioni di design. Nel privato, al contrario, il carport tende a essere più standardizzato e lineare, adattato principalmente agli spazi disponibili. Il carport rappresenta una soluzione in linea con gli obiettivi ESG: un’infrastruttura utile, sostenibile e al contempo curata dal punto di vista estetico. È però fondamentale sottolineare che si tratta di opere che richiedono un’attenta progettazione: in base alle normative vigenti, queste strutture vengono dimensionate per una vita utile compresa tra i 25 e i 50 anni».
PROGETTAZIONE E QUALITÀ
Dal punto di vista dimensionale, il mercato dei carport fotovoltaici in ambito industriale si caratterizza per una notevole variabilità delle taglie installate. Come evidenziato dagli operatori, si passa da
Easy Clamp è un profilo in alluminio innovativo, con base e coperchio sigillato, ideale per rendere impermeabili coperture, tettoie e pergole realizzate con pannelli fotovoltaici (con o senza cornice). La guarnizione a quattro lamelle assicura una tenuta stagna e una presa affidabile. Il sistema è versatile: si fissa alla struttura tramite le ali laterali con viti comuni o attraverso la cava centrale utilizzando viti a testa a martello su staffa. SIGUESOL
Il carport monofalda regolabile di Sun-Age è progettato per offrire una soluzione versatile e modulare per la copertura di posti auto singoli o in batteria. Il design a "monotiro" con montante arretrato ottimizza lo spazio di manovra e l'accessibilità degli stalli. Il sistema si basa su un telaio in carpenteria metallica zincata a caldo, calcolato per garantire stabilità e durabilità. La peculiarità del progetto risiede nella giunzione flangiata tra il montante e la trave di sbalzo, che permette il settaggio dell'inclinazione in fase di montaggio a parità di elementi. Grazie alla geometria variabile del sistema di connessione, la struttura può essere installata in due modalità principali senza variazioni della componentistica: configurazione orizzontale, ideale per contesti dove sono richiesti ingombri verticali minimi o dove il deflusso delle acque è gestito tramite la conformazione stessa del manto di copertura; configurazione inclinata, consigliata per favorire il lavaggio naturale dei moduli fotovoltaici e un deflusso rapido delle acque meteoriche.
impianti fotovoltaici di circa 50 kW fino a installazioni di scala megawatt per le grandi aziende, a seconda della disponibilità di spazio e dei fabbisogni energetici. Non solo: da un punto di vista tecnologico, il carport offre il vantaggio di favorire l’integrazione tra tecnologie. Ed è così che sempre di più il carport vede la presenza di strutture di montaggio robuste, moduli ad alta efficienza, storage e colonnine per la ricarica dei veicoli elettrici. Gli operatori attivi in questo segmento stanno quindi giocando la partita su tre filoni principali: progettazione attenta, componenti di qualità e flessibilità. Non solo: emerge come sia fondamentale fornire pacchetti chiavi in mano con tutta la componentistica necessaria per ottimizzare i costi, fattore ancora cruciale nella scelta di investimento.
«È fondamentale che queste strutture di parcheggio siano realizzate secondo i più elevati standard, garantendo comfort per gli utenti, sicurezza e facilità di utilizzo», spiega Angelo Nogara di Siguesol, «con adeguati spazi di manovra, protezione dei veicoli e un’esperienza di parcheggio efficiente. La nostra priorità in Siguesol è offrire un pacchetto completo che includa struttura, impianto fotovoltaico, infrastruttura di ricarica EV, sistemi di accumulo per ottimizzare disponibilità e costo dell’energia ed EMS per la gestione intelligente dell’energia, prestando allo stesso tempo grande attenzione al design e all’estetica. Una pensilina fotovoltaica deve essere esteticamente gradevole, pratica da utilizzare e costruita secondo elevati standard di qualità,
K2 SYSTEMS
Il K2 Carport è la proposta modulare sviluppata da K2 Systems per coniugare efficienza energetica, robustezza strutturale e flessibilità progettuale.
Il carport nasce come una struttura scalabile e su misura, disponibile in configurazioni a uno o due pilastri e compatibile sia con coperture in lamiera trapezoidale sia con soluzioni aperte. La progettazione modulare consente di coprire fino a quattro posti auto affiancati, con campate fino a 10,3 metri e un’altezza libera di oltre 3 metri, rendendolo adatto a contesti aziendali, commerciali e pubblici. Uno dei punti di forza del sistema è la semplicità di installazione: il fissaggio dei moduli avviene tramite serraggio dal basso, una soluzione che migliora l’accessibilità e riduce sensibilmente i tempi di montaggio. Anche la gestione dell’acqua piovana è stata ottimizzata grazie a una struttura dei binari che garantisce un deflusso controllato e affidabile, elemento fondamentale per la durabilità dell’impianto. K2 Systems propone due varianti principali. La versione V-Carport si distingue per la stabilità con fondazioni ridotte e per la possibilità di utilizzare pali avvitati, una scelta che minimizza gli scavi e accelera i tempi di cantiere. La versione Y-Carport, invece, integra una doppia funzione: il supporto strutturale funge anche da protezione dagli urti, eliminando la necessità di elementi aggiuntivi e mantenendo l’area di parcheggio completamente fruibile.
FOTO: RCM
In Francia il quadro normativo più evoluto per i carport
In tutta Europa diversi Paesi stanno accelerando con decisione la diffusione delle pensiline fotovoltaiche. Tra questi rientra la Francia, che ha introdotto uno dei quadri normativi più evoluti d’Europa per le coperture fotovoltaiche dei parcheggi attraverso la Loi Aper (2023) e i relativi decreti attuativi. La normativa prevede che i parcheggi all’aperto superiori a 1.500 metri quadrati (circa 80 posti auto) debbano coprire almeno il 50% della superficie con sistemi di ombreggiamento, prevalentemente pensiline fotovoltaiche.
Le scadenze di attuazione sono progressive: luglio 2026 per i parcheggi superiori a 10.000 metri quadrati e luglio 2028 per quelli compresi tra 1.500 e 10.000 metri quadrati, mentre i nuovi parcheggi devono essere conformi già in fase di costruzione. Il mancato rispetto può comportare sanzioni annuali fino a 40.000 euro, salvo specifici casi di esenzione tecnica o ambientale. In sintesi, il modello francese definisce un quadro obbligatorio, su larga scala e con tempistiche precise, trasformando di fatto le infrastrutture di parcheggio fotovoltaiche in un nuovo standard di mercato.
robustezza e durabilità. Dal punto di vista progettuale, le configurazioni più efficienti sono generalmente quelle a due o tre posti auto, spesso basate su strutture monopalo, con orientamento ottimizzato in funzione del sito e angoli di inclinazione dei moduli compresi tra 5° e 10°. Inclinazioni maggiori comporterebbero infatti un aumento significativo dei costi strutturali necessari a garantire la resistenza al vento».
Alessanro Maria Cibin di Sun-Age aggiunge: «Dal punto di vista tecnico, Sun-Age affianca il cliente in tutte le fasi del progetto attraverso la propria divisione engineering, offrendo progettazione strutturale completa, inclusa la definizione delle fondazioni, redazione dei fascicoli tecnici e supporto nel deposito delle pratiche autorizzative. Un approccio
ENSTALL
integrato che garantisce affidabilità, tempi certi e piena conformità normativa. È in fase di sviluppo una nuova linea di carport modulari, disponibile nei prossimi mesi, progettata per adattarsi a diverse configurazioni di parcheggio, con soluzioni a uno o due posti auto e inclinazioni variabili dei moduli in funzione dell’orientamento. L’obiettivo è offrire un prodotto a catalogo altamente industrializzato, mantenendo al contempo un elevato livello di flessibilità e personalizzazione». Anche Massimo Libero di Alusistemi sottolinea l’importanza di affiancare il cliente nella giusta scelta delle soluzioni e dell’attenzione in fase progettuale. «Uno degli aspetti più delicati riguarda le fondazioni», spiega Massimo Libero. «Il corretto ancoraggio al suolo è essenziale e deve essere progettato
La pensilina Sunfer realizzata da Enstall è progettata per soddisfare le condizioni più esigenti e massimizzare le prestazioni fotovoltaiche nel lungo periodo. Sunfer dispone di modelli standard come PR1, PR2 e PR3, oltre a soluzioni speciali sviluppate per grandi progetti. Ogni modello presenta una tipologia diversa e può essere adattato alle esigenze specifiche di ogni installazione. Tra i principali parametri configurabili si trovano: altezza libera o standard; angolo di inclinazione (solitamente 5°, con possibilità di arrivare fino a 10° in casi speciali); distanza tra i portic; numero di posti auto; tipo di finitura (zincatura o verniciatura); condizioni ambientali (inclusi ambienti corrosivi). Una volta definiti i dati di base del progetto, è possibile selezionare il tipo di copertura più adatto tra le diverse opzioni disponibili: con lamiera; senza lamiera, utilizzando profili in alluminio per il fissaggio dei pannelli alla struttura principale; disposizione dei pannelli in orizzontale (landscape) o verticale (portrait); sistema senza lamiera con soluzione Watertight. Tutti i modelli sono realizzati in acciaio zincato a caldo, garantendo un’elevata resistenza anche in condizioni estreme. Inoltre, possono essere personalizzati con diverse finiture, come zincatura, verniciatura nera, grigia o bianca.
in funzione delle caratteristiche geotecniche del terreno. Nel caso di pensiline a sbalzo, sostenute da una singola colonna, il dimensionamento diventa ancora più critico, dovendo garantire la stabilità della struttura anche in presenza di carichi eccentrici. Infine, sempre più spesso i carport vengono richiesti in abbinamento a infrastrutture per la ricarica dei veicoli elettrici. La domanda non è ancora uniforme, ma si sta progressivamente orientando verso soluzioni integrate che includono anche sistemi di accumulo e gestione intelligente dell’energia. Eventuali incentivi o nuove disposizioni tecniche possono accelerare l’adozione di queste soluzioni, mentre fattori esterni, come l’andamento dei prezzi delle materie prime e le dinamiche geopolitiche internazionali, incidono direttamente sui costi e sulla pianificazione degli investimenti».
CRITICITÀ
Nonostante le prospettive di crescita, il mercato dei carport fotovoltaici presenta ancora alcune criticità che ne limitano la diffusione su larga scala. Il principale ostacolo resta il costo iniziale dell’investimento, più elevato rispetto agli impianti tradizionali su tetto. Come evidenziano più operatori, non tutte le aziende sono oggi in grado di sostenere questa spesa, soprattutto in assenza di incentivi strutturati. A questo si aggiungono aspetti tecnici e progettuali che richiedono competenze specifiche. La pressione sui prezzi rischia di spingere alcuni operatori a trascurare aspetti fondamentali come solidità e resistenza delle strutture, con potenziali conseguenze nel lungo periodo.
Tensioni geopolitiche e aumento dei costi delle materie prime, tra cui l’alluminio, rischiano di incidere ancora di più sulla sostenibilità economica dei progetti. In questo contesto, emerge la necessità di un approccio progettuale solido e di una visione di lungo periodo, in grado di bilanciare costi, benefici e rischi. «Il mercato delle pensiline fotovoltaiche per parcheggi in Italia è in crescita, ma il costo rimane un fattore limitante», conclude Angelo Nogara di Siguesol. «Non tutte le aziende sono in grado di
Realizzato interamente in acciaio strutturale zincato a caldo o verniciato nero, il carport proposto da Sunerg resiste alla corrosione e al tempo senza cedimenti. L’integrazione con il fotovoltaico è totale: i pannelli solari si montano direttamente su un telaio secondario a profilo omega eliminando complessità e punti di debolezza. In particolare moduli neri, con vetro semi trasparente rendono questa pensilina particolarmente elegante e ben integrata negli spazi domestici ed industriali. L’inverter ibrido è affiancato da un accumulo a batteria in litioferro-fosfato, con anche il sistema di carica per i veicoli elettrici.
SUNERG
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sostenere questo tipo di investimento. Offrire un pacchetto integrato chiavi in mano contribuisce a ridurre i costi complessivi e a ottimizzare le performance economiche di queste soluzioni. Tuttavia, proprio perché il prezzo è un fattore così determinante, stiamo assistendo all’ingresso nel mercato di operatori che propongono soluzioni senza prestare sufficiente attenzione ad aspetti fondamentali come qualità, resistenza strutturale e durabilità nel lungo periodo. Questo rappresenta un rischio significativo».
Alessandro Maria Cibin di Sun-Age ha aggiunto: «Il principale fattore di attenzione resta legato all’andamento dei costi delle materie prime, in particolare dell’acciaio, che può incidere sulla sostenibilità economica degli investimenti. Tuttavia, rispetto ad altri ambiti come l’agrivoltaico, le pensiline presentano minori complessità operative e rappresentano oggi una delle soluzioni più concrete e scalabili per la generazione distribuita di energia».
In prospettiva, lo sviluppo dei carport fotovoltaici nel segmento commerciale e industriale appare strettamente legato a tre fattori chiave: evoluzione dei costi, disponibilità di modelli finanziari innovativi e chiarezza del quadro normativo. Se da un lato il prezzo rappresenta ancora un elemento frenante, dall’altro l’integrazione con sistemi di accumulo, infrastrutture di ricarica e soluzioni digitali per la gestione dell’energia sta progressivamente rafforzando il valore complessivo di queste installazioni.
In questo scenario, i carport sono destinati a ritagliarsi uno spazio sempre più rilevante all’interno delle strategie energetiche delle imprese, non solo come alternativa agli impianti su tetto, ma come vera e propria infrastruttura multifunzionale. La capacità di coniugare produzione di energia, servizio e valorizzazione degli spazi li rende infatti una soluzione coerente con le esigenze di un sistema produttivo sempre più orientato all’autoconsumo, all’elettrificazione e alla sostenibilità.
Da nicchia a opportunità concreta, il passo non è ancora del tutto compiuto. Ma la traiettoria è ormai chiara.
SOLITEK
Con oltre cinque anni di esperienza specialistica e un vasto portfolio di progetti di successo in tutta Europa, SoliTek offre moduli studiati specificamente per le pensiline fotovoltaiche. Progettati per la massima sicurezza delle installazioni sopraelevate, questi moduli vantano la certificazione tedesca DIBt e una resistenza al fuoco conforme alla classificazione italiana EN 13501-1. Questa soluzione di produzione europea garantisce una durabilità estrema contro le condizioni atmosferiche più avverse e la grandine di grandi dimensioni (50 millimetri), mantenendo una Classe A di reazione al fuoco per garantire la massima protezione a veicoli e persone. I moduli sono forniti con garanzia di 30 anni.
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L’EVOLUZIONE DEI PPA IN UN MERCATO CHE CAMBIA
L'ATTUALE FASE DI MATURAZIONE DEL SETTORE
ENERGETICO STA TRASFORMANDO PROFONDAMENTE
I POWER PURCHASE AGREEMENT CHE EVOLVONO
DA SEMPLICI CONTRATTI DI FORNITURA A STRUMENTI
SOFISTICATI DI GESTIONE DEL RISCHIO E OTTIMIZZAZIONE
FINANZIARIA CON NUOVE FORMULE E MODELLI. UN RUOLO DETERMINANTE IN QUESTO SVILUPPO È GIOCATO
ANCHE DALL'INTEGRAZIONE DEI SISTEMI DI ACCUMULO A BATTERIA
DI ALDO CATTANEO
IPower Purchase Agreement (PPA) sono contratti a lungo termine tra un produttore di energia, spesso generata da impianti eolici o fotovoltaici, e un acquirente, che può essere un’azienda o un trader. In sostanza, l’azienda si impegna ad acquistare per diversi anni l’energia prodotta da uno specifico impianto a un prezzo concordato in anticipo. Questo meccanismo ha un duplice obiettivo: da un lato consente al produttore di ottenere più facilmente il finanziamento dell’impianto, grazie alla maggiore bancabilità del progetto, mentre dall’altro offre all’acquirente una stabilità dei costi energetici e la garanzia dell’origine rinnovabile dell’energia acquistata. A questo tipo di accordo può partecipare qualsiasi azienda privata, stipulandolo direttamente con un produttore o un fornitore, e la durata è generalmente molto lunga, tipicamente compresa tra i 5 e i 15 anni. «I contratti PPA di medio-lungo periodo sono riconosciuti come uno degli strumenti chiave per
la trasformazione del sistema elettrico nazionale, il raggiungimento degli obiettivi del Pniec e la stabilizzazione dei costi di approvvigionamento per le imprese» sottolinea Fabrizio Prestinoni, head of commodity corporate & REC sales di Sorgenia. Negli ultimi anni il mercato dei Power Purchase Agreement ha assunto un ruolo sempre più centrale nello sviluppo delle energie rinnovabili in Europa e in Italia, trasformandosi profondamente sia nella struttura sia nelle finalità. L’Italia si è confermata un laboratorio di innovazione estremamente dinamico. Con decine di contratti firmati e volumi che raggiungono svariati terawattora complessivi, il settore dimostra di saper rispondere con resilienza alle nuove sfide poste dalla fine dei regimi di incentivazione pubblica e dalla crescente volatilità dei prezzi all'ingrosso. «Il mercato dei Power Purchase Agreement in Italia è in ottima salute e continua a crescere», spiega Alice Cajani, general manager di Enfinity Energy Europe. «Nel
2025 sono stati firmati in Italia 43 contratti PPA, in aumento rispetto al 2024, per un volume complessivo di circa 21 TWh»,
VERSO LA MATURITÀ?
Le analisi della società svizzera di consulenza Pexapark evidenziano come questi strumenti siano passati da semplici contratti di lungo termine per la vendita di energia a meccanismi complessi di gestione del rischio, sempre più integrati con logiche finanziarie e dinamiche di mercato avanzate. La diffusione dei Power Purchase Agreement è stata inizialmente favorita dalla progressiva riduzione dei sistemi di incentivazione pubblica. In assenza di tariffe garantite, gli operatori interessati alla costruzione di impianti da fonte rinnovabile hanno trovato in questi contratti uno strumento efficace per assicurare stabilità dei ricavi e rendere bancabili i progetti. Questo ha sostenuto una crescita molto rapida del mercato, culminata nel 2023, quando i volumi di accordi firmati in Europa hanno raggiunto livelli record. Tuttavia, i dati più recenti mostrano un rallentamento, legato alla discesa dei prezzi dell’energia, alla maggiore incertezza e al crescente disallineamento tra le aspettative di produttori e acquirenti. «I PPA stanno diventando sempre più complessi, poiché gli operatori di mercato cercano soluzioni vantaggiose per tutti per far fronte a sfide in continua evoluzione, quali i prezzi negativi e la loro cannibalizzazione», sottolinea Rodrigo López, head of revenues di BNZ, produttore indipendente di energia che sviluppa, costruisce e gestisce progetti di energia da fonti rinnovabili. In questo nuovo contesto, il mercato dei Power Purchase Agreement sta entrando in una fase più matura, in cui il prezzo non è più l’unico elemento determinante. La valutazione di un contratto dipende sempre più da fattori come il profilo di produzione, la volatilità dei mercati elettrici e la struttura delle clausole contrattuali. È proprio questa
crescente complessità che ha favorito un processo di progressiva “finanziarizzazione” dei PPA, avvicinandoli sempre più agli strumenti tipici dei mercati energetici e finanziari. «La maggiore complessità nel pricing dei Power Purchase Agreement è il risultato naturale della maturazione del mercato», afferma Mitia Cugusi, presidente di Greenvolt Next Italia. «In una prima fase il Power Purchase Agreement era percepito prevalentemente come un contratto di acquisto di energia a prezzo fisso. Oggi, invece, è diventato uno strumento molto più sofisticato, che deve rispondere a esigenze industriali, finanziarie e di gestione del rischio sempre più articolate. Il primo fattore è la volatilità strutturale dei mercati energetici». Mentre Lukas Edenhauser, head of consultant services di PsaierEnergies, aggiunge: «Le principali cause dell’aumento della complessità nel pricing dei PPA sono sicuramente la volatilità dei prezzi dell'energia elettrica scambiata sui mercati all'ingrosso, l’aumento del rischio profilo, la crescita dei costi di bilanciamento e sbilanciamento e le complessità contrattuali con gli strumenti utilizzati per gestire i rischi legati alla volatilità, specialmente nei tassi di interesse o nelle materie prime, che fanno tutti parte del risk management».
NUOVI MODELLI
DI BUSINESS DAI BESS
L’avvento dei sistemi di accumulo a batteria (Bess) sta cambiando in modo piuttosto profondo il mercato dei PPA, rendendoli più sofisticati e, in molti casi, anche più utili rispetto al passato. In primo luogo, i Bess introducono flessibilità: mentre i Power Purchase Agreement classici sono legati a una produzione rinnovabile intermittente (sole e vento), l’integrazione con storage permette di rendere l’energia più programmabile, cioè più vicina ai profili di consumo reali. In pratica, l’energia può essere immagazzinata quando viene prodotta e rilasciata quando serve, trasformando un PPA da “as-produced” a qualcosa di più simile a una fornitura “a richiesta”. Che significa rendere una fonte non programmabile (come il sole o il vento appunto) affidabile e costante come una centrale tradizionale. Questo ha un secondo effetto molto rilevante: migliora il profilo di rischio dei Power
Contratti Bess/FPA vs. PPA siglati in Europa (in GW)
HANNO DETTO
“L’INTEGRAZIONE DEI BESS CAMBIA LE REGOLE DEL GIOCO”
Rodrigo López, head of revenues di BNZ «I PPA stanno diventando sempre più complessi, poiché gli operatori di mercato cercano soluzioni vantaggiose per tutti per far fronte a sfide in continua evoluzione, quali i prezzi negativi e la cannibalizzazione dei prezzi. I Power Purchase Agreement ibridi, in particolare quelli che combinano impianti fotovoltaici e sistemi Bess, continuano a guadagnare terreno».
"L’UNIONE DI MOLTEPLICI FATTORI STA FACENDO EVOLVERE IL SETTORE”
Alice Cajani, general manager di Enfinity Energy Europe «L’evoluzione del settore è guidata da diversi fattori come la crescente penetrazione delle rinnovabili, la geopolitica dell’energia, l’evoluzione regolatoria con FER-X, Energy Release, Macse, la riforma del Capacity Market, le aree idonee, e infine la diffusione dei Bess».
“L’ENERGIA COME UNA LEVA STRATEGICA PER LA COMPETITIVITÀ PER LE IMPRESE”
Mitia Cugusi, presidente di Greenvolt Next Italia «Osserviamo un crescente interesse verso soluzioni come autoconsumo e PPA, trainato soprattutto dall’esigenza di maggiore prevedibilità dei costi energetici e di minore esposizione alla volatilità dei mercati. Sempre più imprese considerano infatti l’energia come una leva strategica per la competitività, la resilienza e la capacità di pianificazione nel medio-lungo periodo».
“CRESCE LA DOMANDA DI STABILIZZARE I COSTI ENERGETICI”
Lukas Edenhauser, head of consultant services di PsaierEnergies «Si osserva nuovamente una crescita della domanda di PPA dopo il calo nell’anno 2025, soprattutto per tre driver principali: esigenza di stabilizzare i costi energetici, obiettivi ESG e decarbonizzazione e maggiore consapevolezza dopo la volatilità dei prezzi energetici».
“DAI PPA CON BESS UN GRANDE POTENZIALE”
Fabrizio Prestinoni, head of commodity corporate & REC sales di Sorgenia
«I PPA con sistemi di accumulo Bess sono ancora poco diffusi. Il principale ostacolo è il costo elevato dell'hardware: il capex per la realizzazione di impianti di storage di grandi dimensioni è ancora significativo. Le prospettive di sviluppo sono legate alla riduzione dei costi, secondo una traiettoria analoga a quella percorsa dai pannelli fotovoltaici»..
Purchase Agreement. I Bess permettono di ridurre la volatilità dei prezzi e il cosiddetto “capture risk”, cioè il fatto che l’energia rinnovabile venga prodotta quando i prezzi sono bassi, stabilizzando i ricavi per il produttore e i costi per l’acquirente. «Il mercato europeo sta già entrando in questa nuova fase. Sebbene i PPA tradizionali restino oggi la struttura più diffusa, stanno emergendo con crescente interesse contratti che integrano impianti rinnovabili e sistemi Bess», sottolinea Mitia Cugusi di Greenvolt Next Italia. «Mercati come Spagna e Portogallo rappresentano, per noi, un osservatorio particolarmente interessante. L’elevata penetrazione delle rinnovabili e i prezzi elettrici tra i più competitivi d’Europa hanno reso evidente il valore della flessibilità: quando cresce la produzione intermittente, la capacità di spostare energia nel tempo diventa un elemento centrale. Di conseguenza, il Power Purchase Agreement evolve. Non è più solo un contratto di acquisto di energia, ma una piattaforma più avanzata di gestione del rischio e di ottimizzazione energetica. Siamo ancora in una fase iniziale, ma il trend è chiaro e destinato a rafforzarsi». Non è quindi un caso che a marzo Pexapark abbia registrato contratti di acquisto di energia PPA per 663,5 MW e 1.327 MWh di accumulo in Europa. La società di consulenza ha redatto un elenco sui diversi accordi relativi allo storage di energia firmati durante il mese. Tra questi, la partnership di Matrix Renewables con EDF per un Bess da 500 MW e 1.000 MWh nel Regno Unito, della durata di due anni. Un accordo biennale è stato inoltre stipulato nei Paesi Bassi tra Energy Solutions Group ed Espired/Flexcity per un Bess da 15 MW e 30 MWh. In Germania, Münch Energie e Suena hanno firmato due collaborazioni, ciascuna della durata di due anni: una per 49,5 MW e 99 MWh e un’altra per 99 MW e 198 MWh. In parallelo, i sistemi di accumulo stanno contribuendo a creare nuove strutture contrattuali. Sempre più spesso si vedono PPA ibridi che abbracciano produzione e stoccaggio, oppure contratti separati sull’uso della batteria stessa, che può generare ulteriori ricavi partecipando ai mercati dei servizi ancillari o arbitrando i prezzi. Questo aumenta l’attrattività economica complessiva dei progetti e ne migliora la bancabilità.
Un altro impatto importante è legato al contesto di mercato: con la crescita delle rinnovabili, si stanno verificando sempre più ore di prezzi molto bassi o addirittura negativi, soprattutto per il fotovoltaico. In questo scenario, i Bess diventano uno strumento chiave per evitare la cannibalizzazione dei prezzi e rendere ancora sostenibili i PPA nel lungo periodo.
Infine, i Bess stanno spingendo anche verso una nuova generazione di Power Purchase Agreement orientati al concetto di 24/7 clean energy, cioè la fornitura di energia rinnovabile allineata ora per ora ai consumi, non solo su base annuale. Senza storage, questo obiettivo sarebbe molto difficile da raggiungere.
UN CAMBIAMENTO IN ATTO
Proprio per questo, accanto ai modelli tradizionali, stanno emergendo con forza i Flexibility Purchase Agreement (FPA). In questi contratti l’oggetto della transazione non è più solo la consegna fisica del chilowattora, ma la capacità di flessibilità stessa. Gli FPA rappresentano l'evoluzione finanziaria del settore, dove il rischio è legato alla capacità di ottimizzare i flussi nei mercati intraday, dove si scambia energia elettrica per correggere le posizioni prese nel Mercato del Giorno Prima, e dei servizi ancillari. «L’oggetto del contratto Flexibility Purchase Agreement non è solo l’energia prodotta, ma anche la flessibilità dell’asset, ovvero la capacità di caricare e scaricare energia nei momenti di maggiore convenienza economica», spiega Fabrizio Prestinoni di Sorgenia. «Si tratta quindi di uno strumento distinto dai PPA tradizionali, ma complementare ad essi».
Con il Power Purchase Agreement tradizionale infatti si ha a che fare con un vero e proprio contratto di fornitura. Il Flexibility Purchase Agreement, invece, non riguarda direttamente la vendita di
Differenze
tra
PPA e FPA
PPA
Power Purchase Agreement
Acquisto di elettricità (MWh)
Consegna fisica (diretta o tramite rete)
Prezzo fisso o indicizzato
Contratto di lungo termine
OBIETTIVO: approvvigionamento energetico + stabilità dei costi
FPA
Flexibility Purchase Agreement
Acquisto di capacità di modulazione (MW)
Nessuna vendita diretta di energia
Modifica produzione o consumi su richiesta
Servizi di bilanciamento di rete
OBIETTIVO: Stabilità e gestione dinamica del sistema elettrico
energia, ma la disponibilità a modulare produzione o consumo in risposta ai bisogni della rete. In un sistema elettrico sempre più basato su fonti rinnovabili intermittenti (come eolico e solare), la flessibilità diventa fondamentale per mantenere l’equilibrio tra domanda e offerta. «A livello europeo, il panorama è più sfaccettato», afferma Alice Cajani di Enfinity Energy Europe. «Pexapark ha registrato nel 2025 un calo dei volumi PPA da 15,3 GW a 13,1 GW, ma contemporaneamente è esploso il mercato della flessibilità, con circa 12 GW di capacità Bess contrattualizzata sotto Flexibility Purchase Agreement, il triplo rispetto al 2024. In sostanza, il mercato non si sta contraendo, si sta trasformando». Questo nuovo strumento consente alle aziende, in particolare ai grandi gruppi internazionali, di acquistare energia rinnovabile senza essere vincolate a un determinato punto di consegna o a uno specifico mercato geografico. Gli FPA rappresentano quindi una risposta alla crescente globalizzazione della domanda energetica e alla necessità di maggiore flessibilità nella gestione del rischio. L’evoluzione dei Power Purchase Agreement riflette un cambiamento più ampio del sistema energetico, che si sta muovendo verso un modello sempre più integrato tra mercato e regolazione. Per gli operatori del fotovoltaico, la sfida sarà quella di saper combinare in modo efficace questi strumenti, scegliendo di volta in volta il mix più adatto tra stabilità, flessibilità e opportunità economiche.
Parallelamente, la crescente penetrazione delle fonti rinnovabili sta modificando profondamente il funzionamento dei mercati elettrici. In particolare, la diffusione del fotovoltaico sta accentuando il fenomeno della cannibalizzazione dei prezzi, con valori dell’energia molto bassi nelle ore di maggiore produzione. Questo effetto riduce i ricavi degli impianti e rende più complesso strutturare contratti di lungo termine economicamente sostenibili.
Come è facile intuire, i Power Purchase Agreement stanno evolvendo verso modelli più articolati, spesso integrati con sistemi di accumulo o caratterizzati da strutture contrattuali ibride, capaci di gestire meglio la variabilità e il rischio.
L’IMPATTO DEL FER X
In questo scenario già complesso, torna ad assumere un ruolo rilevante anche la regolazione. In Italia, il nuovo meccanismo FER X introduce un sistema di supporto alle rinnovabili basato su contratti a lungo termine che presentano caratteristiche simili ai contratti per differenza. Questo modello offre una maggiore stabilità dei ricavi rispetto al mercato puro, pur mantenendo un collegamento con i prezzi dell’energia. In questo senso, il FER X si colloca a metà strada
A2A Energia: PPA di otto anni con il PoliMi per la fornitura di 35 GWh all’anno
Il Politecnico di Milano ha firmato un PPA con A2A Energia per la fornitura di circa 35 GWh all’anno di energia elettrica proveniente da fonti green. Questo quantitativo coprirà il 100% del fabbisogno dell’ateneo. Il contratto PPA avrà una durata di otto anni. Più della metà dell’energia messa a disposizione del Politecnico sarà prodotta da un parco fotovoltaico di A2A di nuova realizzazione. La restante quota, invece, proverrà da impianti da fonti rinnovabili del portafoglio del Gruppo. Tutte le infrastrutture coinvolte sono
tra gli strumenti di incentivazione tradizionali e i Power Purchase Agreement di mercato. «Nonostante l’avvento del FER X, l'Italia rimane un mercato competitivo e interessante per i Power Purchase Agreement», spiega Rodrigo López di BNZ, «perché offrono soluzioni su misura che possono essere adattate alle esigenze di entrambe le parti. Il FER X, invece, prevede durate più lunghe, fino a 20 anni, e coinvolge una controparte pubblica, il che lo rende particolarmente interessante per i finanziatori». Il rapporto tra FER X e Power Purchase Agreement non è di semplice sostituzione, ma piuttosto di progressiva integrazione. Il FER X può rappresentare una soluzione più adatta per progetti che necessitano di maggiore certezza dei ricavi o che presentano un profilo di rischio più elevato, mentre i PPA restano fondamentali per iniziative orientate al mercato e per il coinvolgimento diretto dei corporate buyer.
«I principali vantaggi rispetto al FER X riguardano soprattutto la possibilità di avere energia rinnovabile dedicata, cioè legata direttamente a uno specifico impianto, oltre a una maggiore personalizzazione del contratto in base alle esigenze dell’azienda» afferma Lukas Edenhauser, head of consultant services di PsaierEnergies.
«D’altra parte, il FER X presenta vantaggi legati alla maggiore semplicità e stabilità: garantisce infatti un prezzo regolato e stabile nel tempo, riduce la complessità contrattuale e comporta un rischio di mercato quasi nullo. Tuttavia, rispetto ai Power Purchase Agreement, offre minore flessibilità».
Il risultato è un mercato sempre più ibrido, in cui coesistono strumenti diversi ma complementari. Le analisi di Pexapark indicano chiaramente che il valore dei PPA non può più essere interpretato solo in termini di prezzo, ma deve essere valutato alla luce della capacità di gestire rischio, volatilità e complessità operativa. In questo contesto il FER X contribuisce a stabilizzare il sistema e a sostenere nuovi investimenti.
UN CONCORRENTE DALL’ENERGY RELEASE?
Un’analisi sull'evoluzione dei Power Purchase Agreement oggi non può prescindere dal confronto con l'Energy Release. Sebbene entrambi mirino alla stabilità dei costi, l'Energy Release agisce come un intervento statale di breve termine che offre prezzi calmierati immediati, rischiando di disincentivare le aziende dal sottoscrivere impegni decennali tipici dei PPA. L'Energy Release non è una semplice fornitura, ma una sorta di ammortizzatore sociale per l'industria. È un meccanismo di protezione governativo che permette alle aziende energivore di acquistare energia a un prezzo calmierato, spesso
molto più basso dei prezzi di mercato correnti. «L’Energy Release 2.0 è uno strumento completamente diverso dal PPA, anche se condivide il concetto di base di un contratto di fornitura a lungo termine», sottolinea Alice Cajani di Enfinity Energy Europe. «La differenza fondamentale è nella finalità: l’Energy Release è un meccanismo di politica industriale, progettato per fornire energia a prezzo regolato alle imprese energivore italiane. Il Power Purchase Agreement è uno strumento di mercato, guidato dalla negoziazione bilaterale tra venditore e compratore». Chi propone PPA oggi deve quindi superare questa miopia da incentivo, evidenziando come il PPA sia l'unico strumento strutturale capace di garantire contemporaneamente la bancabilità di nuovi impianti e la conformità ai criteri ESG nel lungo periodo. «I PPA permettono anche di rafforzare il branding ESG», afferma Lukas Edenhauser di PsaierEnergies, «dimostrando un impegno concreto verso la sostenibilità, e posso-
no offrire una forma di copertura, contro la volatilità dei prezzi dell’energia».
L'attuale fase di maturazione del mercato energetico sta trasformando profondamente i PPA, che evolvono da semplici contratti di fornitura a strumenti sofisticati di gestione del rischio e ottimizzazione finanziaria. Un ruolo determinante in questa trasformazione è giocato dall'integrazione dei sistemi di accumulo a batteria, i cosiddetti Bess, che superano il limite dell'intermittenza tipico di sole e vento. Grazie allo storage, l'energia rinnovabile diventa programmabile e affidabile, proteggendo produttori e acquirenti dalla volatilità dei prezzi e dal rischio di cannibalizzazione, aprendo la strada a forniture pulite attive ventiquattr'ore su ventiquattro. Il futuro del settore si delinea quindi come un sistema ibrido e integrato, dove il valore di un accordo non si misura più solo sul prezzo, ma sulla sua capacità di bilanciare stabilità operativa, flessibilità e sostenibilità.
localizzate nel Nord Italia contribuendo alla prossimità territoriale della fornitura. Circa metà dell’energia fornita sarà prelevata costantemente a prezzo fisso. Questo profilo si affiancherà a un prelievo a prezzo variabile indicizzato ai mercati all’ingrosso. Questa combinazione consentirà di bilanciare stabilità dei costi e flessibilità rispetto alle migliori condizioni di mercato per l’intera durata contrattuale.
L’impostazione messa a punto dall’amministrazione del Politecnico può rappresentare un riferimento per altre realtà della pubblica amministrazione.
ZCS Azzurro
10 anni di crescita e innovazione
Adieci anni dalla nascita, ZCS
Azzurro, brand della Green Innovation
Division di Zucchetti Centro Sistemi
S.p.A., consolida il proprio posizionamento nel mercato dei sistemi fotovoltaici intelligenti, contribuendo attivamente alla transizione energetica attraverso soluzioni integrate per i settori residenziale, commerciale e industriale. L’o erta comprende inverter di ultima generazione, sistemi di accumulo, soluzioni BESS per applicazioni C&I e utility scale, stazioni di ricarica per veicoli elettrici e piattaforme avanzate di monitoraggio. Un ecosistema energetico completo, progettato per ottimizzare l’autoconsumo, migliorare la gestione dei flussi energetici e supportare la stabilità della rete.
La crescita in numeri
12 partner tecnologici
30
installatori certificati
50 oltre partner commerciali
L’ecosistema energetico integrato di ZCS
Azzurro unisce fotovoltaico, accumulo, stazioni di ricarica e pompe di calore in un’unica architettura coordinata. Un approccio pensato per rispondere alle esigenze di impianti industriali, commerciali e residenziali, ottimizzando la gestione dell’energia in modo semplice ed e cace.
Un ecosistema energetico integrato e intelligente
Cuore del sistema è ZCS Azzurro HUB che, grazie all’intelligenza artificiale, governa i flussi energetici utilizzando l’energia prodotta nel momento e nel luogo in cui serve davvero.
Il risultato è una maggiore autonomia, una riduzione dei costi e degli sprechi e un utilizzo più consapevole dell’energia, con benefici concreti anche in termini di sostenibilità ambientale.
5.000
1.000.000 impianti installati oltre
8,5 GW potenza installata oltre service partner
oltre
3 GWh capacità di storage installata
ZCS Azzurro conferma così il proprio impegno nello sviluppo di soluzioni energetiche innovative, e cienti e sostenibili, al servizio di un futuro sempre più elettrico e intelligente.
Made
in Europe e reshoring: una scelta strategica per il futuro
Il 2026 segna un passaggio chiave per ZCS Azzurro con l’avvio del progetto Made in Europe su alcuni modelli di inverter di grande potenza. Una scelta che valorizza qualità industriale e innovazione tecnologica, in linea con le più recenti normative europee. All’interno di questo progetto si inserisce un importante progetto di reshoring: nel primo semestre del 2026, ZCS Azzurro riporterà in Italia (Toscana) alcune linee di produzione e assemblaggio della gamma ZCS Azzurro. Un investimento strategico che consente di ra orzare competenze, processi industriali e standard qualitativi, contribuendo al rilancio della manifattura europea nel settore delle energie rinnovabili.
I prodotti
IQuali sono stati gli step più significativi dei dieci anni di ZCS?
l decimo anniversario di attività di ZCS Azzurro rappresenta una tappa significativa in un percorso di crescita costante, costruito su un heritage industriale di oltre 40 anni di Zucchetti Centro Sistemi. In questi anni, ZCS Azzurro ha consolidato il proprio posizionamento puntando su a dabilità, qualità dei prodotti e centralità del servizio postvendita, oggi elementi sempre più determinanti nelle scelte di installatori e operatori del settore fotovoltaico.
DELLA DIVISIONE INNOVATION DI ZUCCHETTI CENTRO SISTEMI A dabilità e attenzione
al servizio di assistenza
Pre-vendita
Post-vendita
Assistenza tecnica telefonica & Back O ce
Centro di analisi e riparazioni
Supporto tecnico in campo
APP & Portale di Monitoraggio
Formazione tecnica (livello base, avanzato e online)
I servizi
Inquadra il QR code per guardare una breve clip dedicata al centro riparazioni
Nel 2025 erogate oltre 800 ore di formazione e oltre 3000 partecipanti
Il restyling del logo: un’identità che evolve con il brand
All’interno di questo percorso di crescita si inserisce il restyling del logo ZCS Azzurro. Una nuova identità visiva che nasce come naturale conseguenza dell’evoluzione del brand: dieci anni di esperienza nel fotovoltaico, un ra orzamento del posizionamento internazionale e una visione sempre più orientata al futuro dell’energia. Il nuovo logo interpreta in chiave contemporanea solidità, innovazione e visione europea, accompagnando ZCS Azzurro in una nuova fase di sviluppo e consolidamento nel panorama delle energie rinnovabili.
«L’obiettivo di ZCS Azzurro è da sempre stato quello di essere un’azienda vicina al mercato e ai clienti con prodotti, competenza tecnica e assistenza continua. Il primo step è stato quello di raggiungere questo “standard” con prodotti di qualità, competitivi sotto ogni aspetto e con un servizio di assistenza strutturato e puntuale. Secondo step è stato quello di evolversi con un’o erta ampia ed evoluta di prodotti e tecnologie, per rispondere a qualsiasi esigenza del mercato. Ultimamente abbiamo introdotto anche soluzioni per il settore termoidraulico, con pompe di calore e scaldacqua ZCS integrate con i sistemi fotovoltaici ZCS Azzurro».
Come siete cresciuti in termini di team e rete vendita in Italia?
«Nell’ultimo anno la rete vendita in Italia si è ampliata con l’introduzione ad oggi di cinque direttori vendite di area, che hanno il compito di di ondere la conoscenza del brand ZCS Azzurro verso gli installatori ed i progettisti, oltre a supportare continuamente la rete distributiva nello sviluppo e mantenimento del mercato».
Quali sono le novità per i prossimi anni?
«Tra le future novità, segnaliamo l’introduzione sul mercato delle nuove pompe di calore con accumulo termico, di cabine di media con trasformatore integrato e il continuo sviluppo tecnologico della gamma ZCS Azzurro monofase e trifase. Infine, un’attenzione particolare è dedicata al continuo sviluppo della gamma di soluzioni BESS, progettata per rispondere in modo completo e flessibile alle diverse esigenze del mercato».
E in termini di produzione?
«Essere un’azienda italiana, per noi, non è solo un’origine. È un modo di lavorare, di progettare, di stare vicino alle persone e alle aziende. Per ZCS Azzurro, italianità significa attenzione al servizio e alle relazioni, significa condividere competenze, cultura industriale, trasparenza ed etica. Significa essere un punto di riferimento concreto per chi lavora ogni giorno con l’energia. Nel 2026 parte della nostra produzione su alcuni prodotti della gamma Azzurro torna in Europa, contribuendo a costruire una filiera sempre più vicina, controllata e a dabile».
Avete anche un nuovo centro riparazione, qual è l’obiettivo?
«In linea con i valori che guidano ZCS Azzurro, dal 2024 disponiamo di un centro riparazioni strutturato, nato per garantire una gestione ottimale delle richieste, riducendo al minimo i tempi di inattività degli impianti. Questa scelta rappresenta anche un impegno concreto verso la sostenibilità: i prodotti non vengono sostituiti, ma riparati, contribuendo a limitare sprechi e migliorando l’impatto ambientale. Un servizio solido e a dabile, pensato per o rire agli installatori la massima tranquillità operativa, grazie a una struttura organizzata, presente sul territorio e orientata alla risoluzione delle esigenze del mercato».
maggiori info visita il nostro sito zcsazzurro.com
SSEC, LA NUOVA FIERA FIRMATA IEG A VICENZA
IL 22 E 23 SETTEMBRE
L’EVENTO, ORGANIZZATO DALLA SOCIETÀ RESPONSABILE DI KEY – THE ENERGY TRANSITION
EXPO, SI PROPONE COME APPUNTAMENTO VERTICALE E SPECIALIZZATO RIVOLTO AGLI
OPERATORI DEL MERCATO DEL FOTOVOLTAICO E DEI SISTEMI DI STORAGE
Il 22 e 23 settembre 2026, presso la Fiera di Vicenza, esordirà SSEC – Storage & Solar Expo Conference, la nuova manifestazione organizzata da Italian Exhibition Group (IEG), nata per garantire continuità di relazione con il mercato e sviluppata come iniziativa complementare e sinergica a KEY – The Energy Transition Expo. Lo scopo ultimo di questa iniziativa è quello di affermarsi come piattaforma di riferimento a livello nazionale e internazionale per l'innovazione energetica industriale, a partire dal cuore produttivo del Triveneto, una delle aree più dinamiche d'Europa per investimenti in solare ed energie sostenibili.
TARGET DELLA KERMESSE
L’evento, organizzato in collaborazione con Meneghini&Associati e con il supporto di Italia Solare, è focalizzato interamente sul fotovoltaico e sui sistemi di accumulo. Vuole proporsi come appuntamento verticale e altamente specializzato, orientato al business diretto tra operatori qualificati. In particolare, si rivolge a produttori, distributori, EPC contractor, installatori, progettisti, investitori e grandi utilizzatori di energia. L’obiettivo è quello di riunire aziende, operatori qualificati, progettisti, investitori, stakeholder istituzionali e professionisti della filiera energetica.
FORMAT DELL’EVENTO
SSEC proporrà un ecosistema di visite, conferenze, networking & business matching mettendo in connessione domanda e offerta qualificata. Così durante l’appuntamento verrà proposto un palinsesto di workshop tematici e sessioni di approfondimento dedicate ad aspetti normativi, tecnologici e scientifici legati al solare e alle rinnovabili. Gli argomenti saranno approfonditi attraverso il contributo di associazioni industriali, organismi tecnico-scientifici, centri di ricerca e aziende espositrici. Accanto alla parte conference, l'area expo ospiterà un’offerta dedicata alle tecnologie per il solare fotovoltaico, i sistemi di accumulo, le soluzioni integrate per la gestione dell’energia.
Previsti anche eventi serali, formali e informali, in luoghi iconici di Vicenza. Questi appuntamenti sono pensati per promuovere il territorio favorendo, allo stesso tempo, il networking e le relazioni di qualità tra espositori, buyer e stakeholder. «Il sistema energetico globale sta vivendo una trasformazione strutturale senza precedenti», dichiara Corrado Peraboni, amministratore delegato di IEG – Italian Exhibition Group. «Con una domanda in costante crescita e oltre l’80% della nuova capacità elettrica oggi rinnovabile, il fotovoltaico si conferma una leva strategica per la competitività industriale. In coerenza con il percorso avviato da KEY – The Energy Transition Expo, vogliamo offrire alle nostre community un secondo appuntamento annuale dedicato, creando un momento di confronto concreto su opportunità, modelli di sviluppo e prospettive di business».
L'evento in pillole
Dove: Vicenza Expo Center
Quando: martedì 22 e mercoledì 23 settembre
Orari: dalle ore 9:30 alle ore 18:00
Ticket: Acquistabili online previa registrazione sul sito ufficiale di SSEC, accedendo all'area riservata
Format: Evento convegnistico ed expo B2B dedicato agli operatori professionali della filiera del solare fotovol-taico e dei sistemi di accumulo energetico
Inquadra il QR Code per guardare una video intervista di SolareB2B ad Alessandra Astolfi, group exhibition manager di International Exhibition Group
Visita
il sito per maggiori info
SOLAREB2B WEEKLY: RICEVILA ANCHE TU
LA NEWSLETTER VIENE INVIATA CON CADENZA BISETTIMANALE A CIRCA
8.000 OPERATORI DEL SETTORE. OGNI LUNEDÌ È ARRICCHITA DELLA “CHART DELLA SETTIMANA”, PER MEGLIO COMPRENDERE IL MERCATO DEL FOTOVOLTAICO. MENTRE OGNI MERCOLEDÌ VIENE PUBBLICATA
LA RUBRICA “GREEN ENERGY”, DEDICATA A FATTI RELATIVI
ALLE ENERGIE RINNOVABILI NEI PAESI DELL’UNIONE EUROPEA
La newsletter SolareB2B Weekly è una pubblicazione bisettimanale che riassume tutte le notizie pubblicate quotidianamente sul sito internet della rivista e poi condivise sui social. Ma non solo. È anche uno strumento che propone analisi di grafici interessanti per il mercato fotovoltaico e approfondimenti dedicati al tema delle energie rinnovabili provenienti dall’intera Unione Europea. Per tutte queste caratteristiche, la newsletter è considerata una componente fondamentale dell’offerta comunicativa della testata SolareB2B.
DIFFUSIONE
La weekly viene inviata gratuitamente ogni lunedì e ogni mercoledì a circa 8.000 operatori dei settori fotovoltaico ed efficienza energetica che possono così restare aggiornati avendo una visione d’insieme di quanto successo nel mercato i giorni precedenti. Ogni sua uscita viene poi segnalata anche sulle pagine Facebook e LinkedIn della testata. L’impostazione grafica della weekly rende i contenuti fruibili anche da smartphone.
RUBRICHE
Per quanto attiene ai contenuti, tra le ultime novità spicca la pubblicazione ogni lunedì de “La chart della settimana”. Il servizio consiste in un grafico particolareggiato per meglio leggere e comprendere il mercato del fotovoltaico. La newsletter del mercoledì è invece arricchita della rubrica “Green Energy – Linea diretta con l’Unione Europea”. Questo spazio è dedicato ai fatti e alle novità in materia di energie rinnovabili e sostenibilità ambientale nei principali Paesi dell’Unione, in particolare a livello normativo, e nelle commissioni che si occupano di energia. A seguire, la newsletter propone in Primo Piano le notizie più rilevanti pubblicate sul sito di SolareB2B nei giorni precedenti. In coda, in ordine di pubblicazione decrescente, le altre news disponibili anche online.
SERVIZI UTILI
In fondo alla weekly si trova una rubrica dedicata al settore del recruitment e realizzata in collaborazione con la società Hunters Group. Nella newsletter viene pubblicato un banner che rimanda alla pagina “Scopri i candidati in ricerca attiva” del sito di Hunters. All’interno di questa pagina, la società di recruitment pubblica i profili interessati a lavorare nell’ambito delle energie rinnovabili. La rubrica affianca la già esistente sezione “Annunci di lavoro”, all’interno del quale sono pubblicati i profili ricercati, ma in questo caso dalle aziende del fotovoltaico.
ISCRIVITI QUI GRATUITAMENTE
COMUNITÀ ENERGETICHE: PROVA DI MATURITÀ
LE CER SI TROVANO OGGI A UN BIVIO DECISIVO. SE DA UN LATO UN QUADRO NORMATIVO CHIARO E PROCEDURE
SEMPLIFICATE POSSONO TRASFORMARE QUESTA IDEA
SEMPLICE IN UN ASSET CONCRETO PER LA TRANSIZIONE ENERGETICA, DALL'ALTRO LA COMPLESSITÀ BUROCRATICA E IL DIVARIO TRA ASPETTATIVE E REALTÀ OPERATIVA
RAPPRESENTANO ANCORA FRENI SIGNIFICATIVI. LA SFIDA
DEI PROSSIMI ANNI NON SARÀ SOLO QUELLA DI INSTALLARE
NUOVI MEGAWATT, MA DI SEMPLIFICARE L'ACCESSO AL MODELLO PER RENDERLO DAVVERO POPOLARE
DI ALDO CATTANEO
Le comunità energetiche rappresentano uno degli strumenti concettualmente più innovativi della transizione energetica italiana, perché combinano produzione locale di energia, partecipazione dei cittadini e benefici economici condivisi.
Dopo anni di attesa normativa, il quadro è oggi finalmente operativo, ma la fase attuale è ancora di consolidamento e presenta luci e ombre che meritano un’analisi approfondita.
Lo stato dell’arte mostra un sistema che è entrato nella sua fase concreta solo di recente. Dopo una lunga fase sperimentale e vari ritardi attuativi, oggi le comunità energetiche possono contare su
un impianto normativo definito, incentivi strutturati e, soprattutto, su un meccanismo di sostegno economico legato sia alla tariffa incentivante sull’energia condivisa sia ai contributi in conto capitale previsti dal Pnrr. «Oggi le CER non sono più un’idea sperimentale», afferma Pietro Pitingolo, business development - sales - marketing di SunCity. «Il quadro normativo esiste, il GSE ha reso disponibili strumenti operativi come la mappa delle cabine primarie e le configurazioni di autoconsumo diffuso sono ormai una realtà regolata. Però non siamo ancora nella piena maturità industriale: il sistema ha fatto passi avanti sul piano delle regole, ma è ancora in ritardo sul piano dell’attivazione
concreta delle comunità». Il numero di comunità pienamente operative è ancora limitato rispetto al potenziale è prevalgono configurazioni sotto i 10 kW. Molti progetti sono in fase di sviluppo o in attesa di completamento degli impianti, segno che il sistema si sta muovendo, ma non ancora alla velocità che ci si potrebbe aspettare da una misura così strategica.
«A 24 mesi dall'apertura del portale GSE sono state create numerose configurazioni di CER, oltre 2.500, caratterizzate da pochi membri, inferiori a 10, e con potenza installata inferiore a 100 kW», sottolinea Martino Piccinini, presidente di Ceress. «Un risultato chiaro-scuro che al momento non permette di tracciare tutti i membri che si sono aggiunti a configurazioni attive in quanto il portale non ha implementato un sistema di caricamento». È un dato di fatto che i primi risultati delle comunità energetiche già attive sono nel complesso positivi, ma non eclatanti. Dove i progetti sono ben strutturati, con una buona base di utenti e impianti dimensionati correttamente, i benefici economici e ambientali sono reali e misurabili. Tuttavia, in molti casi le aspettative iniziali erano più alte, soprattutto in termini di ritorni economici immediati. La realtà è che le CER funzionano meglio come strumenti di medio-lungo periodo, piuttosto che come opportunità di guadagno rapido. Questo significa che, più che un “boom”, stanno agendo come un volano lento ma stabile. Non stanno frenando il sistema, ma nemmeno lo stanno accelerando quanto ci si augurava, soprattutto a causa di fattori esterni come burocrazia e complessità tecnica. «I risultati confermano che la stabilità del modello dipende dalla solidità del soggetto che lo promuove. Più che
di freni, parlerei di una curva di apprendimento necessaria», afferma Giovanni Tellini, sales manager di White Energy Group. «La nostra esperienza con la comunità energetica rinnovabile nazionale di White Energy Group ci dice che, quando si governa l'intera filiera tecnica e amministrativa, i risultati arrivano».
AD OGNUNO LA SUA CER
Le comunità energetiche si distinguono anche per i soggetti che vi partecipano.
Quando sono composte da soli cittadini, hanno una forte dimensione locale e sociale: servono soprattutto a ridurre le bollette e aumentare l’autonomia energetica, ma con capacità di investimento più limitata. «Oltre agli aspetti tecnici, le CER rappresentano una potenziale innovazione di natura sociale», sottolinea Attilio Piattelli, presidente Coordinamento Free. «La possibilità di realizzare impianti rinnovabili su scala locale apre la strada a una diffusione capillare di comunità energetiche, capaci non solo di trasformare il modo di produrre e gestire l’energia, ma anche di coinvolgere direttamente i cittadini».
Le CER tra aziende sono invece più orientate all’efficienza e al risparmio su scala maggiore, grazie a investimenti più consistenti, anche se il focus è più economico che sociale. I modelli misti, tra aziende e cittadini, cercano un equilibrio tra queste due logiche: le imprese portano risorse e competenze, mentre i cittadini garantiscono radicamento territoriale e partecipazione. Infine, quando sono promosse da enti pubblici, le CER diventano strumenti di sviluppo locale e inclusione, con obiettivi che vanno oltre il semplice risparmio energetico. Più che categorie rigide, le CER sono modelli che si collocano lungo uno spettro: da iniziative comunitarie “pure” a configurazioni più strutturate e miste. La differenza reale non è solo chi partecipa, ma come viene distribuito il potere decisionale e quale obiettivo prevale tra risparmio economico, sostenibilità ambientale e impatto sociale.
CRITICITÀ NORMATIVE E OSTACOLI
Nonostante un percorso normativo durato oltre quattro anni, il quadro regolatorio delle CER pre-
CER da FV in Italia al 31 marzo 2026
AL 31 MARZO 2026 IN ITALIA SI POTEVANO CONTARE OLTRE 2.500 COMUNITÀ ENERGETICHE CON QUASI 23.500 UTENTI ASSOCIATI. CIRCA IL 47,2% (1.200)
DEGLI IMPIANTI AVEVA UNA POTENZA FINO A 10 KW. LE REGIONI CHE
VANTANO LA PIÙ ALTA
CONCENTRAZIONE DI CER SONO PIEMONTE, LOMBARDIA E VENETO
NUMERO CONFIGURAZIONI
POTENZA IMPIANTI (MW NUMERO CLIENTI ASSOCIATI
senta ancora elementi di complessità che ne limitano la diffusione. Una prima criticità riguarda l’elevato livello di complessità amministrativa e tecnica richiesto. Sebbene la normativa sia completa, non è sempre facilmente applicabile da cittadini, piccole imprese o amministrazioni locali. Gli adempimenti richiesti, dalla costituzione giuridica alla gestione dei rapporti con GSE e gestori di rete, fino alla rendicontazione, richiedono competenze specialistiche, con conseguenti costi iniziali e tempi di sviluppo elevati. Infatti Raffaele Spadano, Antropologo della transizione energetica sottolinea che «Mentre nazioni come la Spagna hanno recepito la normativa in modo agile e intelligente, eliminando la burocrazia per chi pro-
HANNO DETTO
duce e consuma nello stesso perimetro territoriale, l'Italia ha creato un percorso a ostacoli». Permangono inoltre criticità di natura economico-finanziaria. Nonostante gli incentivi e i contributi Pnrr, molti progetti non risultano facilmente finanziabili, soprattutto nelle configurazioni di piccola scala. La necessità di anticipare capitale rappresenta un ostacolo significativo, aggravato dall’assenza di modelli standardizzati e dalla difficoltà di accesso al credito.
In particolare, il contributo a fondo perduto del 40% previsto dal Pnrr avrebbe dovuto essere affiancato da strumenti di garanzia per il restante 60%. La mancanza di tali strumenti limita l’accesso ai finanziamenti per enti locali e comunità di cittadini, con
“UN MECCANISMO DA SEMPLIFICARE”
Martino Piccinini, presidente di Ceress
«Quello delle CER è un meccanismo particolarmente complesso e ha bisogno di più tempo per essere conosciuto e apprezzato. Sicuramente si potrebbero implementare delle semplificazioni: in parte il GSE lo sta facendo. Quanto all'aumento dei fondi farebbe auspicabile anche se si corre il rischio di ricadere nell'atavico tranello del rendere interessante solo ciò che è fortemente incentivato».
“DAL PNRR SOLO UN AIUTO PARZIALE”
Pietro Pitingolo, business development - sales - marketing di SunCity
«Il Pnrr ha aiutato, ma solo in parte. È stato un propellente parziale: ha creato una forte spinta alla realizzazione di impianti, più che alla costruzione di comunità energetiche vere. In molti casi ha funzionato come leva per vendere fotovoltaico, non come leva per aggregare utenti, consumi e partecipazione».
“PIÙ CHE AUMENTO DEI FONDI, SERVE CONTINUITÀ”
Giovanni Tellini, sales manager White Energy Group «Più che un aumento dei fondi, quello che serve è la continuità. Le risorse attuali sono già un’ottima base di partenza per chi ha progetti validi. Per quanto riguarda il regolamento, non mi aspetto stravolgimenti: il quadro è ormai definito e questo è un bene, perché dà stabilità agli investimenti a lungo termine».
“UN AIUTO ALLA GESTIONE DEL SISTEMA ELETTRICO NAZIONALE”
Attilio Piattelli, presidente Coordinamento Free
«Lo sviluppo delle CER, accompagnato da sistemi di monitoraggio e controllo sempre più avanzati, può inoltre favorire un’evoluzione nella gestione del sistema elettrico, orientandolo progressivamente verso modelli di bilanciamento più decentrati e territoriali rispetto all’attuale impostazione prevalentemente centralizzata».
“GLI INCENTIVI NON POSSONO ESSERE L'UNICO FINE”
Raffaele Spadano, antropologo della transizione energetica
«Gli incentivi sono utili e facili da comunicare, ma non possono essere l'unico fine. Devono essere il carburante per una macchina che produce sovranità. Il nostro obiettivo è invertire la rotta: smettere di progettare semplici impianti e iniziare a progettare comunità capaci di decidere del proprio destino anche energetico».
il rischio che i fondi siano utilizzati prevalentemente da soggetti imprenditoriali. A queste criticità si aggiungono difficoltà organizzative e sociali: la creazione di una comunità energetica richiede coordinamento, fiducia reciproca e definizione di regole condivise, elementi non sempre immediati da costruire.
Infine, le aspettative iniziali, spesso eccessivamente ottimistiche, hanno contribuito a generare un divario tra percezione e realtà operativa, con conseguente disillusione da parte di molte comunità.
UN ALTRO FATTORE FRENANTE
Anche il taglio del budget avvenuto nel novembre scorso ha avuto un impatto non trascurabile, soprattutto sul piano della fiducia degli operatori. Anche se le risorse restano significative, la riduzione ha generato una percezione di incertezza, inducendo alcuni soggetti a rallentare o riconsiderare gli investimenti. «La riduzione della dotazione disponibile a 795,5 milioni ha aumentato l’incertezza in una fase in cui il mercato stava crescendo» spiega Pietro Pitingolo di SunCity. «Quando il plafond si riduce mentre le richieste restano molto superiori, si raffreddano investimenti, si bloccano decisioni e si genera sfiducia tra operatori, tecnici e promotori». In un settore che richiede pianificazione e stabilità, anche piccoli segnali di ridimensionamento possono avere effetti amplificati. Non si è trattato di un blocco del sistema, ma sicuramente di un elemento che ha raffreddato parte dell’entusiasmo iniziale. «Sicuramente si è diffusa una forte preoccupazione in merito all'accettazione di tutte le domande caricate a portale anche perché il taglio è intervenuto in modo del tutto intempestivo», afferma Martino Piccinini di Ceress. «Adesso confidiamo nelle promesse fatte dai rappresentanti della politica in merito al reperimento di tutti i fondi necessari a dare soddisfazione a tutti i soggetti che hanno creduto nel progetto». Mentre Giovanni Tellini di White Energy Group sottolinea: «Più che di un semplice taglio, si è trattato di una revisione strategica per garantire il rispetto delle scadenze europee di giugno 2026. La conseguenza principale è stata una netta selezione del mercato: i fondi si sono concentrati sugli interventi immediatamente cantierabili o già avviati».
RILANCIARE IL PROGETTO
Alla luce dei ritardi accumulati, appare auspicabile una possibile estensione del periodo entro cui costituire e finanziare le CER, anche se non è ancora certo che ciò avverrà. «L'estensione dei termini è sicuramente auspicabile» afferma Giovanni Tellini di White Energy Group. «La revisione di novembre ha già dimostrato che il Governo punta a dare continuità a misure efficaci, come abbiamo visto con il rafforzamento del Parco Agrisolare. Per le comunità energetiche, prevediamo che il regolamento possa evolvere verso una maggiore semplificazione nell'iter di accreditamento»
Dal punto di vista logico e operativo, una proroga avrebbe senso, perché consentirebbe di valorizzare i progetti oggi in pipeline e di evitare che le scadenze del Pnrr penalizzino iniziative valide ma semplicemente più lente a maturare. La prevedibilità di questa estensione dipenderà però dalle decisioni a livello europeo e dalla capacità dell’Italia di dimostrare un avanzamento sufficiente sugli obiettivi. «È sicuramente auspicabile una estensione anche perché l'attuale normativa prevede il termine del meccanismo il 31 dicembre 2027 o al raggiungimento dei 5 GW, se in data anteriore», sottolinea Martino Piccinni di Ceress. «Visto che tutti i numeri confermano che siamo molto lontani dalla soglia dei 5 GW, anche tenendo conto di tutte le richieste Pnrr, riteniamo molto importante estendere la validità del meccanismo. La decisione spetta alla politica che, soprattutto in questo momento di forte crisi energetica, dovrebbe fornire risposte programmatiche e non soluzioni estemporanee».
SERVONO PIÙ RISORSE
Un discorso analogo vale per un eventuale aumento dei fondi o per modifiche regolatorie. Un rafforzamento delle risorse sarebbe certamente auspicabile, soprattutto se accompagnato da una
Edison-Legacoop Abitanti: avviate in un anno sette CER condominiali in ambito cooperativo
Lo scorso aprile Edison e Legacoop Abitanti, l’Associazione Nazionale che organizza e rappresenta le Cooperative di Abitanti aderenti a Legacoop, hanno illustrato a Roma i risultati del primo anno di collaborazione dalla firma del protocollo pensato per favorire la transizione energetica attraverso la promozione e la diffusione delle comunità energetiche condominiali e la condivisione dell'energia prodotta da fonti rinnovabili. I progetti ad oggi avviati sono sette. In particolare, la prima Comunità energetica condominiale realizzata a valle del protocollo di collaborazione è stata a Sordina per la cooperativa Picentina1 facente parte del Consorzio Cooperative di Abitazione di Salerno. Sono già allacciati alla rete tre condomini a Novellara e Campagnola Emilia (Reggio Emilia) grazie alla collaborazione con la cooperativa Abicoop. Avviati altri due progetti con la cooperativa Unicapi a Modena e a Soliera (nella stessa provincia) e uno a Verbania con Edificatrice. Oggi le comunità energetiche condominiali contrattualizzate da Edison Energia coinvolgono circa 2.000 nuclei familiari su un totale di 3.500 famiglie complessivamente coinvolte a livello nazionale in questa tipologia di configurazione.
semplificazione delle procedure. Più che un aumento puro e semplice degli incentivi, il sistema avrebbe bisogno di maggiore chiarezza, stabilità e velocità nei processi autorizzativi. Alcuni aggiustamenti normativi sono probabili, soprattutto per correggere criticità emerse nella fase iniziale, ma difficilmente si assisterà a una rivoluzione del modello nel breve periodo.
Le principali barriere allo sviluppo delle CER restano infatti legate a una combinazione di fattori. La normativa, pur essendo finalmente definita, è complessa e non sempre di facile interpretazione. La burocrazia è ancora onerosa, soprattutto nella fase di autorizzazione degli impianti e nella gestione delle pratiche con il gestore di rete. I costi iniziali, pur mitigati dai contributi, rappresentano un ostacolo per molti soggetti, in particolare piccoli comuni e PMI. A tutto questo si aggiunge un problema di comprensione: le comunità energetiche sono uno strumento nuovo, che richiede competenze tecniche, legali ed economiche non sempre diffuse. «Oggi il problema principale non è più la mancanza di norme, ma la difficoltà di trasformare le norme in comunità funzionanti», spiega Pietro Pitingolo di SunCity. «Frenano la complessità burocratica, la gestione documentale, i tempi, ma soprattutto frena la difficoltà di aggregare abbastanza utenti per far funzionare il modello. Per un impianto da 1 MW servono in media circa 1.800–2.000 consumatori domestici: questo fa capire che la vera sfida non è solo costruire l’impianto, ma costruire la base utenti».
MICHELE VITIELLO, SEGRETARIO GENERALE DEL WEC ITALIA, MASSIMO QUAGLINI, AMMINISTRATORE DELEGATO DI EDISON
ENERGIA E ROSSANA ZACCARIA, PRESIDENTE NAZIONALE LEGACOOP ABITANTI
Strutture e servizi integrati
Per accelerare davvero la diffusione delle comunità energetiche servirebbero interventi mirati su più livelli. La semplificazione amministrativa è probabilmente la leva più importante, insieme alla standardizzazione dei modelli contrattuali e alla digitalizzazione delle procedure. Un altro fattore chiave è la diffusione di soggetti intermedi affidabili, in grado di accompagnare cittadini e imprese nella creazione e gestione delle CER. Infine, un ruolo fondamentale lo gioca la comunicazione: rendere il modello più comprensibile e accessibile è essenziale per aumentarne l’adozione. Gli incentivi, nel complesso, sono sufficienti dal punto di vista teorico, ma non sempre risultano chiari nella pratica. La combinazione tra tariffa incentivante e contributo in conto capitale è interessante e può rendere gli investimenti sostenibili, ma la percezione di complessità ne riduce l’efficacia. Molti potenziali beneficiari faticano a comprendere esattamente quanto guadagneranno e in quanto tempo, e questo genera esitazione. Senza infine dimenticare la forte componente sociale con cui sono state pensate le CER. «Oltre agli aspetti tecnici, le CER rappresentano una potenziale innovazione di natura sociale», afferma Attilio Piattelli del Coordinamento Free. «La possibilità di realizzare impianti rinnovabili su scala locale apre la strada a una diffusione capillare di comunità energetiche, capaci non solo di trasformare il modo di produrre e gestire l’energia, ma anche di coinvolgere direttamente i cittadini».
Pensilina fotovoltaica mono-palo a sbalzo
Disponibile in moduli da 2 o 3 posti auto Struttura robusta e modulare, realizzata con materiali di prima qualità e dal design pulito e funzionale all-inclusive
Strutture a terra, pensiline
Agrivoltaico e C&I
Fondazioni con pali avvitati.
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Dimensionamento rigoroso.
Approccio integrato
Installazione e manutenzione.
Oltre 900 MWp installati.
Progetti da 100 kWe a 60 MWp.
Competenza in progetti complessi (pendii, terreni complicati, ex-discariche, etc.)
Elevata capacità di adattamento
UN VERO VANTAGGIO ECONOMICO?
Una rete di comunità energetiche promosse dalla Diocesi di Cremona
PIETRO GHIDONI, PRESIDENTE OPERATIVO DI OPEN SB
Open SB, la holding a cui fa capo Eco The Photovoltaic Group e attiva nello sviluppo di soluzioni energetiche sostenibili, ha siglato una nuova partnership tecnica con le Fondazioni CER promosse dalla Diocesi di Cremona finalizzata alla promozione e allo sviluppo delle comunità energetiche rinnovabili sul territorio cremonese. Nel 2024 e 2025 sono state formalmente costituite sul territorio diocesano sette CER, tra loro coordinate in rete dalla Diocesi di Cremona, composte da 89 Enti: 28 Comuni, 33 Parrocchie, 26 Enti del Terzo settore e 2 Università. Le sette sono costituite come Fondazioni di partecipazione con sede a: Caravaggio, Soresina, Castelverde, Cremona, Sospiro, Gussola, Viadana. Sono 21 le configurazioni di cabina primaria, di cui sei già accettate dal GSE. Al 15 aprile 2026 si contavano 316 soci, di cui 85 PMI e 132 utenti domestici. La potenza futura dichiarata dai soci è di 31.300 KW, mentre la potenza già in esercizio, sempre al 15 aprile 2026 era di 5.645 KW, di cui 2.621 KW già qualificata dal GSE. Open SB ha finora contribuito alla crescita delle CER attraverso lo sviluppo diretto di 2 impianti fotovoltaici per oltre 1 MW. Ha inoltre promosso l’ingresso nelle CER di ulteriori 15 produttori di energia tra aziende, comuni e privati. Per un totale complessivo di 3,2 MW. La partnership tra Open SB e le Fondazioni CER promosse dalla Diocesi di Cremona nasce con l’obiettivo di accelerare la diffusione delle CER, supportando enti, aziende e cittadini nell’adozione di modelli energetici condivisi e sostenibili.
«Questa partnership con la Diocesi di Cremona rappresenta per noi molto più di un progetto energetico: è un impegno concreto verso il territorio e le comunità che lo abitano», ha dichiarato Pietro Ghidoni, presidente operativo di Open SB. «In qualità di società benefit, crediamo che la transizione energetica debba essere inclusiva, accessibile e capace di generare valore condiviso. Le Comunità Energetiche Rinnovabili sono uno strumento straordinario per raggiungere questi obiettivi, perché permettono di coinvolgere direttamente cittadini, enti e imprese in un modello sostenibile e collaborativo. Parallelamente, è fondamentale aiutare le aziende a comprendere e sfruttare tutte le opportunità oggi disponibili: un impianto fotovoltaico non è più solo un costo o un intervento tecnico, ma un vero e proprio asset strategico. Se integrato correttamente in una CER, può generare benefici economici aggiuntivi, migliorare la competitività e contribuire in modo attivo alla sostenibilità del territorio».
La CER dell’Isola d’Elba premiata da Legambiente
La comunità energetica rinnovabile Isola d’Elba ha ottenuto il terzo posto a livello nazionale del Premio C.E.R.S., il riconoscimento promosso da Legambiente dedicato alle comunità energetiche e solidali. Il premio è stato consegnato a Roma il 14 aprile 2026 nell’ambito dell’evento “Energia condivisa: costruire comunità per un futuro 100% rinnovabile” al Centro Congressi Cavour. Numericamente la CER dell’Isola toscana vede 279 soci effettivi che hanno completato la procedura di iscrizione e altri 121 con le pratiche al momento in corso; la comunità conta poi 270 KWp di impianti solari installati ed operativi ed oltre 2 Mega kWp in fase di installazione che hanno presentato domanda di finanziamento Pnrr come partecipanti alla CER.
La continuazione delle attività con questo ritmo porterebbe ad una consistente riduzione delle emissioni di carbonio dell’Isola del 15/20% al 2035, come emerso nelle simulazioni del Progetto Europeo CO2 Pacman il cui capofila è l’Università di Siena.
La CER Isola d’Elba si è particolarmente distinta per la sua capacità di trasformare un obiettivo tecnico in una prospettiva collettiva. Fin dalla nascita, chi ha promosso la comunità energetica ha saputo attivare partecipazione, generare fiducia per costruire un nuovo modello non solo energetico di isola.
Dal punto di vista economico, le comunità energetiche possono essere convenienti, ma non in modo uniforme. Il livello di convenienza dipende da diversi fattori: dimensione dell’impianto, numero di partecipanti, profili di consumo, capacità di autoconsumo e costo dell’investimento iniziale. In condizioni ottimali, i ritorni sono interessanti e si accompagnano a benefici ambientali e sociali. In altri casi, soprattutto se la comunità è piccola o mal dimensionata, i vantaggi economici possono essere più limitati. In generale, si tratta di investimenti che premiano una visione di lungo periodo. «La convenienza per l’azienda partner è massima quando il progetto viene approcciato in modo integrato», sottolinea Giovanni Tellini di White Energy Group. «Il ritorno economico diventa immediato se la realizzazione dell’impianto è supportata da una gestione esperta dei flussi finanziari, inclusi i contributi a fondo perduto del 40%».
A livello dei cittadini le comunità energetiche convengono se c’è aggregazione vera. «Il valore della CER nasce quando produzione e consumi si sovrappongono davvero», sottolinea Pietro Pitingolo di SunCity. «Se hai un impianto ma non hai abbastanza utenze attive, o non hai una buona sincronizzazione dei prelievi, la convenienza si indebolisce. Per questo dico che il contributo Pnrr ha sostenuto il lato impiantistico, ma non ha risolto il nodo economico vero: quello dell’aggregazione».
È altrettanto vero che non va dimenticato l’intento sociale e culturale con cui sono nate le comunità energetiche. «Come già detto non ritengo che ci si debba focalizzare sull’aspetto economico che, tendenzialmente, garantisce un ritorno abbastanza modesto e non lineare negli anni» spiega Martino Piccinini di Ceress. «Le domande vere sono: a fronte di quali obblighi e oneri posso accedere al meccanismo? Quali sono i vantaggi ambientali? E quelli sociali? Le risposte a queste domande sono tutte molto positive. Tornando all'aspetto economico dobbiamo anche considerare che molti dei valori aggiunti che la CER può esprimere sono ancora "dormienti": i servizi ancillari, il ruolo del cliente attivo, sono solo due esempi di quello che si potrebbe sviluppare grazie alle comunità energetiche».
COMUNICARE E SPIEGARE
Infine, uno degli aspetti più critici riguarda la capacità di spiegare le comunità energetiche a cittadini e aziende. Il concetto di condividere energia prodotta localmente è intuitivo, ma il funzionamento concreto – tra contatori virtuali, algoritmi di ripartizione e incentivi – è tutt’altro che semplice. Questo crea una distanza tra il potenziale interesse e l’effettiva adesione. Rendere le CER più “raccontabili”, oltre che più semplici da realizzare, sarà probabilmente uno dei fattori decisivi per il loro successo nei prossimi anni. «Il concetto di "condivisione virtuale" è nuovo, quindi richiede un affiancamento professionale» sottolinea Giovanni Tellini di White Energy. «Ma una volta mostrati i dati reali di risparmio e la semplicità del nostro modello di gestione, il valore del progetto diventa evidente sia per l'imprenditore che per il cittadino. La chiave è parlare di benefici concreti, non di tecnicismi». In effetti al di là del complesso iter per la loro realizzazione il concetto di fondo è quasi troppo semplice che a volte crea diffidenza, come spiega Martino Piccinini di Ceress: «Sono facili da spiegare e da capire anche se molto spesso subentra la diffidenza: “non corro nessun rischio, non pago nulla, esco quando voglio e mi danno anche dei soldi? Qui c'è qualcosa che non va!!” Questo è quello che sentiamo dire molto spesso quando cerchiamo di spiegare il meccanismo».
UNA SPINTA DALLE UTILITY
Le grandi utility dell'energia hanno trasformato quello che inizialmente appariva come un rischio di erosione della loro quota di mercato in una delle più promettenti leve di crescita del decennio. Per queste realtà, l'approccio alle comunità energetiche si è evoluto radicalmente, passando dalla semplice curiosità tecnica a un'integrazione profonda nei piani industriali. Invece di limitarsi a vendere energia
elettrica prodotta da grandi centrali, queste società si propongono oggi come orchestratori di un sistema distribuito, dove il valore non risiede più solo nella molecola di energia scambiata, ma nell'intelligenza necessaria a coordinarla.
La strategia di fondo si basa sulla trasformazione del ruolo tradizionale della utility in quello di "Energy Service Provider". Attraverso divisioni specializzate, queste aziende si fanno carico dell'intero ciclo di vita di una CER, dalla progettazione tecnica dell'impianto fotovoltaico alla gestione burocratica dei rapporti con il GSE. Questo permette loro di incassare commissioni ricorrenti per la gestione del servizio e per l'utilizzo delle piattaforme digitali proprietarie. Tali software sono fondamentali per massimizzare l'autoconsumo virtuale, poiché bilanciano i picchi di produzione dei pannelli con i momenti di maggior consumo dei membri della comunità, garantendo così il massimo ritorno economico dagli incentivi statali.
Dal punto di vista strategico, le comunità energetiche rappresentano un formidabile strumento di difesa del perimetro clienti. Legare una comunità di cittadini o una rete di imprese a una propria infrastruttura tecnologica per i vent'anni previsti dagli incentivi crea una barriera all'uscita altissima, riducendo drasticamente il tasso di abbandono a favore dei concorrenti. Inoltre, la capillarità delle CER permette ai grandi gestori energetici di raccogliere una quantità immensa di dati granulari sui consumi locali, essenziali per migliorare la previsione della domanda e ottimizzare i costi di sbilanciamento sulla rete nazionale.
LE CER A UN BIVIO
Le comunità energetiche si trovano oggi a un bivio decisivo. Se da un lato il quadro normativo e il supporto delle grandi utility possono trasformare questa idea semplice in un asset infrastrutturale concreto, dall'altro la complessità burocratica e il divario tra aspettative e realtà operativa rappresentano ancora freni significativi. La sfida dei prossimi anni non sarà solo quella di installare nuovi megawatt, ma di semplificare l'accesso al modello per renderlo davvero popolare.
Il futuro delle CER dipenderà dalla capacità del sistema Italia di passare da una logica di emergenza e incentivo a una di stabilità e cultura della condivisione. Come emerso dalle analisi degli esperti, i benefici ambientali e sociali sono già evidenti, ma per sbloccare il pieno potenziale dei 5 GW previsti serviranno tempi più lunghi, una burocrazia più snella e una comunicazione capace di vincere la diffidenza iniziale.
Se lo Stato garantirà la necessaria continuità e semplicità normativa, ma anche supporto economico, le comunità energetiche smetteranno di essere un laborioso "percorso a ostacoli" per diventare il pilastro di un sistema elettrico moderno: un modello dove l’energia non è più solo una commodity da acquistare, ma un bene comune da produrre, gestire e ripartire nel cuore dei territori. Solo allora la transizione energetica potrà dirsi non solo tecnologica, ma autenticamente sociale.
LE CER TRA AZIENDE
SONO PIÙ ORIENTATE
ALL'EFFICIENZA E AL RISPARMIO SU SCALA
MAGGIORE, GRAZIE
A INVESTIMENTI PIÙ
CONSISTENTI, ANCHE SE IL FOCUS È PIÙ
ECONOMICO CHE SOCIALE
fotovoltaico Nomi e sigle del
Tutto cambia: tecnologie, regolamenti, modelli di business, stakeholder, offerte, soggetti istituzionali coinvolti, meccanismi. Per meglio districarsi in questo panorama di concetti e termini spesso tecnici, ecco una piccola guida mensile per sapere sempre di cosa si sta parlando
Backlog
Commissioning
Il commissioning nel fotovoltaico è il processo di verifica, collaudo e messa in servizio finale di un impianto solare. Si divide in pre-commissioning (controlli statici) e commissioning vero e proprio (prove dinamiche e avvio). Lo scopo è quello di garantire che componenti e sistemi funzionino in sicurezza e alla massima efficienza. Comprende tutte le prove, le verifiche e le tarature pre esercizio per validare conformità e performance. Tra le analisi contemplate ci sono test elettrici (IV curve, insulation), funzionali (inverter, protezioni), integrazione Scada e grid compliance. Il commissioning assicura che l'impianto sia pronto per l'esercizio commerciale. Questa procedura è essenziale per ottimizzare le prestazioni, ridurre i rischi operativi e garantire il valore dell'investimento nel lungo periodo.
IN SINTESI
Backlog: Progetti contrattualizzati ma non ancora realizzati.
Commissioning: Test e verifiche per la messa in esercizio di un impianto.
Greenfield/Brownfield: Sviluppo su siti nuovi oppure riqualificazione di un sito esistente.
Il termine backlog (spesso definito come backlog ordini o portafoglio ordini) indica il volume di lavoro già venduto ma ancora da realizzare. Comprende quindi contratti conclusi per l’installazione di impianti fotovoltaici, che però attendono ancora di essere installati, connessi alla rete e consegnati al cliente finale. Un alto livello di backlog è generalmente un segnale positivo, perché indica una forte domanda e garantisce ricavi futuri per l'azienda installatrice o produttrice. Inoltre il backlog aiuta le aziende a pianificare le risorse (personale, materiali, logistica) e a prevedere le tempistiche di realizzazione dei progetti.
Greenfield vs. Brownfield
Con il termine Greenfield si intende l’installazione di parchi solari su aree agricole, terreni agricoli o zone naturali mai edificate in precedenza. Offre libertà progettuale ma tempi lunghi di realizzazione, richiedendo un iter autorizzativo completo. Con il termine Brownfield invece si intende un intervento su un sito produttivo esistente tramite repowering, revamping o riqualificazione di siti industriali, cave o aree già edificate. Consente una riqualificazione ambientale, richiede un minore consumo di suolo agricolo, può sfruttare infrastrutture (connessione elettrica, strade) spesso già presenti e contempla iter autorizzativi a volte più rapidi. Tuttavia potrebbe richiedere costi di bonifica, vincoli strutturali del sito e complessità tecnica nell'adattamento.
NELLE PUNTATE PRECEDENTI
IMPIANTI UTILITY SCALE: I PROTAGONISTI
DA QUEST’ANNO SOLAREB2B HA DATO IL VIA A UN NUOVO SPAZIO EDITORIALE PENSATO PER PRESENTARE I PROTAGONISTI DEL MERCATO DEI GRANDI IMPIANTI FOTOVOLTAICI A TERRA. NEGLI ULTIMI DUE ANNI, IL SEGMENTO UTILITY SCALE È STATO LA LOCOMOTIVA CHE HA TRASCINATO TUTTO IL MERCATO E LO FARÀ ANCORA A LUNGO GRAZIE A MISURE COME IL FER X E AI GRANDI INVESTIMENTI CHE SI STANNO RIVERSANDO SU QUESTO MODELLO DI BUSINESS
Con il primo numero del 2026, SolareB2B ha inaugurato una nuova rubrica che punta i riflettori sui protagonisti di progettazione, sviluppo e realizzazione dei grandi impianti utility scale: soprattutto EPC contractor, ma anche IPP e altre figure. Questo nuovo spazio intende dare visibilità ai principali operatori attivi nel mercato italiano dei grandi impianti a terra, raccontandone competenze, progetti, obiettivi e posizionamento strategico.
Gli EPC Contractor sono il perno centrale delle attività legate ai grandiparchifotovoltaici,sonofigurefondamentaliperlosviluppodiprogettifotovoltaicidiampiaportatae,ingenerale,dafonti rinnovabili. Conoscere i protagonisti di questo specifico mercato consente di comprenderne dinamiche, strumenti, opportunità e criticità, strategie e soluzioni, elementi che solitamente sono poconotialgrandemercato.Larubricasaràquindiunarassegna dioperatoridelsettore:daEPCstoricieleaderdimercato,arealtà
di dimensioni medie, fino a player emergenti. In queste pagine verranno raccontati la loro storia e il loro posizionamento attuale. Verrannoanchemostratiivoltieiruolideiprincipaliresponsabili.
Il mercato è fatto di tecnologie e investimenti, ma soprattutto di quelle persone che li trasformano in casi di successo.
Puntate precedenti
Gennaio 2026
Aiem
Coesa
Marzo 2026
SKY-NRG
Parapet
Febbraio 2026
Espe
RP Global
Aprile 2026
ECO The Photovoltaic Group
European Energy
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Vai all'archivio dei numeri precedenti di SolareB2B dove puoi trovare questi articoli
IMPIANTI UTILITY SCALE: I PROTAGONISTI
UN ADVISOR TRASVERSALE PER INVESTITORI ED EPC
ATTIVA DA OLTRE 15 ANNI IN ITALIA, MANNI ENERGY È SEMPRE PIÙ UN CONSULENTE IN GRADO DI SEGUIRE
TUTTE LE FASI DI REALIZZAZIONE DEI GRANDI
IMPIANTI A TERRA, DALL’ANALISI DI FATTIBILITÀ ALLA
PROGETTAZIONE E AUTORIZZAZIONE DEGLI INTERVENTI, FINO AL MONITORAGGIO DELLE PRESTAZIONI OTTENUTE. «OGGI L’ADVISOR È UN PARTNER STRATEGICO PER GLI INVESTITORI», SPIEGA LUCA TOSI, HEAD OF RENEWABLE
DIVISION DELL’AZIENDA, «CHE HA IL COMPITO DI ASSICURARE SIA COMPETENZE TRASVERSALI LUNGO L’INTERO CICLO DI VITA DELL’IMPIANTO, SIA COMPETENZE SPECIALISTICHE VERTICALI
PER APPROCCIARE LE FASI CHIAVE DI SVILUPPO DEGLI IMPIANTI»
CATTANEO PRESIDENTE
LUCA TOSI HEAD OF RENEWABLE DIVISION
La scheda
Ragione sociale: Manni Energy S.r.l.
Sede: Verona
Anno di nascita: 2010
Attività e Servizi: Advisory tecnico, Progettazione ed Advisory, Owner
Engineering e O&M
Fatturato: 14 milioni di euro
Portfolio
Potenza totale gestita come advisor: 2,5 GWp
Potenza media: 16 MWp
Impianto più grande: 62 MWp
Potenza gestita come O&M
Contractor: 220 MWp
Pipeline
330 MW in fase di autorizzazione
79 MW in fase di costruzione (servizio owner engineering)
210 MW in fase di negoziazione con clienti o investitori
Manni Energy, parte di Manni Group, si posiziona nel mercato come un partner strategico e interlocutore unico per la transizione energetica, grazie alla specializzazione costruita negli anni nella progettazione, installazione e gestione di impianti fotovoltaici e storage. L'azienda, presente in Italia da oltre 15 anni, si rivolge sia al settore industriale, che a quello utility scale.
SARTORI PROJECT DEVELOPER MANAGER
Dall’analisi di fattibilità alla progettazione e autorizzazione degli interventi, dalla gestione tecnica degli asset fino al monitoraggio delle prestazioni ottenute, Manni Energy assiste gli investitori in tutto il processo di generazione e gestione dell’energia. Grazie al suo ruolo di integratore di servizi lungo tutta la vita degli impianti fotovoltaici, l’azienda permette ai suoi clienti di catturare l’extra valore creato dalla generazione di energia solare di impianti fotovoltaici. In ambito utility scale, Manni Energy lavora su due stream principali: da un lato, il segmento captive, che prevede investimenti diretti nello sviluppo di impianti fotovoltaici che vengono collocati sul mercato al raggiungimento del Ready To Build (RtB); dall’altro, il segmento di Advisory verso terzi, che rappresenta la quota prevalente del business e fornisce servizi completi e trasversali, quali progettazione, permitting, owner engineering a investitori e general contractor. «Le nostre competenze, garantite da un team multidisciplinare con oltre 15 anni di esperienza, assicurano i migliori servizi nell'identificazione e sviluppo dei progetti, nella gestione delle procedure autorizzative e nella costruzione e gestione di impianti fotovoltaici», spiega Luca Tosi, Head of Renewable Division di Manni Energy. «Il nostro team di progettazione interno e la nostra pluriennale esperienza di collaborazione con Comuni, Regioni, proprietari terrieri e autorità, ci permette di accompagnare efficacemente l'intero iter autorizzativo di un impianto fotovoltaico utility scale fino alla costruzione e gestione dell’asset stesso».
MICHELE
SANDRA
“Così
evolve il ruolo dell’advisor”
«LA FASE DI CONSTRUCTION RAPPRESENTA IL MOMENTO DECISIVO PERCHÉ INCIDE PER OLTRE IL 70% DEL LEVELIZED COST OF ENERGY, DETERMINANDO IN MODO DIRETTO LA REDDITIVITÀ DEL PROGETTO», SPIEGA LUCA TOSI, HEAD OF RENEWABLE DIVISION DI MANNI ENERGY. «ERRORI E UNDER PERFORMANCE IN QUESTA FASE COMPROMETTONO IL VALORE DELL’INVESTIMENTO. PER QUESTO È NECESSARIO AFFIDARSI A OPERATORI CHE FORNISCONO SERVIZI CONSULENZIALI, IN UN CONTESTO DOVE LA CARENZA DI EPC QUALIFICATI STA PORTANDO GLI INVESTITORI AD AFFIDARSI SEMPRE PIÙ A SOCIETÀ STRANIERE CHE ENTRANO PER LA PRIMA VOLTA NEL MERCATO ITALIANO»
Come si è evoluto negli ultimi anni il ruolo dell’advisor nel fotovoltaico di taglia utility scale? «Negli ultimi anni il ruolo dell’advisor si è evoluto profondamente, in risposta ai cambiamenti normativi e alla crescente complessità dei progetti. Oggi l’advisor è innanzi tutto un partner strategico per gli investitori che deve assicurare sia competenze trasversali lungo l’intero ciclo di vita dell’impianto per garantire una visione sistemica, che competenze specialistiche verticali su temi chiave per il successo dell’iniziativa, come, ad esempio, l’integrazione agronomica».
Quali sono oggi le principali criticità nel supportare in qualità di Advisor la realizzazione di un progetto utility scale “chiavi in mano” in Italia?
«La prima sono i ripetuti cambi normativi, che ci impongono un continuo aggiornamento e una capacità interpretativa evoluta, supportata da costanti attività di confronto con i principali stakeholder. Quindi, la carenza di EPC qualificati per il mercato italiano che stanno portando gli investitori ad affidarsi sempre più a società straniere che entrano per la prima volta nel mercato italiano o a player senza un solido track record. Questa tendenza, in un mercato fortemente normato e caratterizzato da un legislatore interventista, aumenta il rischio di bassa qualità e ritardi dei lavori, portando ad un maggiore impegno e ad una maggiore responsabilizzazione di realtà come Manni Energy».
A suo avviso, quali sono i fattori chiave per avere successo nell’attuale mercato fotovoltaico in ambito utility scale?
«La fase di construction rappresenta il momento decisivo perché incide per oltre il 70% del Levelized Cost of Energy, determinando in modo diretto la redditività del progetto. Errori e under performance in questa fase compromettono
In un settore come quello energy caratterizzato da forte regolazione e continua evoluzione normativa, la rapida ed efficace gestione della complessità rappresenta una sfida strutturale. Per Manni Energy, operare efficacemente significa coniugare piena compliance normativa con rapidità decisionale ed esecutiva, in un contesto in cui autorizzazioni, schemi incentivanti e requisiti tecnici impongono un elevato livello di coordinamento tra competenze amministrative, ingegneristiche e operative.
«Un ruolo centrale è giocato dalla digitalizzazione», continua Tosi, «intesa non come semplice adozione tecnologica, ma come leva per migliorare l’efficienza dei processi e la qualità delle decisioni. Strumenti digitali integrati consentono di gestire in modo strutturato dati tecnici, economici e regolatori, supportando la pianificazione, il controllo delle performance e la scalabilità del portafoglio progetti. In questo contesto, la sfida è rendere il digitale abilitante, evitando rigidità e favorendo soluzioni modulari e adattabili di vero valore». Flessibilità e dinamicità diventano dunque competenze chiave. La capacità di adattare processi e organizzazione a contesti in continua trasformazione è quindi un valore determinante per Manni Energy al fine di sostenere la crescita e cogliere nuove opportunità.
strutturalmente il valore dell’investimento. Diventa quindi determinante la capacità di rispettare tempi, standard qualitativi e costi obiettivo. Un risultato che dipende da molteplici fattori, tra cui assumono un ruolo centrale sia il permitting secondario, troppo spesso sottovalutato, che la scelta dell’EPC, elemento emerso con forza nell’ultimo periodo».
Quali ritiene siano le sfide più critiche che il settore fotovoltaico dovrà affrontare nei prossimi anni nell’ambito degli impianti utility scale e come la vostra azienda intende superarle?
«L’integrazione efficace di quote sempre più significative di energia rinnovabile nel sistema elettrico rappresenta la sfida principale che ci attende, rendendo centrali le tematiche della stabilità di rete e dello sviluppo di soluzioni di accumulo. Proprio per questo stiamo presidiando attivamente nuovi modelli di business legati allo storage, in particolare delle soluzioni co-located che, oltre a favorire una migliore integrazione dell’impianto fotovoltaico nel sistema elettrico, permettono di attivare nuovi stream di ricavo, ottimizzare la gestione dell’asset e cogliere ulteriori opportunità di mercato legate alla flessibilità e ai servizi di rete».
Nel quotidiano, quali sono le sfide operative più impegnative che affrontate (ad esempio reperimento dei componenti, tempi di consegna, carenza di personale qualificato, altro…)? Come le state gestendo concretamente? «Le sfide sono numerose: una a cui tengo particolarmente è la carenza strutturale di personale qualificato, che Manni Energy affronta creando un contesto in grado di accelerare la crescita personale e professionale attraverso processi di sviluppo dedicati, fondati sul learning by doing, su percorsi di crescente autonomia e su esperienze di job rotation. I risultati che stiamo ottenendo sono ottimi e sono la miglior base possibile per lo sviluppo futuro di Manni Energy».
Posizionamento & servizi
Project development
Strutturazione finanziaria
Progettazione esecutiva (Engineering)
Approvvigionamento (Procurement)
Costruzione (Owner Engineering)
Commissioning (collaudo e connessione)
Operation & Maintenance
Fine vita e smantellamento
LUCA TOSI, HEAD OF RENEWABLE DIVISION DI MANNI ENERGY
LA SPUNTA
VERDE INDICA I SERVIZI DI CUI SI OOCCUPA
FER Z: OPPORTUNITÀ E RISCHI
IL NUOVO MECCANISMO INTRODUCE UN MODELLO INNOVATIVO DI INCENTIVAZIONE DELLE RINNOVABILI BASATO SULL’ENERGIA RESA DISPONIBILE E NON SUL SINGOLO IMPIANTO. IL SISTEMA PREMIA LA CAPACITÀ DI ALLINEARE PRODUZIONE E PROFILI DI MERCATO, MA TRASFERISCE MAGGIORI RISCHI AGLI OPERATORI, RENDENDO CRUCIALI AGGREGAZIONE, ACCUMULI E STRUMENTI DI GESTIONE AVANZATA
A CURA DI EMILIO
SANI
Il sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili, secondo le più recenti indicazioni della Commissione europea espresse nel “Grids Package” di dicembre, deve salvaguardare i segnali di mercato. In particolare, deve incentivare la produzione in modo selettivo favorendo la incentivazione anche nelle ore di minore generazione e la partecipazione non solo al mercato dell’energia, ma anche a quello dei servizi, quando ciò risulti efficiente in una logica complessiva di sistema.
In questo contesto, il meccanismo FER Z appare quello più idoneo al raggiungimento degli obiettivi 2030, in conformità ai principi espressi dalla Commissione nel “Grids package”. Il FER Z è però uno strumento ancora in bozza, non approvato. Nel mese di aprile sono stati resi noti gli esiti della consultazione pubblica, che consentono di formulare alcune prime ipotesi sulla sua configurazione a regime. Si tratta di indicazioni molto importanti considerato che verosimilmente il FER Z sarà il meccanismo destinato a sostenere la bancabilità dei nuovi investimenti.
DALL’IMPIANTO ALL’ENERGIA DISPONIBILE
Il FER Z introduce un cambiamento radicale: l’incentivo non è più riferito al singolo impianto, ma a una quantità di energia resa disponibile in una determinata zona di mercato da uno o più impianti e, con ogni probabilità, anche da più operatori in forma aggregata. Gli operatori sono quindi obbligati a immettere annualmente una quantità predefinita di energia. Il meccanismo economico si basa su un
contratto per differenza, analogamente a quanto già previsto nel FER X transitorio, ma con una differenza sostanziale.
Nel FER Z, infatti, il corrispettivo incentivante non è più legato alla differenza fra la tariffa e il prezzo effettivamente realizzato dall’impianto, ma è determinato dalla differenza tra la tariffa aggiudicata e il prezzo dell’energia che si forma nelle unità di tempo comprese nel profilo incentivato offerto dal GSE. Ne consegue che la capacità di generare profitti per l’operatore dipenderà solo dalla sua capacità di allineare il valore derivante dalla vendita dell’energia prodotta e effettivamente immessa prodotta con i valori dell’energia nelle unità di tempo a cui si riferisce il profilo incentivante virtuale proposto dal GSE.
IL RISCHIO
Per soddisfare gli obblighi assunti con la convenzione fra gli operatori e il GSE, l’energia dovrà essere immessa nelle quantità contrattualizzate, ma non necessariamente nelle stesse ore del profilo incentivato. In caso di disallineamento, il rischio resta interamente in capo al produttore. Questo implica che il produttore non ha pieno controllo sui propri ricavi derivanti dal meccanismo incentivante, poiché questi dipendono dalle ore del profilo e non dalle ore di produzione effettiva. Un esempio chiarisce il meccanismo: si ipotizzi una tariffa di 100 euro al MWh e un profilo che includa ore serali con prezzo di 200 euro al MWh. Per tali ore, il produttore sarà tenuto a versare al GSE la differenza fra tariffa e prezzo delle ore serali (100 euro
al MWh), anche se non ha effettivamente prodotto energia in quelle ore, ma in ore diurne con prezzo, ad esempio, pari a 50 euro al MWh. Il rischio è quindi quello di trasformare l’incentivo in una perdita economica, se il produttore non è in grado di allineare i propri ricavi dalla vendita di energia ai valori dell’energia secondo il profilo incentivato. In sostanza il produttore dovrà cercare, tramite accumuli, di spostare alle ore serali la valorizzazione economica dell’energia prodotta di giorno, o comunque di coprire attraverso un mix di fonti anche le ore serali in cui i prezzi sono più alti. Diventa quindi essenziale: aggregare impianti con profili produttivi differenti; utilizzare sistemi di accumulo per spostare la produzione; ricorrere a strumenti contrattuali (es. tolling) per il time shifting e coinvolgere attivamente i traders nella gestione del sistema incentivante.
OBBLIGO DI IMMISSIONE DI ENERGIA
Per ogni MWh di energia immessa è rilasciato un certificato idoneo a soddisfare l’obbligo di immissione di energia. A fine anno deve essere accumulata dal produttore una quantità di certificati tali da certificare l’effettiva immissione della quantità di energia a cui il produttore o l’aggregatore si è obbligato. Tali certificati si riferiscono a impianti nuovi o a potenziamenti nuovi di impianti a fonte rinnovabile iscritti in un apposito albo tenuto dal GSE. Gli impianti possono essere iscritti dal GSE all’albo sia in fase di progetto, sia dopo l’entrata in esercizio. I lavori di costruzione per gli impianti iscritti all’albo
EMILIO SANI, AVVOCATO
dovranno essere iniziati successivamente all’apertura della prima asta. I certificati possono essere rilasciati sia ai titolari degli impianti, sia a soggetti dagli stessi delegati. Sembra dunque possibile avere nel FER Z una figura di aggregatore come quella già sperimentata con il meccanismo dell’energy release e non è escluso che data l’importanza del time shifting saranno soggetti traders a svolgere il ruolo di aggregatore.
I certificati in eccesso potranno essere utilizzati negli anni a venire e essere eventualmente ceduti a terzi.
I certificati saranno rilasciati sulla base dell’energia prodotta, ovvero di quella producibile nel caso in cui la immissione in rete dell’energia non avvenga per vincoli di rete locali o cause di forza maggiore. Come già accade con il FER X transitorio la produzione sulla base della producibilità sarà però subordinata al fatto che l’impianto offra sul mercato dei servizi l’interruzione della produzione quando Terna comunica che vi sarà un probabile eccesso di generazione. Il livello di protezione non è però equivalente a quello previsto per il FER X transitorio perché non sembra esservi un meccanismo di pagamento sulla base della producibilità per il caso in cui vi siano prezzi negativi. In sostanza il produttore avrà l’incentivo senza produrre, soltanto quando non produce per vincoli di rete, ma a condizione che collabori con Terna fornendo sul mercato dei servizi il servizio di mancata produzione e permettendo così una migliore gestione dell’eccesso di produzione.
Se non si produce la quantità di energia prevista vi sarà una tolleranza del 30% e si potranno comprare certificati da terzi o usare le eccedenze degli anni precedenti. Se tutte queste opzioni non sono sufficienti a soddisfare l’obbligo di immettere il 70% della produzione prevista si dovrà pagare una penale al GSE. La penale sarà pari a un valore convenzionale calcolato dal GSE, pari al costo ipotizzato per produrre l’energia non immessa, moltiplicato per l’energia non immessa.
I COEFFICIENTI LOCAZIONALI
Gli impianti collocati nelle zone dove vi è maggiore vantaggio competitivo per il maggiore irradiamento e maggiore concentrazione di impianti (come potrebbero essere il Sud e le isole) avranno meccanismi di penalizzazione delle proprie offerte. Le offerte per le quantità di energia che gli operatori singoli o aggregati presenteranno saranno con riferimento a quantità di energia da immettere in ciascuna specifica zona di mercato in cui sono collocati gli impianti a cui si riferiscono le offerte. La graduatoria sarà fatta poi su base nazionale.
Le offerte che si riferiranno a quantità di energia al nord e al centro-nord saranno dunque più facili da aggiudicare e certamente potranno avere tariffe più convenienti.
Il profilo ipotizzato nella bozza di regolamento Nella bozza di regolamento viene ipotizzato, ai fini della liquidazione delle partite economiche del contratto per differenza, un profilo cosiddetto “baseload” che copra l’offerta in ogni momento di ciascun anno.
La bozza di decreto ha poi previsto come ipotesi di durata del meccanismo che il periodo di incentivazione (e di obbligo di produrre) duri 15 anni e che gli obblighi e i benefici del meccanismo siano attivabili entro tre anni, il che implica che in tre anni dovranno entrare in esercizio gli impianti che aderiscono al meccanismo.
LA CONSULTAZIONE E I CORRETTIVI
La consultazione svolta ha evidenziato l’inadeguatezza di un profilo baseload per fonti come il solare che durante il periodo invernale hanno periodi di produzione ridotti. Considerata l’importanza attribuita alla fonte solare nel raggiungimento degli obiettivi al 2030 sembra difficile poter coprire integralmente profili baseload per elevate quantità di energia nei mesi invernali
Sempre in sede di consultazione è stato poi evidenziato che gli attuali meccanismi di time shifting
regolati nelle procedure Macse per l’installazione degli accumuli hanno una durata massima di dieci anni, durata non coordinata con i 15 anni previsti dal FER Z e che quindi sarebbe opportuno prevedere un allineamento della durata Il meccanismo FER Z è il più coerente con l’obiettivo della Commissione di non alterare i segnali di mercato attraverso gli strumenti incentivanti e quindi di sviluppare meccanismi che spingano a immettere energia in rete nei momenti di minore produzione e maggiore valore dell’energia. Sembra dunque probabile che il contingente da incentivare sarà più elevato rispetto a quello inizialmente previsto di 5 GW.
In questo contesto risulterà probabilmente necessario nella attuazione del FER Z dare seguito alle indicazioni della consultazione e prevedere anche profili diversi da quello baseload che possano garantire agli operatori di coprirsi rispetto ai rischi dati dai prezzi elevati nelle ore di minore produ-
zione solare, durante le stagioni di minore irraggiamento.
Resta comunque di capitale importanza per gli operatori valutare i profili di forte discontinuità che il FER Z avrà rispetto agli strumenti precedenti. In primo luogo nel valore di ogni MWh incentivato che gli operatori dovranno aggiudicarsi dovrà essere computato non solo il costo di costruzione degli impianti di produzione, ma anche il costo dei sistemi di accumulo e dei servizi da rendersi da parte dei trader per garantire un allineamento fra i ricavi e i saldi derivanti dal sistema incentivante con il GSE.
Se le regole lo consentiranno non è poi da escludere che i produttori di energia non parteciperanno più direttamente alle gare per gli incentivi, ma delegheranno direttamente i trader come aggregatori in modo da poter meglio gestire l’allineamento fra energia immessa in rete e profilo incentivato, lavorando su grandi aggregati di impianti.
AREE IDONEE: LE ETERNE INCOMPIUTE
DIECI ANNI PERSI TRA RITARDI, RICORSI E REGOLE INCERTE, E NON È ANCORA FINITA:
LA MAPPA DELLE AREE IDONEE RESTA INCOMPLETA, FRAMMENTATA E CONTROVERSA
A CURA ALESSANDRA CATANIA, ANDREA MASSIMO BARTOLINI, CHIARA NELLI, MICHELANGELO LAFRONZA DI ANIE RINNOVABILI
Dovevano essere la chiave per accelerare la transizione energetica. Sono diventate, invece, uno dei principali colli di bottiglia dello sviluppo delle rinnovabili in Italia. A quasi dieci anni dalle prime promesse, la mappa delle “aree idonee” resta incompleta, frammentata e controversa.
Quando nel 2016 si cominciò a parlare della necessità di individuare aree idonee allo sviluppo degli impianti da fonti rinnovabili, l’obiettivo appariva chiaro: superare una stagione fatta di vincoli generalizzati, veti preventivi e conflitti sistematici con il territorio, sostituendola con un quadro pianificato, trasparente e favorevole agli investimenti. In altre parole, abbandonare la logica delle “aree non idonee” per costruire una geografia della transizione energetica.
A distanza di quasi un decennio, quella promessa appare ancora largamente incompiuta.
IL RECEPIMENTO
DELLA DIRETTIVA RED III
La direttiva europea 2018/2001 del 21 dicembre 2018 all’art. 15 ha previsto che gli Stati membri eseguano un'analisi spaziale delle aree idonee per un'utilizzazione a basso rischio ambientale e valutino il potenziale di energia da fonti rinnovabili.
Il Decreto Aree Idonee del ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, secondo le tempistiche sancite all’art. 20 del Dlgs 199/2021, avrebbe dovuto essere pubblicato entro il 12 giugno 2022, mentre le Regioni avrebbero dovuto recepirlo entro il 9 dicembre 2022.
Di fatto il decreto del Mase del 21 giugno 2024 è entrato in vigore con ben due anni e mezzo di ritardo. Questo ritardo ha generato un prolungato regime transitorio, minando la certezza di operatori ed investitori e aumentando il rischio regolatorio. Purtroppo, il decreto da un lato ha lasciato ampio margine discrezionale alle Regioni nella definizione delle aree idonee e non idonee, compromettendo l’obiettivo di armonizzazione nazionale previsto dal Dlgs 199/2021, determinando una frammentazione normativa su base regionale e dall’altro ha messo in discussione le aree già considerate idonee ai sensi del Dlgs 199/2021. L’assenza di un regime transitorio ha introdotto un ulteriore livello di incertezza, incidendo negativamente sulla pianificazione degli investimenti e sulla bancabilità dei progetti.
UN PERCORSO AD OSTACOLI
Nel complesso dibattito sull'individuazione delle aree idonee, Anie Rinnovabili ha rafforzato la propria azione istituzionale per tutelare lo sviluppo del comparto. A livello regionale ha chiesto un incontro con il presidente della Regione Sardegna sul Disegno di Legge 45/2024 in quanto non coerente con la strategia nazionale ed il burden sharing. Ha firmato, insieme ad Elettricità Futura, una lettera indirizzata ai ministri Gilberto Pichetto Fratin (Mase) e Roberto Calderoli (Ministro per gli affari regionali e autonomie), volta a chiedere l’impugnazione prima della Legge regionale 5/2024 e poi di quella 20/2024 della Regione Sardegna. La Corte Costituzionale è stata chiamata ad esprimersi ed in questo contesto Anie ha depositato un atto per evidenziare che le disposizioni della legge regionale danneggiano in via immediata e diretta gli operatori della filiera industriale e impe-
discono la realizzazione dei progetti che attingono ai fondi del Pnrr per comunità energetiche ed agrivoltaico, come ulteriormente segnalato con una lettera al Mase, al ministero dell’Agricoltura e della Sovranità Alimentare e delle Foreste (Masaf) e al GSE. Parallelamente Anie Rinnovabili ha presentato un atto presso il Consiglio di Stato chiamato a esprimersi sulla sentenza del TAR Lazio 9155/2025 pubblicata il 13 maggio 2025 inerente il Decreto Aree Idonee del Mase. Recentemente, l’Associazione ha partecipato alla redazione di un position paper interassociativo, frutto della sinergia tra le principali realtà del settore, che mira a definire il perimetro d'azione delle Regioni nell'individuazione delle sole "ulteriori aree idonee" con l'obiettivo di garantire criteri chiari, omogenei e tecnicamente sostenibili, evitando interpretazioni locali.
I PUNTI PRINCIPALI DELLA CORTE COSTITUZIONALE
A fine 2025 la Corte Costituzionale ha pubblicato la sentenza in merito al giudizio di legittimità costituzionale promosso dal presidente del Consiglio dei Ministri avverso la Legge 20/2024 della Regione Sardegna. Nello specifico la Corte Costituzionale ha dichiarato illegittime alcune parti della legge regio-
nale, segnando una prima svolta in merito alla questione.
La sentenza ha chiarito che tutti i progetti già autorizzati possono essere realizzati e che in un’area diversa da quella idonea non vige un divieto aprioristico alla realizzazione di un progetto.
Resta aperto, però, il tema relativo alla perimetrazione delle aree "non idonee". La sentenza non ne ha sancito l’illegittimità.
Oggi il quadro normativo nazionale è cristallino nell’assegnare alle Regioni il compito di individuare le sole “aree idonee ulteriori”. L’auspicio è che il legislatore intervenga prontamente evitando che zone non contemplate dai criteri nazionali diventino un freno illegittimo allo sviluppo delle rinnovabili. Infatti, si osserva come alcune regioni stiano introducendo limitazioni particolarmente restrittive, arrivando in alcuni casi a vietare lo sviluppo di impianti agrivoltaici all’interno di parchi agricoli di ampia estensione o di impianti di accumulo in zone buffer molto estese.
Continua, purtroppo, a gravare un’incertezza giuridica legata alla validità delle aree già individuate e alle tempistiche di adeguamento delle normative regionali.
LE NOVITÀ DEL TESTO UNICO
DELLE FER
Nell’articolo 11-bis del Dlgs 190/2024:
• il comma 1 definisce i criteri per l’individuazione delle “aree idonee” all’installazione degli impianti a fonte rinnovabile, che le regioni sono chiamate a recepire
• il comma 4 dispone che le regioni possano definire “aree idonee ulteriori”, eccedenti quelle di cui al comma 1, sulla base di alcuni criteri e principi. Tra questi assume un ruolo centrale la lettera m) del medesimo comma, che delinea una riserva specifica per la tutela di ambiti ad alto valore paesaggistico e culturale. Il legislatore ha anche previsto che i criteri di individuazione devono essere tali da consentire il raggiungimento degli obiettivi di burden sharing tra le regioni.
Al di fuori della clausola di tutela prevista dalla lettera m) e delle limitazioni specifiche relative al fotovoltaico a terra su suolo agricolo di cui al comma 2, il legislatore ha disposto un quadro normativo in cui non sussistono per definizione ulteriori "aree non idonee".
Un elemento centrale risiede nel comma 1-bis, che disciplina il delicato regime transitorio per l'applicazione delle nuove perimetrazioni delle aree idonee, garantendo la stabilità degli investimenti, poiché le nuove previsioni non possono applicarsi ai procedimenti autorizzativi già avviati, tutelando così il legittimo affidamento degli operatori durante il passaggio al nuovo sistema. Questo scudo normativo si intreccia con le tempistiche dettate dal comma 3, che impone alle regioni una scadenza per l'adozione delle proprie leggi di determinazione delle ulteriori aree idonee, ciò al fine di evitare vuoti normativi e frammentazioni territoriali. Nel complesso, il quadro normativo appare oggi in una fase di dinamica evoluzione; questo processo di affinamento normativo sta aprendo la strada a una sinergia sempre più solida, capace di trasformare le sfide della transizione in un modello di sviluppo sostenibile, ordinato e strutturale per l'intero sistema Paese.
LE REGIONI E IL RECEPIMENTO
DEL DL 175/2025
Ad oggi la situazione è molto eterogenea. La Regione Sardegna è ferma ai blocchi di partenza avendo presentato ricorso al DL 175/2025.
Le principali difformità rispetto alla normativa nazionale che emergono dall’analisi dei testi regionali sono:
• La disciplina del regime transitorio perché non si tutelano le iniziative in corso.
• Le restrizioni dei criteri di individuazione delle aree idonee disciplinati dalla normativa nazionale.
• Un’apertura fittizia ad individuare aree idonee ulteriori a quelle nazionali.
• L’introduzione di definizioni non presenti nella normativa nazionale (ad es. “impianto agrivoltaico avanzato”).
• L’introduzione di “aree non idonee”.
In generale, Anie Rinnovabili valuta positivamente i provvedimenti regionali che si limitano ad aggiungere aree idonee ulteriori, come richiesto dalla norma nazionale, e disciplinano il regime transitorio nel solco della normativa nazionale.
Le Regioni sono in ritardo, in quanto avrebbero dovuto recepire il DL 175/2025 entro il 22 marzo 2025.
CONCLUSIONI
Il contesto normativo attuale evidenzia un ritardo strutturale nella definizione delle aree idonee, con conseguenze dirette sullo sviluppo dei progetti e sul raggiungimento degli obiettivi energetici nazionali. Le recenti evoluzioni, incluse le impugnazioni regionali e i nuovi interventi legislativi, sembrano riportare il quadro regolatorio a una fase precedente, senza risolvere le principali criticità.
In questo scenario, assume particolare rilevanza il lavoro congiunto delle associazioni di settore, tra cui Anie Rinnovabili, volto a promuovere una maggiore chiarezza normativa e un approccio coordinato con le istituzioni nazionali e regionali.
È fondamentale rafforzare il dialogo tra operatori e decisori pubblici, al fine di costruire un quadro regolatorio stabile, prevedibile e coerente con gli obiettivi di transizione energetica.
La mappa delle Aree
Idonee in Italia
ENERGIA ELETTRICA: CRESCONO I PREZZI NEL PRIMO TRIMESTRE
NEI PRIMI TRE MESI DEL 2026, LA CRESCITA DI DOMANDA E COSTI DEL GAS
HANNO DETERMINATO UN AUMENTO DEI PREZZI DELL’ELETTRICITÀ NEI PRINCIPALI
MERCATI EUROPEI RISPETTO AI TRE MESI PRECEDENTI. I VALORI HANNO SUPERATO I 90 EURO AL MWH NELLA MAGGIOR PARTE DEI CASI, CON UN PICCO IN ITALIA DOVE
SI SONO SUPERATI I 130 EURO AL MWH. LA MAGGIOR PRODUZIONE DI ENERGIA
RINNOVABILE HA CALMIERATO LA SITUAZIONE CONTRIBUENDO A UN ABBASSAMENTO DELLE CIFRE NEL MERCATO SPAGNOLO
DI ALEASOFT ENERGY FORECASTING
Produzione energetica da fotovoltaico in Europa (TWh)
Gen 2025 - Mar 2026
el primo trimestre del 2026, quasi tutti i paesi europei hanno registrato un aumento dei prezzi dell’energia elettrica, che si sono attestati intorno ai 90 euro al MWh. Alla base di questi aumenti ci sono gli incrementi della domanda energetica e dei prezzi del gas. Al contrario, l’elevata produzione da fonti rinnovabili ha contribuito a calmierare la situazione.
IL SOLARE CRESCE
DOPPIA CIFRA
Nei primi tre mesi dell’anno, la produzione di energia solare è aumentata nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei rispetto allo stesso periodo del 2025. I mercati italiano e francese hanno registrato aumenti a doppia cifra, rispettivamente del 16% e dell'11%. Nel mercato spagnolo, la produzione di energia fotovoltaica è cresciuta del 5,6%. Il mercato tedesco ha registrato l'incremento minore, pari allo 0,2%. Invece il mercato portoghese ha registrato un calo su base annua della produzione di energia solare pari al 6,7%.
La tendenza è simile anche nel confronto tra il primo trimestre del 2026 e l'ultimo trimestre del 2025.
I mercati tedesco, francese e italiano hanno registrato aumenti rispettivamente del 51%, 21% e 16%.
Al contrario, la produzione di energia fotovoltaica nella penisola iberica è diminuita rispetto al trimestre precedente, scendendo del 12% in Portogallo e dell'1,4% in Spagna.
Da segnalare anche che il mercato italiano ha chiuso il primo trimestre del 2026 con una produzione di energia solare pari a 6.135 GWh. N
FONTE: ELABORATO DA ALEASOFT ENERGY FORECASTING CON DATI DI ENTSO-E, RTE, REN, REE E TERNA
Prezzi dell’elettricità in Europa (€/MWh) / Gen 2025 - Mar 2026
FONTE: ELABORATO DA ALEASOFT ENERGY FORECASTING CON DATI DI ENTSO-E, RTE, REN, REE E TERNA
Domanda
energetica
dei principali Paesi europei (TWh) /
Gen 2025 - Mar 2026
FONTE: ELABORATO DA ALEASOFT
DATI
ENERGY
CRESCE LA DOMANDA DI ELETTRICITÀ
Sempre nel primo trimestre del 2026, è aumentata anche la domanda di energia elettrica nella maggior parte dei principali mercati europei rispetto allo stesso trimestre del 2025. I mercati portoghese e belga hanno registrato gli incrementi più consistenti, pari al 4,6% in entrambi i casi. Seguono i mercati italiano e tedesco, con aumenti rispettivamente del 3,2% e del 2,5%. Il mercato spagnolo ha registrato l’incremento più modesto e pari all’1,1%. Al contrario, la domanda è diminuita nei mercati francese e britannico, rispettivamente del 2,7% e dello 0,9%.
Questi aumenti di domanda sono stati registrati anche nel confronto tra il primo trimestre del 2026 e l'ultimo trimestre del 2025. I mercati francese e belga hanno registrato gli aumenti maggiori, rispettivamente del 10% e del 9,6%. A seguire, i mercati portoghese e italiano con aumenti rispettivamente dell'8,1% e del 6,1%. Nei mercati britannico e spagnolo, la domanda è aumentata rispettivamente del 5,6% e del 5,1%. Il mercato tedesco ha registrato l'incremento minore, pari al 4,5%.
PREZZI OLTRE I 90 EURO AL MWH
Oltre alla domanda, è cresciuto anche il prezzo medio che nel primo trimestre del 2026 ha superato i 90 euro al MWh nella maggior parte dei principali mercati. Fanno eccezione i mercati portoghese, spagnolo e francese, dove le medie trimestrali si sono attestate rispettivamente a 41,90, 44,18 e 70,98 euro al MWh. Il mercato italiano ha registrato il prezzo trimestrale più alto, pari a 130,68 euro al MWh. Nel resto dei mercati elettrici europei analizzati, le medie variavano da 90,06 euro al MWh nel mercato nordico a 103,91 euro al MWh nel mercato britannico.
Rispetto al quarto trimestre del 2025, i prezzi medi sono aumentati nella maggior parte dei mercati. Fanno eccezione i mercati spagnolo e portoghese, con cali rispettivamente del 38% e del 41%. Il mercato nordico ha registrato il maggiore aumento percentuale dei prezzi, pari al 77%. Nei restanti mercati, i prezzi sono aumentati tra il 9,6% del mercato tedesco e il 22% del mercato britannico. Al contrario, confrontando i prezzi medi del primo trimestre del 2026 con quelli registrati nello stesso trimestre del 2025, i prezzi sono diminuiti ovunque tranne nel mercato nordico dove si è avuto un aumento del 98%. I mercati spagnolo e portoghese hanno registrato le maggiori diminuzioni percentuali dei prezzi, rispettivamente del 48% e del 51%. Nei restanti mercati, i cali dei prezzi sono andati dal 5% del mercato italiano al 29% di quello francese.
La crescita dei prezzi è stata incentivata, oltre che dall’incremento della domanda, anche dall’aumento dei prezzi del gas. Nel mercato tedesco, inoltre, la produzione di energia eolica è diminuita. Al contrario, l'aumento della produzione di energia idroelettrica ed eolica nei mercati spagnolo e portoghese ha contribuito a prezzi più bassi.
IL POTERE DELLE FONTI RINNOVABILI RICICLO:
A DIFFERENZA DEL MONDO FOSSILE, I COMPONENTI
ADOTTATI NELLE FER PENSATI PER ESSERE RECUPERATI E RIPORTATI NELLA FILIERA INDUSTRIALE UNA VOLTA CHE HANNO CONCLUSO IL PROPRIO CICLO DI VITA.
QUESTO RENDE LE TECNOLOGIE GREEN ANCORA PIÙ SOSTENIBILI E MERITEVOLI DI MAGGIOR ATTENZIONE
A CURA DI MAURO MORONI
Per anni una delle critiche più ricorrenti alle fonti rinnovabili è stata sempre la stessa: “Sì, ma poi quei pannelli dove li mettiamo?”. Oppure, più recentemente: “E tutte quelle batterie quando finiranno la loro vita?” È una domanda che a prima vista sembra intelligente, quasi lungimirante. In realtà spesso nasce da un presupposto sbagliato: l’idea che le tecnologie della transizione energetica siano de-
stinate, prima o poi, a trasformarsi in una montagna di rifiuti ingestibili. La realtà industriale europea sta dimostrando esattamente il contrario. Pannelli fotovoltaici e batterie non sono semplicemente macchine che producono energia pulita: sono infrastrutture di materiali. Oggetti progettati sempre più per essere recuperati, separati e riportati dentro la filiera industriale. Ed è qui che emerge una differenza enorme con il mondo fossile.
IL CONFRONTO
CON RISORSE ESAURIBILI
Quando un pannello fotovoltaico termina la sua vita operativa non scompare. Torna ad essere vetro, alluminio, silicio, rame. Una batteria a fine vita torna litio, nichel, cobalto, rame. Tutti materiali che possono essere raffinati e riutilizzati. Un metro cubo di metano, invece, dopo essere stato bruciato non torna nella rete per essere utilizzato una seconda volta. Sparisce. Per sempre. È una risorsa che si consuma definitivamente nel momento stesso in cui produce energia. Le rinnovabili funzionano in modo diverso: producono elettricità ma allo stesso tempo costruiscono un patrimonio di materiali che resta dentro l’economia. Il fotovoltaico come “urban mining” Un esempio molto concreto arriva proprio dall’Italia. A Rapolano Terme, in provincia di Siena, è stato inaugurato un nuovo impianto dedicato al riciclo dei pannelli fotovoltaici a fine vita realizzato da Semia Green, società del gruppo Iren partecipata da Sienambiente. L’impianto nasce con un investimento di 4,5 milioni di euro ed è autorizzato a trattare 9.000 tonnellate di moduli all’anno. Le tecnologie di separazione meccanica permettono di recuperare circa il 95% dei materiali contenuti nei pannelli, separando vetro, alluminio, silicio e rame che vengono poi reimmessi nei cicli industriali. Non è soltanto un nuovo impianto locale. È il segnale che una filiera industriale sta prendendo forma. Sempre più spesso si parla di urban mining, cioè l’estrazione di materie prime dalle infrastrutture che abbiamo già costruito. E il fotovoltaico, da questo punto di vista, è quasi il caso ideale.
QUANTO SI RECUPERA DA UN PANNELLO
Un pannello solare è un oggetto sorprendentemente semplice. Oltre il 70% è vetro, poi c’è l’alluminio della cornice, quindi polimeri tecnici, silicio e piccole quantità di metalli come rame e argento. Tutti materiali che l’industria sa separare e trattare.
Gli impianti europei più avanzati riescono oggi a recuperare quasi tutto: il vetro fino al 98%, l’alluminio
praticamente al 100%, e oltre il 90–95% di silicio e metalli. Nel complesso, il recupero dei materiali di un modulo fotovoltaico può arrivare fino al 95–97%. È una percentuale straordinariamente alta se si pensa alla storia delle tecnologie energetiche. Non è un caso che l’Europa abbia deciso da tempo di regolamentare il fine vita dei pannelli. I moduli fotovoltaici rientrano nella direttiva Direttiva Weee, che stabilisce obblighi di raccolta e recupero dei materiali.
UNA FILIERA DEL RICICLO
Questo quadro normativo ha permesso la nascita di una vera filiera industriale del riciclo. In Francia Veolia ha realizzato uno dei primi impianti europei dedicati al trattamento dei moduli solari insieme a PV Cycle, con recuperi intorno al 95% dei materiali. La startup francese Rosi Solar ha fatto un passo ulteriore sviluppando tecnologie per recuperare anche i materiali più preziosi dei pannelli, come argento e silicio ad alta purezza. In Germania aziende come Reiling Group stanno perfezionando ulteriormente la separazione dei materiali semiconduttori. Tutto questo significa che il riciclo del fotovoltaico sta evolvendo da semplice gestione dei rifiuti a raffinazione di materie prime secondarie. Se si guarda al futuro, il quadro diventa ancora più interessante. Secondo International Renewable Energy Agency, entro il 2050 i pannelli fotovoltaici a fine vita potrebbero generare tra 60 e 78 milioni di tonnellate di materiali recuperabili nel mondo, per un valore economico stimato superiore a 15 miliardi di dollari. Solo in Italia si stima che oltre due milioni di tonnellate di moduli arriveranno a fine vita entro metà secolo. Quella che oggi viene percepita come una possibile criticità potrebbe trasformarsi in una delle nuove miniere urbane della transizione energetica.
materie prime critiche. Litio, nichel e cobalto sono elementi fondamentali per la transizione energetica globale e l’Europa ha deciso di recuperarli il più possibile. Il nuovo EU Battery Regulation stabilisce obiettivi molto ambiziosi di recupero dei materiali, fino al 90–95% per nichel, cobalto e rame e fino all’80% per il litio entro il 2031. Inoltre, le nuove batterie dovranno contenere una quota minima di materiali riciclati. Significa che il riciclo diventerà parte integrante della filiera industriale europea. Il gruppo belga Umicore ha sviluppato tecnologie avanzate per recuperare oltre il 95% di nichel e cobalto dalle batterie. In Norvegia Hydrovolt ha costruito uno dei più grandi impianti europei dedicati al riciclo delle batterie, con recuperi intorno al 95% dei materiali. Anche Li-Cycle ha sviluppato processi capaci di recuperare oltre il 90% dei metalli contenuti nelle celle.
PROSPETTIVE INTERESSANTI
Se si osserva tutto questo con un po’ di distanza, emerge qualcosa di molto interessante. La transizione energetica non è soltanto un cambio di tecnologie per produrre elettricità. È una trasformazione profonda del modo in cui l’energia entra nell’economia dei materiali. Il sistema fossile è sempre stato lineare: si estrae una risorsa, la si brucia e la si perde per sempre. Il sistema energetico che sta nascendo è sempre più circolare. I materiali diventano infrastrutture. Producono energia per decenni. Poi tornano nell’economia. Il vetro dei pannelli torna vetro. L’alluminio torna alluminio. Il silicio torna silicio. Il litio delle batterie torna litio. È probabilmente una delle dimensioni meno raccontate della rivoluzione energetica in corso, ma anche una delle più affascinanti. Perché significa che il sistema energetico del futuro non sarà
IPERAMMORTAMENTO: ANALISI
ECONOMICO-FINANZIARIA
E IMPATTO REALE SULLA REDDITIVITÀ
CON IL NUOVO MECCANISMO, APPLICABILE ANCHE A IMPIANTI FOTOVOLTAICI, LE IMPRESE POSSONO USUFRUIRE DI UNA MAGGIORAZIONE FISCALE DEL COSTO DI ACQUISIZIONE DEI BENI STRUMENTALI, CHE SI TRADUCE IN UNA DEDUZIONE SUPERIORE ALLE QUOTE DI AMMORTAMENTO, RIDUCENDO COSÌ LA BASE IMPONIBILE E IL CARICO FISCALE
COMPLESSIVO. MA CONVIENE SEMPRE? ECCO UN ESEMPIO DI BUSINESS PLAN
La Legge di Bilancio 2026 ha segnato una profonda svolta nel sistema di incentivi fiscali dedicati agli investimenti delle imprese. Con l’entrata in vigore dal 1° gennaio 2026, il legislatore ha sostituito i precedenti crediti d’imposta dei piani Transizione 4.0 e Transizione 5.0 con un regime di Iperammortamento strutturale. In pratica, al posto di un credito d’imposta da utilizzare in compensazione, le imprese possono usufruire di una maggiorazione fiscale del costo di acquisizione dei beni strumentali, che si traduce in una deduzione superiore alle quote di ammortamento, riducendo così la base imponibile e il carico fiscale complessivo.
Un aspetto particolarmente rilevante di questo nuovo meccanismo, è l’inclusione degli impianti per la autoproduzione di energia da fonti rinnovabili destinati all’autoconsumo, comprendendo anche componenti come sistemi fotovoltaici e di accumulo purché rispettino criteri tecnici e documentali specifici.
In particolare, con riferimento agli impianti fotovoltaici, sono considerati agevolabili esclusivamente gli impianti con moduli fotovoltaici e celle prodotti negli stati membri dell’Unione Europea, aventi un’efficienza di cella superiore al 23,5%. Il
decreto attuativo prevede inoltre un vincolo sul dimensionamento dell’impianto: la producibilità annua massima attesa non deve superare il 105% del fabbisogno energetico della struttura produttiva, determinato sulla base dei consumi medi annui. Le aliquote di maggiorazione sono differenziate in base all’entità dell’investimento: la maggiorazione può arrivare fino al 180% per investimenti fino a 2,5 milioni di euro, scendendo progressivamente per fasce di importo superiori.
IPOTESI DI SIMULAZIONE
Ma il beneficio fiscale compensa l’extra Capex dei moduli UE? Per valutare l’impatto reale del nuovo meccanismo e dell’extra Capex, è stata sviluppata una simulazione di business plan su un orizzonte di 20 anni. L’analisi confronta due scenari. Uno scenario base con un impianto realizzato con moduli standard, senza accesso ad alcun meccanismo incentivante. E uno scenario incentivato con un impianto realizzato con moduli UE e accesso all’iperammortamento (senza nessun tipo di considerazione inerente la facilità/difficoltà di reperimento dei moduli UE). Per tutti i casi analizzati è stata considerata l’aliquota massima del 180%, perchè gli investimenti risultano inferiori alla soglia di 2,5 mi-
lioni di euro prevista per il primo scaglione agevolato. Sono state considerate tre taglie rappresentative del segmento C&I: 250 kWp; 500 kWp; 1 MWp. Le principali ipotesi utilizzate sono: orizzonte di analisi 20 anni; producibilità di 1.150 kWh per kWp per anno (zona di mercato Nord); valore dell’energia autoconsumata a 0,20 euro al kWh; valore medio del prezzo zonale in 20 anni di 80 euro al MWh; valori di autoconsumo (rispetto alla produzione) 30%, 50%, 70%; tasso di attualizzazione del 4%; inclusione dei costi di asseverazione e degli oneri accessori nello scenario incentivato.
COSTI DI INVESTIMENTO E DIFFERENZIALE
MODULI
La simulazione è stata sviluppata assumendo l’assenza di specifiche criticità progettuali o prescrizioni particolari. Pertanto nello scenario base (moduli standard) sono considerati i seguenti costi: 250 kWp a 800 euro al kWp; 500 kWp a 700 euro al kWp; 1 MWp a 650 euro al kWp.
In termini di Capex totale, i costi di investimento sono: 250 kWp Capex a 200.000 euro; 500 kWp Capex a 350.000 euro; 1 MWp Capex a 650.000 euro.
Ne consegue che l’aumento del Capex dell’impian-
A CURA DELL’ING. MARCO TUMINO, OPERATIONS ENGINEER DI NEYEN SRL
Tabella 1: Δ Capex per taglia di impianto utilizzando i moduli UE
to fotovoltaico equipaggiato con moduli prodotti nell’UE è linearmente correlato al differenziale di prezzo rispetto ai moduli standard.
Per valutare se il beneficio fiscale dell’Iperammortamento compensa davvero il maggior investimento richiesto dai moduli europei, sono stati confrontati i principali KPI economico-finanziari, con particolare riferimento al Tasso Interno di Rendimento (TIR), nei due scenari per ciascuna combinazione di: taglia impianto (250-500-1.000 kWp); livello di autoconsumo (30%-50%-70%); differenza di costo fra moduli prodotti in UE e moduli classici (Δ prezzo moduli 0,05-0,10-0,15-0,20 Wp).
Dal confronto emerge che, nonostante il rendimento cresca con taglia e autoconsumo, la convenienza del meccanismo diminuisce.
A parità di autoconsumo, il TIR cresce progressivamente passando da 250 kWp a 500 kWp fino a 1.000 kWp, sia nello scenario base sia in quello
incentivato. Questo andamento è coerente con le economie di scala, che migliorano la redditività strutturale degli impianti più grandi.
SENSIBILITÀ
DEL BUSINESS PLAN
L’analisi evidenzia un secondo effetto meno intuitivo: all’aumentare della taglia cresce anche la sensibilità del business plan al differenziale di prezzo dei moduli UE.
Infatti, poiché l’extra Capex è proporzionale alla potenza installata, la taglia amplifica il rischio economico legato a un elevato differenziale di costo dei moduli. Più l’impianto è grande, più l’extra costo iniziale incide sul profilo di rendimento, e più diventa difficile per il beneficio fiscale compensarlo. Il secondo elemento determinante è il livello di autoconsumo, che incide direttamente sui ricavi attraverso il risparmio in bolletta, voce economicamente più rilevante rispetto alla vendita dell’energia.
Con l’autoconsumo al 30%, il TIR base è relativamente contenuto (10–13%). In questo contesto l’Iperammortamento migliora sempre la redditività, anche con Δ 0,20 euro al Wp. L’incentivo riesce a incidere in modo significativo perché il progetto, nello scenario base, non è già caratterizzato da rendimenti elevati.
Invece con autoconsumo al 50%, il TIR base cresce (13–17%). L’efficacia dell’incentivo diventa selettiva: finché la differenza di costo data dai moduli europei resta contenuta vi è un miglioramento, ma con Δ 0,20 euro al Wp il beneficio fiscale non compensa più l’extra Capex sulle taglie medio-grandi.
Infine con autoconsumo al 70%, il TIR base raggiunge livelli elevati (16–20%). In questo scenario l’impianto è già altamente profittevole grazie al risparmio energetico. L’Iperammortamento diventa un fattore marginale tale da incrementare il TIR solo in caso di differenziali contenuti, mentre peg-
giora sistematicamente la redditività con differenziali alti.
In termini operativi, quanto più i consumi aziendali sono concentrati nelle fasce orarie di produzione fotovoltaica, tanto meno risulta economicamente conveniente sostenere un aumento significativo del Capex per accedere al meccanismo.
Pertanto, l’incentivo è relativamente più incisivo quando il progetto è meno redditizio nello scenario base, mentre diventa marginale quando la redditività è già sostenuta dal risparmio energetico.
UN PARAMETRO IMPORTANTE
Infine, il differenziale di prezzo tra moduli UE e moduli standard è il parametro che più impatta sulla redditività del meccanismo.
Con Δ prezzo moduli pari a 0,05 euro al Wp, l’incentivo esprime la massima efficacia. In tutti i livelli di autoconsumo (30%, 50%, 70%) e per tutte le taglie (250, 500, 1.000 kWp), il TIR registra quasi sempre un incremento pari o superiore a 2 punti percentuali. Invece con Δ prezzo moduli pari a 0,10 euro al Wp, l’effetto resta generalmente positivo, ma diventa più selettivo. Si osservano generalmente incrementi del TIR compresi fra l’1% e il 2%, con una convenienza decrescente all’aumentare della taglia e del livello di autoconsumo. Proseguendo, con Δ prezzo moduli pari a 0,15 euro al Wp ci si trova in una fascia intermedia di convenienza. Con autoconsumo medio-basso (30–50%) il TIR aumenta in misura contenuta ma ancora apprezzabile, generalmente compresa tra lo 0,5% e 1,5%. Con autoconsumo elevato (70%), invece, l’incremento si riduce a pochi decimi di punto percentuale e, per le taglie maggiori, può risultare peggiorativo rispetto allo scenario base. Da ultimo con Δ prezzo moduli pari a 0,20 euro al Wp ci si trova nello scenario più critico, in cui emerge chiaramente il limite economico del meccanismo. Si osservano miglioramenti marg inali del TIR (inferiori all’1%), esclusivamente per impianti di piccola taglia o con un autoconsumo contenuto. In tutti gli altri scenari, il meccanismo dell’Iperammortamento porta a una diminuzione del TIR, determinando una riduzione della performance finanziaria rispetto allo scenario senza incentivo. In sintesi, l’analisi per differenziale di prezzo evidenzia una soglia critica compresa tra 0,10 e 0,20 euro al Wp. Al di sotto di tale intervallo l’Iperammortamento migliora in modo strutturale la redditività. Al di sopra, l’extra Capex tende a prevalere, trasformando l’incentivo da leva di miglioramento della redditività a potenziale fattore di riduzione del TIR.
QUANDO L’IPERAMMORTAMENTO
È VANTAGGIOSO
L’analisi condotta evidenzia che il meccanismo di Iperammortamento applicato agli impianti fotovoltaici C&I è in grado di generare un miglioramento dei rendimenti economico-finanziari solo in condizioni specifiche.
In particolare, il meccanismo risulta vantaggioso quando la taglia dell’impianto è contenuta e quindi l’extra Capex ha un’incidenza relativa più limitata. È conveniente anche quando la quota di autoconsumo è bassa o intermedia (30–50%), ossia quando la redditività dello scenario base non è già strutturalmente elevata. Infine, è conveniente quando il differenziale di prezzo tra moduli UE e moduli standard è contenuto (preferibilmente compreso tra 0,10 e 0,15 euro al Wp).
È opportuno evidenziare che l’effettivo miglioramento del TIR dipende in misura determinante dal differenziale di prezzo dei moduli UE rispetto ai moduli standard. Quando tale differenziale rimane elevato, l’incremento di rendimento risulta spesso contenuto, talvolta limitato a pochi decimi di punto percentuale, e non sempre proporzionato all’aumento di Capex richiesto per accedere al meccanismo.
Di fatti, in presenza di differenze di prezzo elevate, la convenienza economica viene drasticamente limita-
Variazione del Tasso Interno di Rendimento per taglia d'impianto e differenza di prezzo dei moduli
ta, arrivando in molti casi a determinare un peggioramento della redditività rispetto allo scenario senza incentivo.
Solo a fronte di una significativa riduzione del prezzo dei moduli UE, tale da comprimere sensibilmente l’extra costo, l’Iperammortamento può trasformarsi in una leva realmente incisiva, capace di generare un miglioramento sostanziale della redditività dell’investimento. Per cui l’Iperammortamento non rappresenta un moltiplicatore auto-
matico di redditività, ma uno strumento di ottimizzazione fiscale la cui efficacia dipende in modo critico dal costo dei moduli UE e dalla struttura dei consumi aziendali.
La decisione di accedere al meccanismo deve essere supportata da una valutazione economico-finanziaria puntuale: solo quando il beneficio fiscale attualizzato supera in misura significativa l’extra Capex, l’incentivo si traduce in un reale miglioramento della redditività dell’investimento.
LE INSTALLAZIONI DEL MESE
ECCO UNA SELEZIONE DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI SEGNALATI DAI LETTORI DI SOLARE B2B NELLE ULTIME SETTIMANE
PRIMO IMPIANTO
Luogo di installazione: Luino (VA)
Committente: Residenza per Anziani Mario e Rina Molina, gestita dalla cooperativa sociale Aldia
EPC/installatore: E.ON
Tipologia intervento: installazione impianto fotovoltaico, pompe di calore e smart building
Potenza impianto FV: 20 kW
Produzione annua stimata: 21 MWh annui
Sistema di storage: 20,48 kWh
PDC: sul fronte impiantistico, la struttura è stata dotata di una pompa di calore elettrica in grado di gestire in modo integrato riscaldamento, raffrescamento e produzione di acqua calda sanitaria. A supporto, un sistema di building automation con sensori ambientali e cronotermostati virtuali consente di regolare in modo dinamico e personalizzato il clima degli ambienti, garantendo condizioni ottimali per il benessere degli ospiti.
Riduzione dei consumi: 60%
SECONDO IMPIANTO
Luogo di installazione: Laveno (VA)
Committente: Fondazione Centro Residenziale per Anziani Menotti
- isolamento pareti con pannelli in lana di roccia
- installazione nuovo impianto termico da 1,9 MW grazie a sei pompe di calore elettriche
- sostituzione di serramenti
- impianto fotovoltaico su tetto da 170 kW
- l’impianto è controllato da un sistema di building automation che consente di regolare la temperatura all’interno dell’edificio e di garantire che le pompe di calore lavorino sempre in condizioni di massima efficienza.
Altre informazioni: E.ON promuove iniziative che mettono al centro le persone e generano un impatto sociale concreto puntando a migliorare la qualità della vita, soprattutto nei contesti più fragili. Si tratta di interventi che uniscono innovazione tecnologica e attenzione al benessere degli ospiti, dimostrando come efficienza energetica e cura delle persone possano andare di pari passo, con benefici sia per la gestione delle strutture sia per la vita quotidiana e i consumi energetici.
Luogo di installazione: Poggiorsini (BA)
Committente: Gruppo Fimm
EPC/installatore: Industrie D’Amico, società pugliese operante nell’impiantistica elettrica e come contractor nel settore del fotovoltaico italiano; Coordinamento dell’asset management: Latitude
Tipologia intervento: revamping
Potenza totale prima dell’intervento: 1 MWp
Potenza post intervento: 1,6 MWp (+60%)
Produzione annua stimata: 2,92 GWh
Altre informazioni: l’operazione ha previsto la sostituzione dell’impianto preesistente da circa 1 MW, inizialmente realizzato con strutture fisse, con una nuova configurazione da 1,6 MW, con incremento della capacità installata del 60%.
Luogo di installazione: siti Decathlon di Como, Vercelli, Novara, Voghera (PV), Moncalieri (TO), Grugliasco (TO), Reggio Emilia, Curtatone (MN), Bassano del Grappa (VI), Livorno, Perugia, Tor Vergata (Roma), Casoria (NA), Corigliano (CS) e Catania;
Committente: Decathlon
EPC/installatore: EDP
Tipologia intervento: installazione di impianti fotovoltaici su copertura
Potenza totale: 2,4 MWp
Produzione annua stimata: 3 GWh annui
Altre informazioni: Questo progetto fa parte di
Il nuovo impianto è stato equipaggiato con tracker monoassiale in grado di seguire il movimento del sole ed incrementare significativamente la produzione energetica.
L’impianto, rilevato inizialmente da Fimm in una condizione di distress con revoca dell’in-
centivo, è stato nuovamente ammesso al regime incentivante del IV Conto Energia gestito dal GSE. La porzione aggiuntiva da 600 kW, oggetto di repowering, opera invece come sezione non incentivata vendendo energia elettrica sul mercato mediante PPA Power Purchase Agreement gestiti da Latitude. HA PARTECIPATO
EDP AVVIA LA PRODUZIONE DI ENERGIA SOLARE IN 15 STORE DECATHLON IN ITALIA HA PARTECIPATO HA PARTECIPATO
un accordo multi-geografico firmato nel 2023 tra EDP e Decathlon, brand sportivo multispecialistico globale. Grazie a questa partnership, EDP installerà fino a 12 MWp di capacità fotovoltaica su tetto presso le strutture Decathlon in Germania, Portogallo, Spagna, Italia, Belgio e Francia.
Luogo di installazione: Bergamo
Committente: Lovato Electric
Tipologia intervento: nuovo impianto a terra
Potenza totale prima dell’intervento: 3,3 MWp
Capacità sistema di accumulo: 3,2 MWh
Copertura fabbisogno energetico: 80%
Altre informazioni: Il parco, situato a pochi metri dalla sede aziendale di Bergamo, si estende su un’area di 50.000 metri quadri e ospita
un impianto a terra composto da 6.480 moduli bifacciali made in Europe da 510 Wp disposti in 51 file. La produzione energetica è gestita da 10 inverter da 320 kW ed è integrata da un sistema di accumulo da 3,2 MWh.
LUINO
LAVENO
VERSO UNA PIANIFICAZIONE
INGEGNERISTICA
UMANO
L'EVOLUZIONE
DEL MERCATO IMPONE
PROFILI IBRIDI E NUOVE
STRATEGIE DI RESKILLING.
I DATI DELL'OSSERVATORIO
HUNTERS GROUP
CONFERMANO
LA TENSIONE STRUTTURALE
TRA DOMANDA DI PROFILI
TECNICI E CARENZA
DI OFFERTA QUALIFICATA
Il mercato del fotovoltaico in Italia ha completato la sua transizione da settore pionieristico a pilastro dell'assetto industriale nazionale. Tuttavia, questa crescita rapida ha evidenziato un limite critico: la gestione della ricerca di personale segue ancora logiche di emergenza. La sfida attuale non è più il semplice reperimento di competenze generiche, ma la costruzione di architetture organizzative capaci di sostenere pipeline pluriennali. Secondo i dati dell'Osservatorio di Hunters Group, società di ricerca e selezione di personale qualificato, la portata del fenomeno è definita dai numeri: solo nel primo trimestre del 2026, la produzione da rinnovabili ha registrato un incremento del 27,8% rispetto all'anno precedente. Questo volume di attività ha generato una forte pressione sulla filiera del recruiting, trasformando la carenza di competenze in un reale collo di bottiglia per l'intero comparto. Le rilevazioni sulla forza lavoro confermano una tensione strutturale: la difficoltà di reperimento per i profili tecnici specializzati ha superato la soglia del 48%, con picchi del 65% per le figure di coordinamento e ingegneria di sistema. A questo si aggiunge un tasso di turnover che, per i ruoli chiave nei grandi EPC si attesta tra il 15% e il 18%. In termini operativi, significa che quasi un professionista senior su cinque cambia azienda ogni anno, attratto non solo da una RAL competitiva, ma dalla solidità dei progetti tecnologici dei competitor.
L'instabilità del mercato del lavoro non è però dettata solo dalla concorrenza salariale, ma da una profonda mutazione delle competenze richieste. La complessità dei progetti utility-scale e l’esplosione dei sistemi di accumulo elettrochimico hanno creato una domanda per profili dalle competenze ibride. Il mercato oggi si contende tre figure chiave:
• Bess Solution Architect: non è un semplice progettista elettrico, ma un profilo capace di far dialogare la chimica delle batterie con le logiche dei mercati dei servizi ancillari. Deve capire sia l'hardware che gli algoritmi di dispacciamento;
• Permitting & Stakeholder Manager: un'evoluzione dello sviluppatore d'affari classico. Oltre alla base normativa, deve possedere doti di negoziazione per gestire il dialogo con le comunità locali e
DEL
CAPITALE
Opportunità aperte
PER UNA NOTA REALTÀ CONSOLIDATA
NEL SETTORE DELL’ENERGIA SOLARE,
IMPEGNATA NELLA PROGETTAZIONE
E REALIZZAZIONE DI IMPIANTI
FOTOVOLTAICI DI GRANDI DIMENSIONI E DI SOLUZIONI EPC SU MISURA, SIAMO ALLA
RICERCA DI UN/UNA:
PROGETTISTA ELETTRICO Principali responsabilità
• Progettazione della parte elettrica degli impianti fotovoltaici industriali e grandi taglie;
• Collaborazione con il team tecnico per lo sviluppo di schemi elettrici, layout di progetto e specifiche di sistema;
• Coordinamento tra discipline progettuali e alla verifica della conformità normativa;
• Redazione di relazioni tecniche, calcoli elettrici e documentazione di progetto;
• Relazione con fornitori e produttori per la selezione dei componenti elettrici;
minimizzare i rischi di stallo autorizzativo;
• Asset Management Data Analyst: con migliaia di impianti attivi, la sfida è l'efficienza. Questi profili uniscono l'ingegneria O&M alla data science per ottimizzare i flussi di cassa tramite la manutenzione predittiva.
Il rischio attuale è la "diluizione del talento", ovvero l'assegnazione di compiti tecnici complessi a profili gestionali o junior solo per coprire i vuoti in organico. Questa pratica genera inefficienze operative e alimenta ulteriormente il turnover: i professionisti più qualificati cercano contesti dove la loro specializzazione sia valorizzata. In un comparto dove i tempi tra la fase di origination e l'apertura del cantiere sono lunghi, la perdita di un project manager a metà iter rappresenta un dan-
• Supporto tecnico alle fasi di installazione, collaudo e messa in servizio degli impianti;
• Analisi delle performance degli impianti e ottimizzazione delle soluzioni progettuali.
Principali caratteristiche richieste
• Laurea in Ingegneria Elettrica o titolo affine;
• 1–2 anni di esperienza nella progettazione elettrica (preferibilmente nel settore fotovoltaico o energie rinnovabili);
• Conoscenza dei principali strumenti CAD e software di progettazione;
• Buona capacità di lavorare in team e orientamento al risultato.
Il presente annuncio è rivolto ad entrambi i sessi, ai sensi delle leggi 903/77 e 125/91, e a persone di tutte le età e tutte le nazionalità, ai sensi dei decreti legislativi 215/03 e 216/03.
Per candidarsi: https://huntersgroup.com/it/newjob-offer/progettista-elettrico-036733/
no finanziario tangibile e una perdita di "memoria storica" del progetto.
L’approccio al mercato del lavoro deve quindi diventare "ingegneristico". Proprio come si calcola il rendimento di un modulo o l'efficienza di un inverter, le aziende devono mappare le competenze interne per anticipare i colli di bottiglia. La soluzione non può limitarsi alla caccia ai candidati della concorrenza, ma deve passare per l’attrazione di talenti da settori limitrofi, come l’automazione industriale, gestendo il loro reskilling in modo accelerato. Senza una programmazione del personale che viaggi alla stessa velocità degli obiettivi di potenza, la transizione energetica rischia di rimanere un’incompiuta per carenza di visione nella gestione delle risorse umane.
ASSICURAZIONE: OCCHIO ALLA MANUTENZIONE
IN CASO DI SINISTRI, L’ENTE ASSICURATIVO POTREBBE RICHIEDERE DOCUMENTAZIONI
RELATIVE AGLI INTERVENTI PERIODICI MANUTENTIVI. QUESTO ASPETTO IMPATTA SULLE DECISIONI DI RISARCIMENTO E NECESSITA DI UN’ATTENZIONE CRESCENTE
A CURA DI ACEPER
Nonostante le compagnie di assicurazione non siano enti benefici, non di rado il loro bilancio nel settore delle energie rinnovabili è in perdita. Negli ultimi anni infatti sono state chiamate in causa sempre più spesso in relazione a danni da eventi naturali più violenti rispetto al passato. Questi eventi hanno conseguenze sui beni all’aperto come gli impianti da fonte rinnovabile. Parimenti, un altro tipo di guasto che ha avuto un andamento esponenziale è quello legato a fenomeni elettrici e gli incendi. Nella maggior parte dei casi questi eventi qui citati sono dovuti alla erronea o mancata attività di controllo e manutenzione effettuata da aziende specializzate nel settore. Gianluca Cravero, socio specialistico dell’associazione Aceper per le assicurazioni, fa il punto sull’importanza dell’aspetto manutentivo degli impianti in ottica di risarcimento dei sinistri.
UN INVESTIMENTO
CHE RICHIEDE CURA
Spesso i proprietari degli impianti da fonte rinnovabile pensano di aver effettuato un investimento
di lunga durata (tra i 20 e i 30 anni) e che in questo periodo l’impianto abbia una attività lineare. Semmai, essa potrebbe essere interrotta da qualche sporadico guasto ma, in quel caso, ne risponderebbe la compagnia di assicurazione. La manutenzione periodica dell’impianto viene spesso vista quindi come una spesa passiva e per questo in alcuni casi si cerca di ridurla al minimo se non addirittura evitarla.
Una corretta analisi dei costi e benefici, invece, obbliga ad inserire questa spesa non come un costo ma come un ulteriore investimento sull’impianto. Infatti le attività del manutentore sono molteplici, come quella di sostituire i componenti che si usurano e quindi riducono l’efficienza dell’impianto. Il manutentore inoltre si occupa di informare sugli sviluppi tecnologici che ci sono stati per aiutare il cliente a valutare costi e benefici di un’eventuale sostituzione di alcuni componenti con altri più performanti.
Non da ultimo, rientra nell’attività di manutenzione periodica la pulizia e la presa visione di eventuali punti critici dell’impianto che potrebbero nel futuro creare malfunzionamenti o addirittura rotture con conseguente blocco dell’attività.
Quest’ultimo aspetto è considerato molto importante per le compagnie di assicurazione. Infatti sulle polizze compaiono clausole che chiariscono casistiche legate alla manutenzione in cui la compagnia non prosegue con il rimborso del danno evidenziato. Allianz e Reale Mutua ad esempio specificano che non rimborsano nel caso di sinistri dovuti all’inosservanza delle prescrizioni per la manutenzione. Unipol invece non rimborsa i sinistri dovuti a deterioramenti, logorio, usura, mancata e/o anormale manutenzione.
Queste clausole richiedono una corretta e tracciabile manutenzione, la cui importanza ricade non solo nella sfera della producibilità dell’impianto ma anche in quella dell’ottenimento di rimborsi in caso di danneggiamenti. Questa dinamica evidenzia come la manutenzione non sia soltanto un’attività tecnica, ma un elemento strategico di tutela dell’investimento. In un contesto in cui le condizioni assicurative sono sempre più legate alla tracciabilità degli interventi e al rispetto delle procedure, diventa fondamentale adottare un approccio strutturato e continuativo alla gestione degli impianti, cosìda ridurre i rischi operativi e garantire maggiore solidità anche in fase di eventuale sinistro.
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TOUR FORMATIVO SENEC-DAIKIN: TECNICHE DI VENDITA E INTEGRAZIONE TECNOLOGICA AL CENTRO
LA FORMAZIONE, CON 10 TAPPE IN TUTTA ITALIA, FOCALIZZA L’ATTENZIONE SULL’ABBINATA SOLARE E RISCALDAMENTO AD ARIA, ED È RIVOLTA A INSTALLATORI SIA ELETTRICI SIA TERMOIDRAULICI. «I RISCONTRI RACCOLTI FINORA SONO MOLTO POSITIVI», RACCONTA VALENTINA DE CARLO, MARKETING DIRECTOR DI SENEC ITALIA. «UNA MEDIA DI 130 ISCRITTI PER TAPPA E MOLTI APPREZZAMENTI SULL’UTILITÀ DELL’EVENTO, IL TAGLIO OPERATIVO DELLA FORMAZIONE E LA POSSIBILITÀ DI CONFRONTARSI SU SOLUZIONI E TECNICHE CAPACI DI FARE DAVVERO LA DIFFERENZA NEL LAVORO DI TUTTI I GIORNI»
A metà aprile è iniziato il tour dal titolo “Fotovoltaico + riscaldamento ad aria: come venderli oggi” che Senec promuove in collaborazione con Daikin Italia. Si tratta di una serie di incontri on the road dedicati a installatori fotovoltaici, elettrici e termoidraulici. Il tema centrale del tour è l’abbinamento tra fotovoltaico e riscaldamento ad aria, proposto come opportunità per espandere le vendite, grazie ai vantaggi che esso comporta sia in termini di risparmio economico sia di indipendenza energetica e sostenibilità. Dopo le tappe di Rimini e Bari, che si sono svolte a marzo, e quelle di aprile a Padova e Roma, il tour toccherà in totale altre sei città italiane: Cagliari (7 maggio), Firenze (14 maggio), Napoli (27 Maggio), Catania (11 giugno), Milano (30 giugno), Torino (14 luglio). Gli eventi si svolgeranno dalle ore 13.30 alle 18.30 con caffè di benvenuto, pausa caffè intermedia ed aperitivo finale. Durante gli incontri sono previste sessioni di formazione commerciale pensate per offrire agli installatori strumenti pratici per supportare la crescita e il successo del loro business. Il contenuto didattico è coordinato ed erogato da Emanuele Maria Sacchi, uno dei maggiori esperti italiani di tecniche di vendita e negoziazione, docente nei master MBA del Politecnico di Milano e consulente per numerose multinazionali. Il format ha un taglio operativo e interattivo che prevede giochi di ruolo e momenti di confronto. «L’obiettivo principale di Senec.Academy in Tour è la formazione, sia sulle tecniche di vendita che sulle opportunità legate all’abbinamento del fotovoltaico con il riscaldamento ad aria», spiega Valentina De Carlo, marketing director di Senec Italia. «L’intento è quello di fornire agli installatori strumenti concreti, spunti e nuove argomentazioni di ven-
“Così si imposta
«L’INTENTO DEL TOUR FORMATIVO È QUELLO DI FORNIRE AGLI INSTALLATORI STRUMENTI CONCRETI, SPUNTI E NUOVE ARGOMENTAZIONI DI VENDITA PER AFFRONTARE UN MERCATO SEMPRE PIÙ COMPETITIVO E SLEGATO DALLE LOGICHE DEL SUPERBONUS»
una vendita di qualità”
TRE DOMANDE A EMANUELE MARIA SACCHI, COORDINATORE DEL CONTENUTO
DIDATTICO DEL TOUR ED ESPERTO DI TECNICHE DI VENDITA
Quali sono i passaggi chiave di una vendita di qualità?
«Possiamo distinguere quattro fasi: la creazione del rapporto, e quindi come entrare in empatia rispecchiando un po’ la postura, il modo di parlare e l'umore del cliente; quali domande fare per avere tutte le informazioni necessarie e come conquistare la fiducia; come condividere le implicazioni negative (se andiamo troppo al risparmio) e positive (se invece facciamo un lavoro di qualità); come superare le ultime obiezioni e chiudere la vendita».
Si può vendere bene senza snaturare la figura tecnica degli installatori FV?
«Ogni persona è spinta da due leve motivazionali: eliminare o ridurre i problemi e aumentare i vantaggi e i benefici. La vendita è un ponte tra
Per consultare le prossime tappe dell’Academy Tour e iscriverti inquadra il Qr Code
dita per affrontare un mercato sempre più competitivo e slegato dalle logiche del Superbonus, nonché creare occasioni di networking con gli installatori Hvac di Daikin, nostro partner nell’evento. In Senec infatti reputiamo fondamentale fornire ai nostri clienti non solo prodotti di qualità, ma anche servizi capaci di supportarli in ogni fase del loro lavoro e nello sviluppo del business. Il tour, organizzato in 10 tappe che toccano tutta Italia, è concepito in modo molto pratico e interattivo, in modo da coinvolgere la platea e trasferire le competenze in modo più efficace e duraturo. La cura e l’erogazione della parte di formazione commerciale sono state affidate ad Emanuele Maria Sacchi, tra i nomi più autorevoli in Italia sui temi della vendita e della negoziazione, per garantire un contributo di alto profilo ma, soprattutto, subito spendibile nella vita quotidiana. I riscontri raccolti finora sono molto positivi: una media di 130 iscritti per tappa e molti apprezzamenti sull’utilità dell’evento, il taglio operativo della formazione e la possibilità di confrontarsi su soluzioni e tecniche capaci di fare davvero la differenza nel lavoro di tutti i giorni».
un "dolore" e una "soluzione": è inutile parlare di soluzioni se prima non abbiamo condiviso e amplificato il dolore; il bisogno porta alla soluzione, ed è questo che maggiormente fa la differenza nella vendita di impianti fotovoltaici».
Quali sono le criticità e le resistenze da parte degli installatori?
«Togliamoci l'alibi che sia sempre una questione di prezzo: solo il 19% degli italiani vuole spendere il meno possibile, il 12% sono al contrario altospendenti e il 69% considera il prezzo insieme ad altri fattori tra cui qualità, risparmio, affidabilità o tutela dell'ambiente. La vera sfida è far percepire il valore di quello che offriamo e la qualità del nostro lavoro; è soprattutto per questo che Senec ha deciso di inserire nel suo road-show una parte fondamentale dedicata a questi argomenti».
GMT PROJECT: L’ECCELLENZA TECNOLOGICA
CHE TRASFORMA LA MANUTENZIONE IN RENDIMENTO
ANCHE UNO STRATO IMPERCETTIBILE DI SPORCO È SUFFICIENTE A LIMITARE L’ASSORBIMENTO DELLA RADIAZIONE SOLARE, CAUSANDO PERDITE DI RENDIMENTO CHE POSSONO ARRIVARE FINO AL 30%. PER AFFRONTARE QUESTA SFIDA, GMT PROJECT HA SCELTO UN MACCHINARIO DI ULTIMA GENERAZIONE PER LA PULIZIA PROFESSIONALE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI A TERRA
Con l’arrivo della stagione estiva, gli impianti fotovoltaici entrano nel loro momento d’oro. Le giornate si allungano e l’irraggiamento solare raggiunge i livelli più elevati dell’anno, creando condizioni ideali per la generazione di energia e l’autoconsumo. Tuttavia, questo potenziale può essere ridotto da un fattore spesso sottovalutato: l’accumulo di polvere, smog, pollini e residui organici. Anche uno strato impercettibile di sporco è sufficiente a limitare l’assorbimento della radiazione solare, causando perdite di rendimento che possono arrivare fino al 30%. Un impatto diretto sulla produzione e sul ritorno economico dell’investimento.
Per affrontare questa sfida, GMT Project ha scelto di evolvere il proprio approccio operativo, investendo in un macchinario di ultima generazione per la pulizia professionale di impianti fotovoltaici a terra. L’obiettivo non è solo garantire la pulizia delle superfici, ma preservare nel tempo l’efficienza dell’impianto con un intervento tecnico e controllato.
Il sistema impiega spazzole specializzate e acqua demineralizzata, assicurando una pulizia profonda, uniforme e priva di aloni, senza l’utilizzo di detergenti chimici. Una scelta che tutela l’integrità dei moduli e riflette la
filosofia sostenibile che guida ogni attività di GMT Project. Rispetto al lavaggio manuale tradizionale, la tecnologia meccanizzata introduce un vantaggio decisivo: l’equilibrio tra rapidità operativa e qualità costante. La maggiore efficienza consente di intervenire su superfici estese in tempi ridotti, ottimizzando i costi e permettendo una programmazione più frequente dei lavaggi proprio nei mesi di massima produzione.
A completare questo approccio c’è la Control Room dedicata, cuore digitale del sistema operativo. Attraverso software avanzati, le performance degli impianti vengono monitorate in tempo reale e trasformate in informazioni strategiche.
In questo modo si passa da una manutenzione reattiva a una gestione predittiva: non si interviene quando il problema è evidente, ma quando i primi segnali di scostamento dai parametri ottimali permettono di agire in anticipo. Questo approccio consente di pianificare interventi e lavaggi con precisione, mantenendo costante l’efficienza dell’impianto. Questa attenzione al dettaglio si estende anche agli impianti su tetto. Smog e piogge acide possono compromettere progressivamente le superfici, riducendo le prestazioni energetiche. Operare in quota richiede esperienza, protocolli di sicurezza rigorosi e attrezzature adeguate: elementi che il team qualificato di GMT Project gestisce quotidianamente per garantire
risultati affidabili anche nelle installazioni più complesse. In definitiva, scegliere GMT Project significa affidarsi a un partner che unisce tecnologia, controllo e competenza operativa. La manutenzione non è più un costo accessorio, ma una leva strategica per valorizzare l’impianto, massimizzare la produzione estiva e garantirne la redditività nel lungo periodo.
CCI E SMART GRID: OBBLIGHI NORMATIVI E NUOVE OPPORTUNITÀ DI BUSINESS
I DIVERSI CAMBIAMENTI REGOLATORI IN ATTO, TRA CUI LA DIRETTIVA EUROPEA "EU GRIDS PACKAGE", IL TIDE E IL RECENTE
D.LGS 3/2026 SUL MARKET DESIGN DELINEANO UN NUOVO QUADRO NORMATIVO TESO A EFFICIENTARE L'USO DELLE RETI
ESISTENTI E RIDURRE I COSTI ENERGETICI AUMENTANDO L’INTEGRAZIONE DELLE FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI
La transizione energetica è ad oggi un processo imprescindibile, sia per rendere sostenibile il nostro sistema economico, che per diminuire la nostra dipendenza energetica dall’estero. Ci troviamo di fronte a sfide che, se non gestite, possono avere un impatto socio-economico devastante, come nel caso dell'Apagón Ibérico del 28 aprile 2025. La stima dei danni economici oscilla tra 18 e 22 miliardi di euro, e le conseguenze sociali sono state ancora peggiori: trasporti, comunicazioni e ospedali sono rimasti paralizzati per ore, causando il decesso di otto persone e una diffusa sfiducia verso la transizione energetica stessa. Quanto accaduto ha evidenziato la dipendenza delle economie moderne e delle infrastrutture critiche dal sistema elettrico, sottolineando la necessità di un cambio di paradigma nella gestione della rete. In questo contesto di crescente interdipendenza energetica, il ruolo dei sistemi di controllo della generazione distribuita, come il controllo centralizzato di impianto (CCI), emerge come una tecnologia abilitante, ben oltre la sua iniziale natura di obbligo normativo a cui sottostare.
I diversi cambiamenti regolatori in atto, tra cui la Direttiva Europea "EU Grids Package" di dicembre 2025, il Testo integrato dispacciamento energia (Tide) in corso di attuazione da gennaio 2025, e il recente D.Lgs 3/2026 sul Market Design di febbraio 2026, delineano un nuovo quadro normativo teso a efficientare l'uso delle reti esistenti e ridurre i costi energetici aumentando l’integrazione delle fonti energetiche rinnovabili e in generale della generazione distribuita, senza portare instabilità.
Nello specifico, il Tide mira ad aprire il mercato dei servizi di flessibilità a nuove risorse, sia per reperirle dove abbondano, cioè tra la GD e le FER, che per garantire neutralità tecnologica alle diverse fonti di energia. Dall’altro lato, il decreto Market Design, introduce in Italia le connessioni flessibili, che rappresentano un punto chiave di questo nuovo percorso. Le nuove regole superano i vecchi modelli "First Come First Served" e "Fit & Forget", e permetteranno un aumento, stimato tra il 20 ed il 40%, della capacità di rete a parità di infrastrutture, quindi con minori investimenti pubblici: per i produttori significa nuove connessioni più rapide e a costi inferiori. Contemporaneamente, il decreto rafforza il ruolo del cliente attivo e autoconsumatore che, oltre a produrre, autoconsumare (anche a distanza) e accumulare, può ora fornire servizi di flessibilità. L'obiettivo generale è spingere gli utenti a immettere energia in rete solo quando serve, riducendo le congestioni e i costi di sistema. Queste novità normative trovano la loro tecnologia abilitante nei sistemi di controllo (CCI, SLI, Cibt, PPC) della generazione distribuita, ormai obbligatori su quasi tutte le taglie di impianto. La vera sfida risiede nello sfruttare questi sistemi per estrarre maggiore valore dagli impianti, trasformando un obbligo in un’opportunità. Le opportunità di ricavo per gli operatori si concretizzano in quattro ambiti principali.
CONNESSIONI FLESSIBILI
Sistemi certificati di controllo della potenza, come il CCI con le funzioni PF2, sono richiesti per partecipare a questo schema. Essi permettono all'impianto di variare la massima potenza di immissione e/o prelievo in base alle esigenze della rete, su comando esterno da parte del DSO, trasformando un'installazione rapida e a costo ridotto in una risorsa dinamica. In questo modo i produttori potranno ottenere nuove connessioni più rapidamente e a potenze superiori, in cambio della possibilità di vedersi ridurre l’immissione nelle poche ore dell’anno in cui la rete, per la sua stabilità, ne ha bisogno.
AUTOCONSUMO DIFFUSO
Le configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell'energia rinnovabile (Cacer), permettono al cliente attivo di autoconsumare energia rinnovabile non solo prodotta nel luogo di consumo, ma anche generata o stoccata in siti diversi, purché nella disponibilità del soggetto. Mentre l’incremento dell’autoconsumo è di per sé un incentivo implicito, che permette di evitare il costo di acquisto dell’energia, e, grazie allo scorporo in bolletta, anche gli oneri di sistema evitati per il mancato transito in rete dell’energia non acquistata, i contributi a fondo perduto (fino al 40%) e la tariffa premio (fino a 130 euro al MWh) previsti per queste configurazioni aggiungono incentivi espliciti.
Sistemi di controllo della generazione distribuita, come il CCI dotato di PF2, permettono di allineare temporalmente
produzione e consumo, anche a distanza, e di ottimizzare la gestione delle comunità energetiche.
GESTIONE DEI PREZZI NEGATIVI
Un sistema di controllo, come il CCI dotato di PF2, nei periodi in cui il prezzo dell’energia sarà inferiore o uguale a zero, permette di regolare la potenza, seguendo i carichi o stoccando l’energia in accumuli, evitando di dover pagare per immettere energia in rete. Questo diventa ancora più importante, per non sprecare l’energia prodotta, per gli impianti incentivati con FER X e FER Z, che prevedono di sospendere il contributo quando il prezzo dell'energia è inferiore o uguale a zero.
MODULAZIONI STRAORDINARIE E SERVIZI DI FLESSIBILITÀ
Il FER X ed il FER Z, inoltre, impongono agli impianti di taglia superiore ad 1 MW l’obbligo di abilitazione al mercato di bilanciamento e ridispacciamento (MBR): a questi produttori, nei periodi di prezzi dell’energia molto bassi, quindi quando c’è un “eccesso” di generazione, conviene offrire un servizio di modulazione a scendere (riduzione della potenza) retribuito, piuttosto che il rischio di un distacco o di una limitazione gratuita (RiGeDi).
Ora che la partecipazione ai mercati della flessibilità è possibile anche per gli impianti di taglia inferiore ad 1 MW, in forma facoltativa come unità virtuali aggregate (UVA), la vendita di servizi ancillari rappresenta per tutti un’opportunità di guadagno aggiuntiva per i produttori. In base al tipo di servizio, si possono ottenere rendite di centinaia di euro al MW/anno (per i servizi che vengono retribuiti per la disponibilità della capacità) o di decine di euro al MWh (per i servizi che vengono retribuiti per l’energia scambiata). Di nuovo, le tecnologie che abilitano gli impianti alla partecipazione a questi mercati sono i sistemi di controllo della generazione distribuita.
In Higeco More siamo convinti che il controllo degli impianti della generazione distribuita, e la loro evoluzione in risorse dinamiche e attive, siano la chiave per aumentare la penetrazione delle rinnovabili e, al contempo, generare nuove fonti di ricavo per gli operatori.
Per questo, come azienda, abbiamo deciso di puntare su un solo obiettivo: fornire ai nostri clienti sistemi tecnologici all’avanguardia che gli permettano di cogliere tutte le opportunità che il mercato può offrire nel presente, ma con lo sguardo sempre rivolto al futuro.
FULVIO FERRARI, FOUNDING PARTNER
DI HIGECO MORE
FOTOVOLTAICO E STORAGE: ECCO COME SI TRASFORMA L’ENERGIA IN AZIENDA
LA SATURAZIONE DELLA CAPACITÀ DI CONNESSIONE LIMITA LO SVILUPPO DI NUOVI IMPIANTI E RENDE PIÙ COMPLESSO ACCEDERE ALL’ENERGIA IN MODO STABILE ED ECONOMICAMENTE SOSTENIBILE. PER QUESTO MOTIVO, L’INDIPENDENZA ENERGETICA È DIVENTATA UNA PRIORITÀ STRATEGICA PER LE AZIENDE
La crescente congestione delle reti elettriche è destinata a rappresentare nell’immediato futuro uno dei principali ostacoli alla transizione energetica delle imprese. In molte aree, la saturazione della capacità di connessione limita già oggi lo sviluppo di nuovi impianti e rende più complesso accedere all’energia in modo stabile ed economicamente sostenibile. A questo si aggiunge la volatilità dei prezzi, che rende sempre più difficile pianificare i costi energetici nel lungo periodo. Per questo motivo, l’indipendenza energetica è diventata una priorità strategica per le aziende. In questo scenario, la possibilità di produrre e gestire energia direttamente onsite, attraverso soluzioni fotovoltaiche su copertura, a terra o su parcheggi, assume un ruolo centrale. Non si tratta solo di sostenibilità, ma di continuità operativa, controllo dei costi e riduzione della dipendenza dalla rete. È proprio in questa direzione che si inserisce la proposta di Joulz, che valorizza ogni superficie disponibile — tetti, aree a terra e parcheggi — trasformandola in un sistema energetico integrato. Gli impianti fotovoltaici, abbinati a sistemi di accumulo, consentono, infatti, di costruire rapidamente un modello energetico più autonomo ed efficiente.
«Un aspetto particolarmente rilevante è proprio la velocità di implementazione», dichiara Nicola Miola, General Manager di Joulz Italia. «Le nostre soluzioni consentono di aggirare molti
dei vincoli tecnici e di accelerare significativamente i tempi di realizzazione. Questo permette alle imprese di iniziare a produrre energia in tempi brevi e di beneficiare rapidamente dei vantaggi economici e operativi».
La produzione onsite rappresenta solo uno degli elementi del percorso verso l’indipendenza energetica. Molte aziende hanno già installato impianti fotovoltaici; oggi l’integrazione con sistemi di accumulo consente di fare un ulteriore passo avanti, aumentando l’autoconsumo, riducendo i prelievi dalla rete e limitando l’esposizione ai vincoli di congestione.
«Le aziende oggi non cercano solo soluzioni per produrre energia rinnovabile, ma sistemi integrati in grado di gestirla in modo intelligente», continua Miola. «L’evoluzione verso modelli di microgrid, che includono tecnologie come fotovoltaico, pompe di calore, cogenerazione, caldaie elettriche e sistemi di accumulo, consente alle imprese di diventare sempre più autonome e flessibili, riducendo la dipendenza dalla rete e migliorando l’efficienza complessiva».
I benefici si estendono su più livelli. L’autoproduzione consente di ridurre l’impatto della congestione di rete, evitando limitazioni e incertezze legate alla disponibilità di capacità, mentre i sistemi di accumulo garantiscono energia anche nei momenti di picco o in caso di criticità. Allo stesso tempo, le diverse configurazioni impiantistiche permettono di valorizzare gli
spazi aziendali e rafforzare il percorso verso la sostenibilità. A rendere ancora più accessibile questo modello contribuiscono formule contrattuali come il Power Purchase Agreement (PPA), che permettono di realizzare l’impianto senza investimento iniziale per il cliente, con costi dell’energia prevedibili e gestione completa inclusa.
La proposta Joulz consente così di accelerare la transizione energetica, trasformando il fotovoltaico in uno strumento concreto per raggiungere indipendenza, efficienza e competitività.
Joulz: energia dove serve, quando serve
Inquadra il QR e guarda il video
Il nuovo Air Master porta la climatizzazione
momento nonchè un'attenzione ai consumi e alla qualità dell'aria ancora
ALUSISTEMI SOLAR SOLUTIONS: STABILITÀ E QUALITÀ IN UN MERCATO IN FORTE ESPANSIONE
L’ALLUMINIO, ELEMENTO CHIAVE PER I SISTEMI DI SUPPORTO, È TORNATO AL CENTRO DELL’ATTENZIONE A CAUSA DELLE TENSIONI GEOPOLITICHE E DEL CONFLITTO IN MEDIO ORIENTE. ALUSISTEMI INTEGRA INTERNAMENTE L’INTERO PROCESSO, DALLA GESTIONE DELLA MATERIA PRIMA FINO ALLA REALIZZAZIONE DEL PRODOTTO FINITO. «IL LEGAME CON LA CASA MADRE SEPAL SPA, GRUPPO INDUSTRIALE STRUTTURATO E VERTICALMENTE INTEGRATO CI PERMETTE DI PIANIFICARE GLI
APPROVVIGIONAMENTI, STABILIZZARE I COSTI E AFFRONTARE CON MAGGIORE EFFICACIA LE FLUTTUAZIONI DEL MERCATO», SPIEGA MARCO RAMUNDO, CEO DELL’AZIENDA. «IL RISULTATO È UNA MAGGIORE SICUREZZA PER I CLIENTI E CONDIZIONI ECONOMICHE TRA LE PIÙ COMPETITIVE DEL SETTORE, SENZA
Negli ultimi anni il mercato del fotovoltaico ha conosciuto una crescita solida e strutturale, sostenuta dalla transizione energetica e da una maggiore consapevolezza, da parte di imprese e privati, del valore dell’autoproduzione. In questo contesto dinamico e in continua evoluzione, Alusistemi Solar Solutions si conferma come un punto di riferimento per affidabilità, qualità e solidità industriale. «La crescita del mercato non è più legata a dinamiche temporanee» spiega Marco Ramundo, CEO dell’azienda, «ma rappresenta un trend strutturale di lungo periodo. Il fotovoltaico è ormai una componente centrale del futuro energetico». Accanto alle opportunità, però, il settore deve oggi confrontarsi con nuove complessità, in particolare sul fronte delle materie prime.
ALLUMINIO AL CENTRO DELL’ATTENZIONE
L’alluminio, elemento chiave per i sistemi di supporto, è tornato al centro dell’attenzione a causa delle tensioni geopolitiche e del conflitto in Medio Oriente. «Negli ultimi mesi» sottolinea Ramundo «abbiamo registrato una maggiore volatilità dei prezzi e criticità nella disponibilità del materiale, legate a interruzioni logistiche, danni o rallentamenti di alcuni impianti produttivi e all’aumento dei costi energetici». Uno scenario che per molte aziende si traduce in incertezza e rischio di discontinuità nelle forniture.
È proprio in questo contesto che Alusistemi Solar Solutions rappresenta un unicum nel panorama di mercato. L’azienda è infatti l’unica a integrare internamente l’intero processo, dalla gestione della materia prima fino alla realizzazione del prodotto finito. «Il controllo diretto della filiera è il nostro principale punto di forza perché riduce in modo significativo il rischio di dipendere da fornitori esterni. Anche in situazioni di scarsa disponibilità di alluminio sul mercato globale, siamo in grado di garantire continuità produttiva e disponibilità di prodotto».
Un vantaggio strategico ulteriormente rafforzato dal legame con la casa madre Sepal Spa, gruppo industriale strutturato e verticalmente integrato. «Questa organizzazione ci permette di pianificare gli approvvigionamenti, stabilizzare i costi e affrontare con maggiore efficacia le fluttuazioni del mercato. Il risultato è una maggiore sicurezza per i clienti e condizioni economiche tra le più competitive del settore, senza compromettere qualità e servizio».
INNOVAZIONE DI PRODOTTO
Accanto alla solidità industriale, Alusistemi investe costantemente anche sull’innovazione di prodotto. «Lavoriamo allo sviluppo di nuove soluzioni progettate per semplificare il lavoro degli installatori, ridurre i tempi di posa e minimizzare il margine di errore in cantiere», spiega Ramundo. Un’innovazione che non riguarda solo la
COMPROMETTERE QUALITÀ E SERVIZIO»
Ragione sociale: Alusistemi S.R.L.
Indirizzo: Via Fermi, 5 - 35030 Caselle di Selvazzano (PD)
Telefono: 049 630 157
Sito: https://www.alusistemi.it/
Target:
- Impianti a terra
- Impianti a parete e frangisole
MARCO RAMUNDO, CEO ITALIA DI ALUSISTEMI
- Impianti su tetto inclinato e tetto piano
- Coperture industriali
- Carport
- Coperture fotovoltaiche a tenuta
Servizi:
- Consulenza
- Progettazione
- Supporto tecnico
facilità di installazione, ma anche l’incremento della qualità complessiva del sistema, in termini di affidabilità, sicurezza e prestazioni nel tempo. «I nostri sistemi sono progettati per durare, rispettare tutte le normative europee e garantire elevati standard qualitativi», afferma il CEO, sottolineando come questo approccio sia sempre più rilevante in un mercato dove l’ingresso di prodotti a basso costo, spesso non adeguatamente certificati, può rappresentare un rischio nel medio-lungo periodo. Guardando al futuro, Alusistemi Solar Solutions continuerà a investire su integrazione, innovazione e controllo della filiera. «In uno scenario geopolitico instabile», conclude Ramundo, «la capacità di presidiare l’intero processo produttivo, unita allo sviluppo di soluzioni sempre più efficienti e semplici da installare, è la chiave per garantire continuità, qualità e competitività nel tempo».
CABINE ELETTRICHE DI TRASFORMAZIONE
DA ESTERNO PER GRANDI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
DA CHINT ITALIA NUOVE SOLUZIONI SICURE ED EFFICACI PER LA GESTIONE DELL’ENERGIA
Nel mondo della produzione di energia rinnovabile, i grandi impianti fotovoltaici rivestono un ruolo sempre più centrale. Per garantire che l’energia prodotta dai pannelli solari venga correttamente trasferita alla rete di distribuzione, è fondamentale l’uso di cabine elettriche di trasformazione da esterno. Queste strutture prefabbricate in metallo o cemento sono progettate per proteggere le apparecchiature elettriche interne da fattori ambientali esterni e per svolgere funzioni cruciali in impianti e campi fotovoltaici.
Tra i principali vantaggi delle cabine di trasformazione da esterno annoveriamo la sicurezza, la versatilità e la praticità di installazione.
• Sicurezza: proteggono le apparecchiature elettriche interne da agenti esterni come acqua, vento e polvere e resistono ad ambienti difficili come, ad esempio, le condizioni meteorologiche avverse e le alte temperature, garantendo il funzionamento degli impianti fotovoltaici in ogni situazione.
• Versatilità: grazie alla struttura modulare possono essere utilizzate in modo flessibile per adattarsi alle esigenze specifiche di un determinato progetto o installazione, ad esempio in termini di potenza di trasformazione, dimensioni e numero di locali.
• Praticità di installazione: la struttura prefabbricata consente di ridurre notevolmente i tempi di installazione rispetto alle soluzioni tradizionali. Inoltre, le cabine sono progettate per garantire l’accesso in totale sicurezza delle componenti in-
terne favorendo le operazioni di manutenzione e riparazione. La Power Station Chint rappresenta un esempio di cabina elettrica di trasformazione versatile e ad alte prestazioni. Ciascuna cabina è progettata per impianti fotovoltaici fino a 4 MW e può essere integrata in impianti più grandi. È caratterizzata da una struttura modulare che consente personalizzazioni in base alle esigenze specifiche di ogni progetto e risponde agli standard di protezione IP43 e alle normative CEI e IEC, offrendo un alto livello di sicurezza e affidabilità.
Realizzata in acciaio zincato con processo "sendzimir" e verniciata con vernici speciali ad alta aderenza, la Power Station Chint è resistente alla corrosione e garantisce una lunga durata. Il sottotetto è coibentato con pannelli a sandwich, proteggendo la cabina dal surriscaldamento solare, mentre il pavimento flottante e ispezionabile rende agevoli le operazioni di manutenzione.
La cabina, prefabbricata in metallo tipo Shelter, è suddivisa tipicamente in tre vani distinti: il vano per il quadro di media tensione, il vano per il quadro di bassa tensione e il vano per il trasformatore elevatore. La Power Station è dotata di sistema di messa a terra, cartelli di sicurezza e illuminazione interna, per garantire che l'accesso e la manutenzione siano sempre sicuri.
La Power Station Chint è particolarmente adatta per installazioni in ambienti di dimensioni contenute e grazie al suo
basamento autoportante consente una facile installazione. La struttura modulare semplifica il trasporto e l’installazione, riducendo i costi complessivi dell’impianto. Queste caratteristiche la rendono ideale non solo per grandi impianti fotovoltaici, ma anche per realtà più contenute che necessitano di una soluzione efficiente e sicura per la gestione dell’energia prodotta.
Per ulteriori dettagli sulla Power Station Chint inquadra il Qr Code
FF NEWS
E’
ATTIVO IL NUOVO HUB LOGISTICO IN CAMPANIA
Ufficio e magazzino operativi a Teverola (Caserta)
Il nuovo ufficio con magazzino di Teverola (CE) è già operativo ed è il nuovo punto di riferimento per installatori e professionisti del fotovoltaico in Campania e nel Sud Italia.
Disponibilità immediata di materiale a stock: moduli, inverter, sistemi di accumulo, strutture e accessori per ogni tipologia di impianto.
Possibilità di ritiro diretto in sede, con tempi rapidi e gestione più efficiente delle forniture. Un hub logistico strategico per garantire consegne veloci, maggiore flessibilità operativa e un servizio sempre più vicino alle esigenze dei clienti.
Teverola (Caserta)
SUNCITY SUPPORTA L’INTEGRAZIONE FV-BESS NEL C&I
CON UNA PIPELINE BESS DI QUASI 10 MWH PER IL SEGMENTO DELLE IMPRESE, NEL 2026 IL GRUPPO PUNTA A ESSERE UN RIFERIMENTO NEL SEGMENTO IMPRESE, COMPLEMENTARE AI SERVIZI E LAVORI SUL SEGMENTO UTILITY SCALE
Negli ultimi anni il mercato energetico italiano ha subito trasformazioni profonde: aumento della volatilità dei prezzi, differenziazione sempre più marcata tra prezzi zonali (PZ) e una crescente pressione verso la decarbonizzazione. In questo scenario, molte aziende hanno già investito nel fotovoltaico, ma spesso senza riuscire a valorizzarne appieno il potenziale; una quota significativa dell’energia prodotta viene infatti immessa in rete in momenti in cui il prezzo è basso, riducendo il ritorno economico complessivo. Oggi, la vera evoluzione non è più solo produrre, ma gestire l’energia in modo intelligente. Ed è qui che entra in gioco SunCity che con l’integrazione tra fotovoltaico e sistemi di accumulo Bess consente alle imprese di passare dalla semplice produzione di energia a una gestione più smart, flessibile e strategica.
I NUMERI
Nel settore C&I italiano, l’impiego di sistemi Bess in abbinamento a impianti fotovoltaici allacciati in media tensione ha registrato una importante crescita nell’ultimo trimestre del 2025 (+100% rispetto sia a Q2 che a Q3). Le prospettive per il 2026 indicano un trend ancora positivo: tra crescente volatilità dei prezzi, nuove opportunità legate ai servizi di flessibilità e introduzione dell’iperammortamento nella Legge di Bilancio 2026 — fino al 180% del costo ammortizzabile per investimenti fino a 2,5 milioni di euro, con effetti su Irpef e Ires — il Bess si conferma una leva strategica per massimizzare l’autoconsumo, ridurre i costi e aumentare la resilienza energetica dei siti produttivi.
PERCHÉ IL SOLO FOTOVOLTAICO NON BASTA PIÙ
Un impianto fotovoltaico non accompagnato da sistemi di accumulo è per sua natura vincolato al profilo di produzione solare, che raramente coincide con quello di consumo delle aziende. Le principali criticità riscontrate sui siti industriali e commerciali sono:
• Autoconsumo limitato (ad esempio nel fine settimana)
• Immissione in rete in fasce a basso prezzo (PZ)
• Prezzi di acquisto e vendita imprevedibili
• Picchi di prelievo costosi
• Difficoltà nel valutare il reale ritorno dell’investimento.
IL RUOLO STRATEGICO DEI BESS NEL C&I
I sistemi di accumulo consentono di disaccoppiare produzione e consumo, rendendo l’energia programmabile, utilizzabile nei momenti più convenienti e, quindi, ottimizzata economicamente. Dal punto di vista concettuale, spiega Christian Montermini, direttore marketing e vendite del Gruppo SunCity, un sistema Bess permette di ottimizzare il profilo energetico del sito poiché consente di:
• aumentare l’autoconsumo in linea con i propri cicli produttivi in fasce dove il prelievo da rete sarebbe più costoso
• ridurre la dipendenza dal mercato elettrico, limitando l’esposizione alla volatilità dei prezzi (hedging)
• ottimizzare l’immissione dell’energia in base ai prezzi PUN/PZ
• limitare i picchi di potenza (peak shaving)
• migliorare la qualità dell’energia e stabilizzare la rete interna (power quality)
• migliorare la continuità operativa grazie alle funzioni di back up
• contribuire alla stabilità della rete e generare nuovi ricavi grazie alla modulazione straordinaria a salire a durata limitata (che sostituisce la interrompibilità) introdotto dal Tide, senza più distaccare carichi con conseguente rischio per la continuità operativa.
In termini di valorizzazione economica, oltre all’autoconsumo, sono da menzionare nello specifico:
di prezzi zonali inseriti nelle piattaforme Bess
• l’arbitraggio energetico, ossia caricare le batterie quando il prezzo è basso o quando il fotovoltaico produce in eccesso, e scaricarle quando il prezzo è alto o il sito ha bisogno di energia • la modulazione straordinaria, per la quale le aziende possono ricevere un corrispettivo fisso annuale basato sulla capacità resa disponibile (105.000 euro al MW nella penisola) e un corrispettivo variabile legato alle attivazioni (fino a 3.000 euro al MW).
«In questo modo, payback a 4 o 5 anni e IRR a doppia cifra possono essere facilmente raggiunti», sostiene Montermini. «In un contesto in cui il prezzo può variare significativamente anche nella stessa giornata, questa strategia consente di trasformare un impianto da semplice generatore ad asset attivo nella gestione dei costi energetici e nella tutela della competitività aziendale».
L’APPROCCIO SUNCITY AL BESS
L’integrazione del Bess può essere applicata sia a nuovi impianti sia a impianti esistenti. Nei nuovi impianti è possibile ottimizzare il dimensionamento complessivo, mentre nei retrofit si interviene su impianti che immettono molta energia in rete, recuperando valore e migliorando le prestazioni economiche.
In qualità di primaria azienda di settore, sostiene Enzo Di Michele, responsabile Ingegneria d’offerta di SunCity, supportiamo i clienti attraverso:
• analisi dei consumi orari
• simulazioni energetiche ed economiche per creare il business case
• progettazione (dimensionamento, progetto elettrico, BoP impianto ed opere civili)
• fornitura della tecnologia allo stato dell’arte
• installazione in linea con le normative di riferimento (VVF)
• promozione di accordi con operatori di energy management e flessibilità energetica.
Le analisi vengono sviluppate considerando dati puntuali, strategie di carica/scarica e scenari di prezzo, con l’obiettivo di creare soluzioni su misura in funzione dell’obiettivo del cliente.
IL
2026 PER SUNCITY
Con una pipeline Bess nei primi mesi 2026 per clienti C&I di quasi 10 MWh, il Gruppo SunCity punta ad essere un riferimento nel segmento imprese, complementare ai servizi e lavori sul segmento utility scale.
Il Gruppo conferma la propria presenza a due importanti appuntamenti di settore che si svolgeranno nei prossimi mesi: il Solar Construction organizzato da Italia Solare, che si terrà a Bari il 28 maggio, nonché il Solar & Storage Live Italia che si terrà a Verona il 7 e 8 ottobre.
Esempio
GEOSOLARIS SERVICE SRL: IL PARTNER DI RIFERIMENTO IN ITALIA PER I PULL-OUT TEST
CON OLTRE 700 MW INSTALLATI E PIÙ DI 120 PROGETTI REALIZZATI IN 14 PAESI EUROPEI, GEOSOLARIS SERVICE SRL SI CONFERMA LEADER NAZIONALE NELLE PROVE DI CARICO SU PALI PER IMPIANTI FOTOVOLTAICI A TERRA, GRAZIE A UN APPROCCIO CHE INTEGRA COMPETENZE GEOLOGICHE E CAPACITÀ OPERATIVA DIRETTA
Nel fotovoltaico a terra, la qualità del terreno è il presupposto invisibile, ma decisivo, per ogni impianto destinato a durare nel tempo. Ed è proprio su questo aspetto che Geosolaris Service Srl ha costruito la propria leadership. Con sede operativa ad Alessandria e una presenza storica su tutto il territorio nazionale, l'azienda si è affermata come punto di riferimento italiano per i pull-out test, le prove di carico su pali che verificano empiricamente e in modo rigorosamente scientifico la stabilità delle strutture fotovoltaiche. «Il pull-out test non è un semplice adempimento normativo, ma il momento in cui il progetto teorico incontra la realtà del terreno», spiega Riccardo Cestaro, amministratore delegato di Geosolaris Service Srl. «Le modellazioni teoriche forniscono informazioni preziose, ma solo un test sul campo può confermare che l'apparato di fondazione resista alle sollecitazioni reali nel corso dei 25-30 anni di vita utile dell'impianto. È una garanzia che offriamo da anni con un approccio scientifico e consolidato».
Geosolaris Service Srl esegue tre tipologie principali di test: trazione verticale, trazione orizzontale e compressione, ciascuna finalizzata a verificare un aspetto specifico della stabilità strutturale. La prova di estrazione verticale e quella orizzontale simulano l'azione del carico del vento sulle strutture, mentre la prova di compressione verifica la capacità
portante sotto carico, in particolare sotto il carico della neve e il peso della struttura stessa. I risultati, inoltre, consentono di ottimizzare la profondità di infissione e la geometria dei pali, garantendo sicurezza e, al tempo stesso, contenendo i costi di realizzazione. «Perché nessuno vuole seppellire inutilmente chili e chili di ferro costoso sottoterra».
A distinguere l'azienda nel panorama nazionale è la combinazione di competenze geologiche e capacità operativa diretta. Prima di eseguire le prove di carico, il team tecnico, composto da project manager, geologi e ingegneri, conduce indagini geologiche e geotecniche e rilievi georadar e magnetometrici per ottenere una mappatura completa del sottosuolo. «È questa visione integrata che ci differenzia», sottolinea Marco Cestaro, responsabile commerciale. «Non ci limitiamo a eseguire una sola tipologia di test, ma lo inseriamo in un contesto di conoscenza approfondita del sito, offrendo al committente un quadro completo su cui basare le proprie scelte progettuali».
L'operatività è garantita da una flotta di quattro macchine battipalo di proprietà, in grado di intervenire su qualsiasi tipologia di terreno, dalle pianure alluvionali ai suoli rocciosi, fino ai siti destinati a parchi agrivoltaici, dove le strutture elevate richiedono fondazioni particolarmente lunghe e performanti. Tutto il personale operativo è alle dirette dipendenze dell'azienda, dal singolo operaio al capocantiere: una scelta che garantisce il pieno
controllo sulla qualità e sul rispetto delle tempistiche. Con oltre 13 anni di esperienza, più di 700 MW installati e 120 progetti completati in 14 Paesi europei, Geosolaris Service Srl vanta un patrimonio di dati e know-how che pochi operatori in Italia possono eguagliare. «Ogni cantiere aggiunge conoscenza», conclude Riccardo Cestaro. «Abbiamo lavorato su terreni di ogni tipo e in condizioni geologiche molto diverse tra loro. Questa esperienza ci permette oggi di anticipare le criticità e di proporre soluzioni ottimizzate già in fase preliminare, con un vantaggio concreto in termini di tempi e costi per il committente».
Energia sempre
Addio a blackout, micro-interruzioni e disturbi di rete
Un disturbo di rete può mettere a rischio le linee produttive e causare danni strutturali ed economici. I nostri BESS garantiscono piena continuità operativa
FOTOVOLTAICO E POMPE DI CALORE: ACCOPPIATA VINCENTE
IL BUSINESS DELLE POMPE DI CALORE STA DIVENTANDO SEMPRE PIÙ IMPORTANTE PER GLI INSTALLATORI DI IMPIANTI FV. PER COGLIERE AL MEGLIO IL POTENZIALE DI QUESTA INTEGRAZIONE TECNOLOGICA, È RICHIESTO UN KNOW HOW TERMOTECNICO SPECIFICO, PER REALIZZARE E REGOLARE GLI IMPIANTI NEL MIGLIOR MODO E NON IMPATTARE SUI COSTI
l business delle pompe di calore sta diventando sempre più importante per gli installatori di impianti fotovoltaici. Purtroppo, spesso manca quel know-how termotecnico di base senza il quale si rischia di realizzare o regolare gli impianti in modo sbagliato. Questa criticità ha come conseguenza costi superiori rispetto all’impianto a gas precedente. Le nozioni di base sono poche e molto semplici. Per questo motivo Angelo Rivolta, head of Heat Pumps Division di Genertec Italia Srl, intende cogliere l’occasione per introdurre questi concetti attraverso tre puntate che la redazione ha pubblicato in queste pagine. La prima, pubblicata all’interno del numero di
A CURA DI ANGELO RIVOLTA
marzo di SolareB2B, è focalizzata sulle nozioni di base per il miglior funzionamento delle pompe di calore; la seconda sull’integrazione pompa di calore – impianto fotovoltaico; infine la terza è focalizzata sul protocollo di comunicazione “SG Ready” che serve a sfruttare l’energia solare in surplus per riscaldare la casa.
«Scopo di questi articoli è quindi esplorare l’utilizzo di queste macchine, individuare la strategia migliore di riscaldamento e come modificarla in presenza di un impianto fotovoltaico», spiega Angelo Rivolta, «mostrando alcuni dati di funzionamento rilevati in un caso reale».
Nei due articoli precedenti abbiamo visto come si comportano le pompe di calore da un punto di vista energetico, in funzione delle scelte progettuali sulla temperatura di esercizio dell’impianto, concludendo che per ottenere un risparmio energetico sensibile è necessario progettare e regolare l’impianto con la più bassa T di mandata possibile, compatibilmente con le caratteristiche dell’edificio. Abbiamo visto inoltre che la pompa di calore dovrebbe avere un funzionamento regolare e continuo anziché a fasce orarie mattutine/serali e come sia possibile, tuttavia, derogare da questa regola se l’abitazione è dotata di un impianto FV e se si usano
automazioni come il protocollo “SG Ready”. Per verificare l’utilità di automazioni di questo tipo, ho condotto alcuni test nella mia abitazione, collocata a 30 km da Milano che, con un isolamento elevato, permette di immagazzinare calore nelle fasce di produzione fotovoltaica e di mantenere una temperatura di comfort fino al mattino successivo. Nella conclusione dello scorso articolo, ho mostrato un esempio di giornata in cui le pompe di calore hanno riscaldato l’abitazione quasi esclusivamente con energia solare, tranne alcuni picchi dovuti all’insieme dei consumi dell’abitazione, con mantenimento della T interna fino al giorno dopo.
PROTOCOLLO “SMART GRID READY”
Approfondiamo ora l’utilità del protocollo “SG Ready” con ulteriori test, simulandone il funzionamento con un sistema domotico che permette di attivare le pompe di calore quando l’immissione in rete superi una soglia definita, e di spegnerle qualora l’energia consumata superi la soglia accettabile, oppure quando viene raggiunta la T interna desiderata. Il protocollo “SG Ready” può essere descritto come un sistema che reagisce alla eventuale presenza di energia FV in surplus, inviando segnali alla PdC che definiscono quattro casi:
1. Funzionamento normale
2. Accensione forzata
3. Accensione forzata con aumento delle temperature di set point per ACS e riscaldamento
4. PdC spenta (solo in alcuni paesi europei, non in Italia). Con il sistema domotico, ho impostato alcune regole automatiche che inseriscono la modalità 2 quando l’immissione in rete raggiunge i 2.000 W e la modalità 3 se in seguito ci sono ancora almeno 800 W di immissione. Il passaggio al funzionamento normale avviene quando si raggiungono le temperature impostate per le due modalità oppure quando il consumo dalla rete sale a 800 W. Per stressare il test, ho fissato le due temperature interne desiderate a 22 °C e 24 °C. Non ho considerato, per semplicità, l’utilizzo dell’energia solare per produzione di ACS; quindi, l’effetto “SG Ready” è relativo al solo riscaldamento.
Le soglie individuate sono discrezionali, e possono essere fissate in modo da avere un funzionamento della PdC con energia fotovoltaica al 100% oppure accettando un compromesso e alimentando le macchine solo in parte con energia FV, mitigando il costo del kWh. Con le impostazioni descritte, i risultati del monitoraggio energetico di una giornata tipo sono mostrati nel grafico di Fig. 1, dove l’energia immessa in rete è rappresentata dall’area in verde e quella assorbita dalla rete è l’area in rosso. La giornata è di metà ottobre, ed è stata particolarmente buona per la produzione FV.
La mattinata parte con la produzione FV che genera una immissione in rete, influenzata dai picchi di assorbimento dei carichi domestici.
Alle 9:47 viene attivato il segnale del primo livello SG Ready (SG1). La pompa di calore entra in funzione, perché l’energia immessa è maggiore di 2.000 Watt e la temperatura dell’abitazione è inferiore a quella impostata. Il ciclo dura fino alle 10:33, quando termina perché la temperatura ha raggiunto la prima soglia (T1).
Alle 11:35 parte un altro ciclo SG1, che termina alle 12:23, sempre per raggiungimento della soglia di temperatura T1.
Alle 13:20 viene attivata di nuovo la pompa di calore (SG1), e alle 13:52 anche il secondo livello di Set Point (SG2). Da qui in poi la pompa di calore funziona con un altro limite massimo di temperatura (T2), e continua fino alle 14:50, quando la produzione FV calante e i consumi crescenti fanno salire il prelievo dalla rete sopra la soglia massima (kW1), causando la disattivazione delle modalità SG.
Durante la giornata si verificano dei picchi di assorbimento dovuti alla lavatrice, alla lavastoviglie e al forno a microonde, alle 8:30, alle 9:15 e alle 14:40. Quest’ultimo ha generato lo stop dell’utilizzo dell’energia FV per raggiunta soglia di consumo. Detto tutto ciò, qual è l’effetto desiderato, ovvero l’aumento della temperatura dell’abitazione mediante energia fotovoltaica? Ce lo dice il grafico di Fig 2.
Possiamo notare i tre cicli di “riscaldamento SG”, che innalzano la temperatura della casa. i primi due vengono interrotti dal raggiungimento della prima soglia di temperatura; il terzo viene interrotto dal raggiungimento della soglia di consumo, altrimenti avrebbe portato l’abitazione fino alla seconda temperatura impostata.
Questi tre cicli di riscaldamento sono stati ottenuti con energia dalla rete quasi a zero e viene confermata così l’utilità di una programmazione di
presenza di un impianto FV abbinato a una pompa di calore, dobbiamo però chiederci se l’energia solare è davvero disponibile nella stagione invernale, e se lo è in misura sufficiente ai nostri scopi. Per fare chiarezza, ho preso i dati di produzione di energia FV del mio impianto nell’ultima stagione di riscaldamento, da ottobre 2024 a febbraio 2025. Ricordo che si tratta di un impianto da 6 kWp a
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eventuale carico aggiuntivo come la PdC. Non viene visualizzata la parte di energia prelevata dalla rete, non importante ai fini di questa analisi. Possiamo notare che la produzione è estremamente variabile, dato che è legata alle condizioni meteo, ed è possibile osservare che in alcuni giorni l’energia disponibile per altri usi è inesistente.
Per ironia della sorte, il giorno peggiore è stato il
Fig. 1
di Fig. 4. Possiamo osservare che, nei 150 giorni analizzati:
Per circa 50 gg, non si ha energia supplementare, con energia disponibile insufficiente nemmeno per i carichi normali dell’abitazione;
Per altri 50 gg, l'energia giornaliera immessa in rete è inferiore a 3 kWh, che potrebbero compensare in parte il fabbisogno di una PdC, coprendone circa il 10%-30%;
Nei rimanenti 50 gg, l'energia giornaliera immessa in rete è compresa tra 3 kWh e 9 kWh, con gli ultimi 4 giorni oltre i 10 kWh. In queste 50 giornate, l’impianto FV potrebbe alimentare una PdC, coprendone i consumi dal 30% all’80% circa.
A commento di quest’ultima analisi, è evidente che:
Nel caso considerato, l’energia FV invernale è estremamente variabile, con circa il 30% delle giornate prive di supporto per un’eventuale PdC, e i rimanenti giorni con supporto parziale dei consumi. Una PdC potrebbe essere alimentata quindi per 2/3 della stagione con una copertura dei consumi stimabile tra il 10% e l’80%.
Ovviamente, questo dipende dalle condizioni meteo particolari della zona in cui si trova l’abitazione, con frequenti giornate coperte invernali. Altre zone più ventilate o a diversa latitudine avranno risultati migliori.
È importante avere un impianto FV con la massima potenza installabile sullo spazio a disposizione, per avere energia anche nei giorni parzialmente coperti.
Per quanto visto, l’utilizzo di automazioni che sfruttino l’energia FV disponibile per alimentare una pompa di calore consente sicuramente un miglioramento energetico, che dipende ovviamente da quanta energia in surplus riesce a rendere disponibile la combinazione tra produzione FV e consumi esistenti dell’abitazione.
In giornate soleggiate, anche in inverno è possibile ottenere produzioni sufficienti a compensare i consumi delle PdC e adottare quindi strategie di funzionamento orario tendenti ad immagazzinare il calore nell’abitazione, per evitare consumi serali. Un eventuale presenza di sistemi di storage FV permetterebbe di disaccoppiare il momento della produzione e quello del consumo della pompa di calore, immagazzinando energia quando la PdC è spenta per renderla disponibile successivamente, nell’arco della giornata. La semplice presenza della batteria permetterebbe di ottenere un parziale “effetto SG” se immagazzina energia quando la PdC è spenta per fornirla in seguito all’accensione della macchina.
Va notato che sul mercato c’è anche un’offerta di batterie termiche ad alte prestazioni, basate su componenti chimici a variazione di fase, che permettono in dimensioni contenute di immagazzinare grandi quantità di calore prodotta dalla PdC per periodi superiori al giorno, e presto il costo di questi prodotti permetterà ammortamenti in tempi brevi. Questi sistemi di storage termico permetteranno, ad esempio, di migliorare la disponibilità di calore nelle prime ore del mattino, permettendo di adottare strategie più efficienti. Sarebbe interessante mettere a confronto le due possibilità di storage, per capire qual è la più conveniente per l’utilizzo specifico con le pompe di calore.
In conclusione di questa serie di articoli, possiamo così riassumere i temi che abbiamo evidenziato: Nel caso di utilizzo di pompe di calore per il riscaldamento domestico, possiamo ottenere i massimi risultati di rendimento se teniamo bassa la temperatura di esercizio, e questo è molto importante se vogliamo sfruttare al massimo l’energia FV disponibile; Se, da un lato, la strategia di utilizzo ideale per le pompe di calore prevede un funzionamento il più possibile continuo, in presenza di impianto FV l’approccio ideale è un funzionamento forzato nelle ore di disponibilità di energia FV, utilizzando l’abitazione come accumulo termico a breve periodo;
La presenza di sistemi di storage di energia elettrica migliora l’abbinamento di PdC e impianti FV, perché permette di disaccoppiare parzialmente le tempistiche di produzione e di utilizzo dell’energia;
La presenza di sistemi di storage di energia termica permette di utilizzare calore prodotto in fascia solare per riscaldare l’abitazione in altri momenti, in particolare per soddisfare la fascia oraria mattutina;
L’utilizzo di automazioni che sfruttino l’energia FV disponibile per alimentare una PdC consente sicuramente un miglioramento energetico. In questo ambito, il protocollo “SG Ready” rappresenta un facile sistema di accoppiamento tra la PdC e l’impianto FV;
Un test condotto simulando il protocollo SG Ready ha confermato la sua utilità, in presenza di energia FV disponibile e di una abitazione isolata termicamente.
Fig. 2
Fig. 3
Fig. 4
IN ITALIA L’ENERGIA COPRE IL 24% DEI COSTI DELLE IMPRESE
SECONDO UN SONDAGGIO DI ABB, LE BOLLETTE PESANO IN MODO SIGNIFICATIVO SUI BILANCI AZIENDALI E CONTINUANO A RAPPRESENTARE UNA DELLE PRINCIPALI MINACCE ALLA REDDITIVITÀ DELLE IMPRESE ITALIANE. NONOSTANTE GLI INVESTIMENTI GIÀ AVVIATI PER MIGLIORARE L’EFFICIENZA, MOLTE AZIENDE FATICANO ANCORA A TRADURRE LE STRATEGIE IN RISULTATI CONCRETI
L’energia attualmente rappresenta in media il 24% dei costi operativi delle imprese italiane. In questo contesto, secondo il 54% delle aziende l’aumento dei costi dell’energia continua a minacciare la redditività. La sfida si è spostata dalla capacità di reagire ai picchi di prezzo alla gestione di una persistente volatilità dei prezzi ed esposizione strutturale.
Sono alcuni dei dati che si trovano nel rapporto “Intelligenza energetica end-to-end” realizzato da ABB, società specializzata nell’elettrificazione e nell’automazione, insieme a Sapio Research. Le due società hanno intervistato 2.700 decisori senior in 15 Paesi e 15 settori industriali.
Rispetto alla media globale, l’Italia mostra un onere medio dei costi energetici (24% contro il 25% globale), una percezione della minaccia alla redditività leggermente sotto la media (54% contro 59% globale) e una preparazione all’uso di strumenti digitali per la gestione energetica inferiore alla meda (59% contro
subitodisponibile
67% globale). Nonostante il 66% delle aziende italiane abbia già investito in efficienza energetica, l’esecuzione resta il vero punto critico. Molte organizzazioni industriali in Italia infatti faticano ancora a convertire le intenzioni in risultati costanti.
«L’efficienza energetica è diventata un pilastro della business continuity, della conformità e della creazione di valore a lungo termine. È una condizione per avere accesso al mercato», spiega Michele Giuliano, energy efficiency business development manager in ABB. «Gli ostacoli all’efficientamento energetico sono cambiati radicalmente. Ciò che frena le aziende ora sono silos organizzativi, lacune di competenze e mancanza di dati utilizzabili. Siamo giunti a un punto di svolta, che ci indica come la sfida sia aiutare le imprese a trasformare le intenzioni in esecuzione ripetibile».
In Italia, in particolare, gli ostacoli principali all’efficientamento energetico sono i costi (39%), il rischio
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potenziale di tempi morti e interruzioni (26%) e la carenza di risorse specializzate (27%). Ma le rinnovabili da sole non bastano. Lo studio infatti indica un rischio crescente di “compiacimento post-rinnovabili”. Fra le imprese italiane che sono passate a fonti di energia rinnovabili (35% del campione), il 29% segnala una ridotta attenzione all’efficienza energetica. Significa che una volta adottate fonti di energia rinnovabile, non si riducono i consumi e non si sfruttano tutte le opportunità per aumentare la resilienza e controllare i costi nel lungo periodo.
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Impatto dell'incremento del prezzo del petrolio sulle bollette energetiche
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Dipendenza da energia elettrica prodotta da gas e carbone importati - analisi di 13 mercati nel 2025
Perché la Spagna è più al riparo dall’emergenza energetica
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Spotlight: un mese di mercato FV in 4 minuti
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Numeri e trend
Composizione fabbisogno energetico in Italia
Marzo 2025 e Marzo 2026: produzione netta di energia elettrica in Italia per fonte (GWh)
Power Station CHINT, ideale per la gestione dell’energia.
Gennaio-Marzo 2025 e Gennaio-Marzo 2026: produzione netta energia elettrica in Italia per fonte (GWh)
Peso del fotovoltaico sulla produzione netta nazionale (rapporto annuale)
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Fotovoltaico in Italia - Nuova potenza allacciata
Nuova potenza fotovoltaica allacciata in Italia in MW
Nuova potenza fotovoltaica allacciata in Italia in MW (Mar26 VS Mar25)
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Numero impianti allacciati in Italia
Numero impianti FV allacciati in Italia (Mar 2026 VS Mar 2025)
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Potenza fotovoltaica connessa in Italia per mese (in MW)
Numero impianti fotovoltaici connessi in Italia per mese
Trend nuova potenza FV allacciata in Italia per taglie Aggiornamento a fine marzo 2026
Segmentazione potenza impianti allacciati a Feb 2026
Segmentazione potenza impianti allacciati a marzo 2026
Nuova potenza (MW) impianti allacciati in Italia per taglia
Potenza fotovoltaica connessa in Italia nell'ultimo anno (in MW)
Fotovoltaico nel mondo - Previsioni
Nuova potenza installata a livello globale
FONTE
Solar
Bloomberg
Wood
IEA
Irena
Globaldata
Nuova potenza installata in Europa
Nuova potenza installata in Cina
Cronologia articoli
ECCO UN ELENCO DEI PRINCIPALI CONTENUTI PUBBLICATI SUI NUMERI ARRETRATI DI SOLARE B2B, DALLE INCHIESTE DI MERCATO AI PRODOTTI FINO ALLE NORMATIVE
INCHIESTE MERCATO
Le CER industriali provano a farsi spazio (ottobre 2025)
Assistenza e servizi: così il valore torna centrale per gli installatori (aprile 2026)
FER X: momento d’oro per gli EPC ma partenza a rilento (marzo 2026)
Moduli: i prezzi tornano a crescere (marzo 2026)
Il fotovoltaico all’esame di Cybersecurity (marzo 2026)
FV residenziale: è finita la convalescenza (febbraio 2026)
Inverter grid forming: alleati per la rete e il mercato (gennaio 2026)
CER: modelli virtuosi dal potenziale inespresso (gennaio 2026) 2026: dieci previsioni per il fotovoltaico in Italia (gennaio 2026)
Prodotti e competenze: così ci si prepara all’obbligo di Arera sul CCI (dicembre 2025)
FER X Transitorio tra potenziale e rischi (novembre 2025)
Fotovoltaico residenziale, una ripartenza è possibile (novembre 2025)
I Bess scendono in campo (settembre 2025)
Cybersecurity un aspetto prioritario per il fotovoltaico (settembre 2025)
FER X Transitorio: tra potenziale e dubbi (luglio/agosto 2025)
Moduli a fine vita: verso una filiera più trasparente ed efficiente (luglio/agosto 2025)
Blackout Spagna: la svolta parte da reti e Bess (giugno 2025)
Transizione 5.0: una misura che procede a rilento (giugno 2025)
FV residenziale: ripartire oltre gli incentivi (maggio 2025)
Energy Release 2.0: la misura che serviva (maggio 2025)
Formazione e buone pratiche per cantieri più sicuri (aprile 2025)
Storage C&I: approccio consulenziale come chiave per lo sviluppo (marzo 2025)
INCHIESTE PRODOTTI
Fotovoltaico e grandine: la sicurezza parte dai moduli (aprile 2026)
Perovskite, il futuro prende forma (marzo 2026)
Moduli bifacciali: una realtà consolidata (febbraio 2026)
La Smart Home come driver strategico (gennaio 2026)
Dal revamping nuove opportunità per gli EPC (dicembre 2025)
Utility e fotovoltaico: sempre più vicini a installatori e clienti finali (novembre 2025)
Sistemi di montaggio: a prova di futuro (ottobre 2025)
Moduli Bipv una nicchia in cerca di spazio (settembre 2025)
L’importanza strategica della formazione (luglio/agosto 2025)
Wall-box e FV: la nuova alleanza per l’autoconsumo intelligente (giugno 2025)
Agrivoltaico: il solare incontra l’agricoltura (maggio 2025)
FV da balcone: un’opportunità per gli installatori (aprile 2025)
Monitoraggio: sistemi evoluti per impianti solari più performanti (marzo 2025)
L’impatto dell’intelligenza artificiale sul FV (febbraio 2025)
SPECIALI
Inverter C&I: cuore dell’impianto (aprile 2026)
Tracker e supporti: la struttura fa la differenza (marzo 2026)
Anteprima KEY 2026 (febbraio 2026)
Inverter ibridi e All-in-One protagonisti della gestione energetica (dicembre 2025)
Moduli: più innovazione per recuperare marginalità (novembre 2025)
EV Charger e FV: largo ai sistemi integrati (ottobre 2025)
Così cambia la distribuzione (settembre 2025)
Storage: soluzioni per ogni esigenza (luglio/agosto 2025)
Moduli: innovazione per restare competitivi (giugno 2025)
Così evolvono gli inverter (maggio 2025)
Anteprima Intersolar 2025 (aprile 2025)
Tracker e sistemi di montaggio: così si difende il valore (marzo 2025)
Anteprima KEY 2025 (febbraio 2025)
Inverter ibridi e All-In-One: due strumenti a supporto dell’autoconsumo (dicembre 2024)
Moduli: innovare per crescere (novembre 2024)
EV-Charger: accelerano le PMI (ottobre 2024)
Così i distributori difendono i margini (settembre 2024)
Le azioni per rilanciare lo storage in Italia (luglio/agosto 2024)
Anteprima Intersolar Europe (giugno 2024)
Moduli: strategia a tutela del business (maggio 2024)
NORMATIVE, REGOLAMENTI E BANDI
Tutti i plus della riforma del Testo Unico Rinnovabili (aprile 2026)
DL Bollette: misure e incentivi per ridurre i costi dell’elettricità (marzo 2026)
Reti, i nuovi orientamenti dell’Unione Europea (febbraio 2026)
Data Center: in arrivo il nuovo quadro normativo in Italia (febbraio 2026)
La riforma delle aree idonee e dell'infrastruttura di rete (dicembre 2025)
Linee guida Vigili del Fuoco: un aggiornamento atteso e inevitabile (novembre 2025)
Conto termico 3.0: una bella opportunità, ma serve chiarezza (ottobre 2025)
Delibera Arera 385/2025: obblighi, criticità e opportunità (ottobre 2025)
FER X e nuovi sistemi incentivanti (ottobre 2025)
Fotovoltaico al centro della Direttiva Casa Green (settembre 2025)
Tra zone di accelerazione e disciplina dell’Energy Release (luglio/agosto 2025)
Ecco come funziona il meccanismo del Macse (luglio/agosto 2025) Le novità del decreto bollette (giugno 2025)
Imprese: i nuovi incentivi a favore del FV di taglia C&I (maggio 2025)
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