Rinnovabili Italia

Author: Davide Ferraro

  • Il sole alpino sta saturando i trasformatori

    Il sole alpino sta saturando i trasformatori

    Il paradosso del solare alpino: più si installa, più si rischia di saturare la rete

    La strozzatura in quota

    Il trasformatore di media tensione che serve una valle alpina elvetica va in saturazione. Non è un guasto imprevisto ma la conseguenza diretta di una mattinata di sole pieno, con decine di tetti fotovoltaici che pompano elettricità simultaneamente nella rete di distribuzione. È il quadro che emerge da un’analisi sulle potenzialità fotovoltaiche della Svizzera pubblicata ieri, e racconta di un sistema che sta raggiungendo i propri limiti fisici molto prima di quelli politici.

    Il meccanismo è lineare quanto spietato. In una valle alpina tipica, la rete di distribuzione è stata dimensionata decenni fa per un flusso unidirezionale: l’elettricità scendeva dalla media tensione verso le utenze, punto. Oggi, con la diffusione degli impianti fotovoltaici sui tetti, il flusso si inverte nelle ore di picco produttivo. L’energia cerca di risalire verso monte, ma i trasformatori — progettati per gestire carichi in discesa, non iniezioni massicce in risalita — entrano in saturazione. Quando un trasformatore di media tensione satura, la sua capacità di regolare la tensione crolla: scattano le protezioni, e porzioni di rete vengono isolate. In una giornata di sole pieno, con produzione massima e consumi locali modesti, le reti di distribuzione nelle regioni montuose stanno già raggiungendo i limiti di capacità, con trasformatori e linee che diventano colli di bottiglia. Senza potenziamenti o sistemi di accumulo, alcuni produttori di energia solare potrebbero subire ritardi nell’allacciamento o limitazioni della produzione.

    Non è un problema di domani. È già oggi, e colpisce proprio le zone che sulla carta offrono le migliori prestazioni fotovoltaiche: l’irraggiamento invernale in quota, complice il riversamento da neve e le temperature più basse che favoriscono il rendimento dei moduli, può superare nettamente quello di pianura. Ma la rete che serve quegli installatori non è stata pensata per raccogliere energia diffusa su centinaia di punti di iniezione. Il risultato è un paradosso tecnico: più installi, più rischi di saturare l’infrastruttura che dovrebbe valorizzare la tua produzione.

    Il limite, insomma, non è nei pannelli. È nella rete. Eppure la politica ha appena dato il via libera più deciso di sempre.

    La spinta da Berna

    Eppure, proprio mentre i trasformatori di valle vanno in saturazione, Berna ha accelerato la corsa. A metà 2024, con l’approvazione della legge federale, la Svizzera ha introdotto disposizioni legislative che rendono obbligatoria l’espansione delle energie rinnovabili, accompagnata da misure su resilienza della rete e stoccaggio. È l’ultimo tassello di una traiettoria tracciata oltre un decennio fa: nel marzo 2011, dopo l’incidente di Fukushima Daiichi, il Consiglio federale elvetico sospese le procedure per nuove licenze nucleari e avviò il percorso di eliminazione graduale del nucleare. Una scelta che ha reso l’espansione delle rinnovabili non più un’opzione, ma una necessità strutturale.

    La cifra che dà concretezza a questa traiettoria è nel Mantelerlass, il decreto quadro approvato nel settembre 2023: 35 TWh all’anno da nuove tecnologie verdi entro il 2035. Significa chiedere alle rinnovabili non idroelettriche di raggiungere, in poco più di un decennio, volumi produttivi paragonabili a quelli che l’idroelettrico ha accumulato in un secolo — una richiesta senza precedenti per il sistema elettrico elvetico.

    Per accelerare, da gennaio 2026 sono entrate in vigore riforme normative che semplificano le procedure di autorizzazione per progetti solari su piccola scala e per la trasmissione a media tensione. Gli incentivi recenti, inoltre, favoriscono nettamente il fotovoltaico rispetto a eolico e idroelettrico di piccola taglia, in particolare nelle zone alpine dove l’irraggiamento invernale può offrire prestazioni migliori. L’intenzione è chiara: sbloccare il potenziale dei tetti e dei versanti ben esposti, riducendo l’attrito burocratico che per anni ha frenato le installazioni.

    Ma sulla carta i numeri tornano. È quando scendi in valle che l’equazione si complica.

    Cosa cambia per chi posa i moduli

    E infatti. Per un installatore che oggi propone un impianto fotovoltaico in una valle alpina, il quadro è fatto di incentivi favorevoli e procedure semplificate — una combinazione che fino a due anni fa sarebbe stata impensabile. Ma il preventivo deve ora includere una variabile che non dipende né dal tetto né dai moduli: la capacità residua del trasformatore di zona. Se quella capacità è esaurita, l’allacciamento può slittare di mesi o anni, in attesa che il gestore di rete pianifichi e finanzi il potenziamento. In alcuni casi, al produttore può essere imposto un limite alla potenza immessa — un taglio secco al ritorno economico dell’investimento.

    Il rischio sistemico è disegnato con chiarezza nell’analisi pubblicata ieri: senza un’accelerazione degli investimenti in rinnovabili, soluzioni di flessibilità e regolamentazione semplificata, la Svizzera rischia difficoltà di approvvigionamento durante l’inverno e congestioni della rete nei periodi di picco. Il paradosso è che il solare alpino — celebrato per la sua capacità di produrre proprio nei mesi in cui la domanda è massima e l’idroelettrico è in magra — rischia di essere frenato dall’infrastruttura che dovrebbe trasportarlo a valle.

    Poi c’è l’ostacolo che nessuna riforma tecnica può aggirare del tutto: l’opposizione locale. I pannelli in alta quota, specialmente se montati a terra su versanti visibili, accendono resistenze che vanno ben oltre la sindrome NIMBY classica. In un paese dove il paesaggio alpino è parte dell’identità nazionale, ogni progetto deve negoziare con comitati e vincoli paesaggistici, allungando i tempi anche dove le procedure sono state semplificate.

    La transizione svizzera rischia di essere tradita dalla propria infrastruttura. Chi installa deve iniziare a ragionare in termini di capacità di ospitalità della rete, non solo di tetti disponibili. Non basta più chiedersi se il tetto è ben esposto: bisogna chiedersi se il trasformatore a valle ha ancora spazio per accogliere quei kilowattora. E in molte valli, la risposta inizia a essere no.

  • Ballard si è comprata anche l’idrogeno

    Ballard si è comprata anche l’idrogeno

    L’acquisizione da 301 milioni di sterline porta Ballard dalla vendita di componenti alla gestione dell’intera filiera dell’idrogeno stazionario

    Il sito HyMarnham è un impianto da 15 MW, metà proprietà di GeoPura, già coperto dal sostegno alle entrate previsto dal primo Hydrogen Allocation Round (HAR1) del governo britannico. A bordo dei generatori che GeoPura schiera nei cantieri e nelle basi militari del Regno Unito girano già celle a combustibile Ballard: l’innesto tecnico è rodato, mancava soltanto il titolo di proprietà. Nei giorni scorsi Ballard ha colmato il vuoto con l’annuncio dell’acquisizione: 301,1 milioni di sterline (397,7 milioni di dollari) tra cassa e azioni per portarsi dentro l’intera filiera di GeoPura — dalla produzione di idrogeno verde alla distribuzione, fino al generatore chiavi in mano che alimenta il cantiere.

    L’operazione ha una struttura a due tempi: un esborso iniziale di 275 milioni di sterline in equity, finanziato con 82,5 milioni in contanti e l’emissione di circa 50,8 milioni di azioni ordinarie Ballard agli azionisti GeoPura. Il resto è differito. La transazione dovrebbe chiudersi nella seconda metà del 2026 e, a quel punto, Andrew Cunningham — CEO di GeoPura — diventerà presidente in Ballard. Ma la cifra racconta solo metà della storia.

    Il nodo HyMarnham

    HyMarnham non è un progetto pilota. È un impianto da 15 MW con meccanismi di revenue support già attivi, ancorato al sistema di aste pubbliche britannico per l’idrogeno a basse emissioni. Il governo del Regno Unito ha assegnato le prime allocazioni HAR1 proprio per dare visibilità pluriennale ai produttori, e GeoPura — con la sua quota del 50% — era già dentro quel perimetro.

    Quello che cambia con l’acquisizione è la densità industriale del controllo. Le celle a combustibile Ballard erano già il cuore elettrochimico dei generatori GeoPura: convertono idrogeno in elettricità senza combustione, con l’unico sottoprodotto dell’acqua. Finora Ballard vendeva il componente e restava a monte. D’ora in poi Ballard possiederà anche il produttore dell’idrogeno, il gestore della logistica di rifornimento e l’integratore che assembla i moduli dentro container insonorizzati pronti per il cantiere o per la base operativa.

    È il passaggio da fornitore di primo equipaggiamento a operatore verticalmente integrato. HyMarnham è il primo tassello di una geografia industriale che Ballard eredita già con le carte in regola: sito produttivo attivo, contratto di sostegno pubblico, domanda aggregata da contratti governativi in essere. Il cantiere era già acceso. Ballard ha comprato le chiavi.

    Ritirata, poi rilancio

    L’acquisizione arriva dopo un biennio di sconfessioni strategiche. Già nel 2024 Ballard aveva cancellato il progetto di una fabbrica da 3 GW negli Stati Uniti e si era ritirata dal mercato cinese, due mosse che hanno ridimensionato le ambizioni del gruppo sul fronte della mobilità pesante e delle economie di scala asiatiche. Il titolo ne ha risentito, e la narrazione del pioniere canadese delle fuel cell — Ballard esiste dal 1979 — si era incrinata sotto il peso delle promesse non mantenute.

    Poi i numeri del primo trimestre 2025 hanno raccontato qualcosa di diverso. I ricavi del segmento stazionario sono cresciuti del 775% su base annua. Non un incremento percentuale da base zero: un segnale di domanda che tirava mentre il resto del portafoglio faticava. Ballard ha letto il dato e ha cambiato rotta, puntando su un mercato — quello dell’energia stazionaria — dove i contratti sono pluriennali, la taglia degli impianti è modulare e il cliente paga contro fornitura garantita, non contro promesse di autonomia chilometrica.

    GeoPura, fondata nel 2019, incarna esattamente questo profilo. Non produce automobili a idrogeno né camion: produce elettricità dove la rete non arriva o dove non può arrivare, con generatori silenziosi che sostituiscono i diesel da cantiere. Le applicazioni vanno dall’edilizia alle basi militari, dai festival alle infrastrutture critiche. E il cliente non è un consumatore ipotetico: è il governo britannico, che ha già firmato un contratto da 32,6 milioni di sterline per 2.500 tonnellate di idrogeno destinate ad alimentare generatori in un grande progetto di costruzione. Più i contratti militari già in portafoglio, che Ballard incamera con l’acquisizione.

    L’operazione non è priva di rischi. Il prezzo — 301 milioni di sterline — è significativo per un’azienda che valeva molto di più prima di ridimensionare le proprie ambizioni. E integrare una filiera completa significa gestire la produzione elettrochimica, la logistica dell’idrogeno compresso, la manutenzione predittiva delle flotte di generatori, la supply chain dei componenti ausiliari. Non è la stessa azienda che vendeva stack di celle a un integratore terzo. Ballard dovrà dimostrare di saper gestire la complessità operativa senza perdere il presidio sulla qualità della componentistica che resta il suo vantaggio competitivo.

    Cosa cambia per chi gestisce l’energia

    Per il mercato, la domanda è semplice: cosa succede quando il fornitore della cella diventa anche il fornitore dell’idrogeno che la alimenta?

    Da un lato, chi installa o gestisce un parco di generatori a idrogeno trova un interlocutore unico. Un contratto, un numero di telefono, una responsabilità integrata sulla fornitura: dalla tonnellata di idrogeno verde al kilowattora erogato. Ballard può vendere il generatore, garantire la disponibilità del combustibile, gestire la manutenzione e offrire un prezzo chiavi in mano. Per i grandi clienti — costruttori, utilities, forze armate — significa semplificazione amministrativa e una catena di fornitura più prevedibile.

    Dall’altro lato, la concentrazione verticale crea dipendenza. Chi compra un generatore Ballard–GeoPura lega la propria infrastruttura a un unico sistema proprietario. La cella, il software di controllo, il sistema di refuelling e il contratto di fornitura dell’idrogeno stanno tutti sotto lo stesso cappello. Se il prezzo dell’idrogeno sale o la qualità del servizio cala, non c’è un secondo fornitore a cui rivolgersi senza cambiare l’intero sistema. È il trade-off classico dell’integrazione: efficienza contro flessibilità.

    La promessa industriale, però, ha già un primo banco di prova concreto. Il governo britannico ha comprato le prime 2.500 tonnellate di idrogeno. I generatori sono in produzione. HyMarnham è allacciato. La risposta arriverà quando i primi container marchiati Ballard–GeoPura accenderanno i cantieri, con l’idrogeno prodotto, compresso e contabilizzato da un’unica entità. Il campo dell’idrogeno stazionario ha adesso un concorrente verticalmente integrato. Per chi installa, significa un interlocutore unico ma anche una catena di fornitura più blindata. L’esperimento è in corso, e la bolletta la paga il contribuente britannico.

  • L’Italia non ha ancora installato una turbina eolica in mare

    L’Italia non ha ancora installato una turbina eolica in mare

    Le piattaforme galleggianti sono pronte ma gli iter autorizzativi bloccano ogni progetto

    Lo scorso aprile un’analisi di QualEnergia ha messo nero su bianco ciò che gli addetti ai lavori sanno da tempo: l’eolico offshore in Italia è ancora una tecnologia sulla carta. Aste deserte, iter autorizzativi bloccati e un sistema di incentivi che non convince gli investitori tengono le pale lontane dai nostri mari. Il 4° Summit Italiano sull’Eolico Offshore, in programma il 2 luglio 2026 nell’Aula del Chiostro della Facoltà di Ingegneria dell’Università La Sapienza di Roma, proverà a smuovere le acque. Organizzato da ANEV, l’incontro presenterà uno studio della Sapienza su impatti economici, occupazionali e sociali dell’eolico offshore galleggiante. Ma perché proprio il galleggiante è la chiave di volta? E perché, nonostante la tecnologia sia pronta, l’Italia continua a perdere terreno?

    La risposta comincia da un dato geografico che è anche una condanna e un’opportunità. Il Mar Mediterraneo è profondo: a poche miglia dalla costa i fondali scendono rapidamente oltre i 60 metri, limite oltre il quale le tradizionali turbine a fondazione fissa — quelle piantate sul fondale con pali o jacket — diventano economicamente insostenibili. Nel Mare del Nord, dove le profondità restano modeste per decine di chilometri, il modello fisso ha trainato la crescita esplosiva di paesi come Gran Bretagna e Olanda. Ma nel nostro bacino serve un’altra strada. È qui che entrano in gioco le piattaforme galleggianti: strutture ancorate al fondale con cavi in tensione o catenarie, capaci di sostenere turbine da 10, 15 e presto anche 20 MW in acque profonde centinaia di metri. Già nel 2021, una scheda tecnica ANEV indicava che l’eolico offshore ha un buon potenziale nel Mediterraneo proprio grazie alle nuove tecnologie flottanti. In Italia, invece, siamo fermi alle carte.

    Perché il galleggiante cambia le carte

    Per capire il vantaggio tecnico del galleggiante basta un’analogia. Le turbine a fondo fisso sono come palafitte: servono fondali bassi e terreni stabili. Le piattaforme flottanti sono più simili a boe oceanografiche di grande scala — stanno in equilibrio idrostatico, zavorrate sotto il pelo dell’acqua, e resistono a moto ondoso e correnti senza trasmettere carichi eccessivi al fondale. Questo le rende adatte a quasi tutto il Tirreno, allo Ionio e a buona parte dell’Adriatico meridionale, dove le profondità escludono le soluzioni fisse. Inoltre, il galleggiante consente di spostare gli impianti più al largo, riducendo l’impatto visivo dalla costa — uno dei principali fattori di opposizione locale ai progetti — e intercettando venti più costanti e produttivi. Il paradosso è tutto qui: la risorsa eolica italiana esiste, è tecnicamente accessibile, ma resta prigioniera di un quadro regolatorio che non riesce a tradurre il potenziale in megawattora.

    Il gap autorizzativo e il disallineamento degli incentivi

    I numeri raccontano una distanza che ha dell’imbarazzante. Il PNIEC fissa un obiettivo di appena 900 MW di eolico offshore al 2030 — una cifra che già nel 2021 appariva modesta rispetto alle ambizioni del Green Deal. Secondo un rapporto WindEurope di quello stesso anno, l’Italia avrebbe bisogno di installare almeno 7 GW di nuova capacità rinnovabile ogni anno per centrare i target europei. Negli ultimi anni, con gli attuali tempi di autorizzazione, la media installativa si è fermata a meno di 1 GW annuo — eolico, solare e tutte le altre fonti sommate insieme. Sette volte meno del necessario. Non è un problema di tecnologia o di siti disponibili: è un problema di iter.

    Il cuore del blocco sta nella farraginosità dei processi autorizzativi e nella loro imprevedibilità temporale. Un progetto eolico offshore in Italia può richiedere anni di valutazioni ambientali, pareri di enti locali e sovrapposizioni di competenze tra Ministeri, Regioni e autorità portuali, senza una scadenza certa per la conclusione dell’iter. A questo si aggiunge un sistema di incentivi che non ha ancora trovato un equilibrio: le aste per l’assegnazione dei contratti per differenza — il meccanismo che in altri paesi europei ha sbloccato miliardi di investimenti — in Italia sono andate deserte o hanno offerto prezzi di esercizio troppo bassi per coprire i costi di impianti ancora nella fase iniziale della curva di apprendimento. Il risultato è che gli sviluppatori, pur avendo progetti pronti, non presentano offerte, e le acque italiane restano vuote. Lo stesso documento ANEV del 2021 richiamava la necessità di «una transizione burocratica, consentendo agli operatori di fare il proprio lavoro e intervenendo con opere di velocizzazione e semplificazione sia rispetto all’iter autorizzativo, sia riguardo alla connessione alla rete». Parole rimaste in gran parte inascoltate.

    Summit o semplice passerella?

    Il summit del 2 luglio arriva dunque in un momento delicato. L’appuntamento, ospitato dalla Facoltà di Ingegneria della Sapienza, metterà sul tavolo numeri nuovi: lo studio universitario presentato durante l’evento quantificherà per la prima volta in modo organico gli impatti economici, occupazionali e sociali dello sviluppo dell’eolico offshore galleggiante in Italia. È il tipo di analisi che può dare sostanza alle richieste del settore, trasformando un auspicio tecnico in un dossier spendibile nei confronti del decisore politico. Ma il precedente non aiuta: già nel 2021 ANEV segnalava tutti i nodi che ancora oggi bloccano il comparto, e da allora la distanza da paesi come Gran Bretagna e Olanda — che pure operano in condizioni di vento più favorevoli — si è allargata anziché ridursi. L’Italia non può vantare le stesse potenzialità eoliche di quei paesi, ammetteva la stessa associazione, ma proprio per questo dovrebbe sfruttare al meglio la risorsa disponibile con policy mirate. Il rischio è che il summit resti una vetrina ben confezionata, piena di slide e buone intenzioni, mentre le pale galleggianti continuano a girare solo nei rendering dei progetti mai autorizzati.

    La partita dell’eolico offshore si gioca sulla serietà delle policy, non solo sulla maturità della tecnologia. Le piattaforme flottanti sono pronte, la supply chain europea ha superato la fase dimostrativa, e i fondali italiani aspettano solo ancore e cavi. Ma senza un’accelerazione reale sugli iter e un sistema di incentivi che riconosca il valore di una filiera nascente, il potenziale resterà dov’è oggi: sommerso, come le fondamenta di una piattaforma mai costruita.

  • Il fotovoltaico scolastico ha un problema di gestione

    Il fotovoltaico scolastico ha un problema di gestione

    Il bando da 297mila euro per due scuole sarde mostra il divario tra hardware e gestione

    243 megawatt contro 297mila euro. Non è una sfida, ma la fotografia di due Italie dell’energia: quella dei grandi numeri da inaugurazione e quella della concretezza quotidiana. Ieri, in Sicilia, si è acceso il più grande impianto fotovoltaico mai operativo in Italia: 243 MW, 413.000 moduli bifacciali, una produzione annua stimata di circa 400 GWh. Oggi, a Fluminimaggiore, un comune di 2.500 abitanti nel Sud Sardegna, si progetta qualcosa di molto più piccolo — ma forse più utile alla transizione reale: un bando da 297.859 euro per impianti fotovoltaici con accumulo sulle coperture della scuola dell’infanzia e primaria e della scuola secondaria di primo grado. La scadenza per le offerte è il 9 luglio.

    Pannelli e batterie: la differenza è nell’accumulo

    L’impianto siciliano Iberdrola Fenix produce circa 400 GWh all’anno e li immette in rete quando il sole colpisce i moduli bifacciali — che catturano luce su entrambi i lati, aumentando la resa per metro quadro. È un sistema monodirezionale: genera e basta. Il progetto di Fluminimaggiore, invece, integra un accumulo — batterie che disaccoppiano la generazione dal consumo. Per una scuola, il problema non è tanto quanta energia si produce in un anno, ma quando la si può usare.

    Una primaria consuma elettricità di mattina, tra ottobre e maggio, quando le aule sono piene, le luci accese e i computer in funzione. D’estate, quando i pannelli rendono al massimo grazie all’irraggiamento, l’edificio è vuoto. Senza batterie, l’energia estiva andrebbe ceduta alla rete a prezzi all’ingrosso — oggi spesso sotto i 5 centesimi per kWh — mentre a settembre si tornerebbe a comprarla a prezzo pieno, quattro o cinque volte tanto. Con un sistema di accumulo, il surplus di luglio può essere immagazzinato, anche se con rendimenti che realisticamente si aggirano attorno all’85-90% per ogni ciclo carica-scarica, e utilizzato quando serve. È la differenza tra produrre elettricità e averne il controllo.

    Su una scala di 297mila euro e due tetti scolastici, il ragionamento è industrialmente sensato: dimensionare i moduli per coprire il fabbisogno annuo, aggiungere batterie per spostare l’energia nel tempo, ridurre il prelievo dalla rete nei mesi invernali. Non è un prototipo sperimentale né una promessa tecnologica: è ingegneria applicata a un problema concreto. Ma proprio perché è concreto, il sistema richiede qualcuno che lo gestisca. E qui il racconto cambia.

    La casella (quasi) vuota dell’energy manager

    Un impianto fotovoltaico con accumulo non è un lampione. Richiede manutenzione predittiva sugli inverter, monitoraggio dello stato di salute delle batterie, regolazione dei cicli di carica in base ai profili di consumo stagionali. Nei comuni italiani, la figura che dovrebbe occuparsi di tutto questo è l’energy manager — un tecnico che pianifica gli acquisti di energia, ottimizza i consumi e tiene sotto controllo gli impianti di generazione. Peccato che, stando ai dati più recenti, l’energy manager nei comuni resti una figura rara: solo 50 capoluoghi su 109 l’hanno nominato. Dieci regioni su venti. E a Fluminimaggiore, 2.500 abitanti e un ufficio tecnico che probabilmente si conta sulle dita di una mano, l’energy manager quasi certamente non esiste.

    Il paradosso è evidente: si finanzia l’installazione di sistemi tecnicamente sofisticati, ma non si copre il costo della competenza necessaria a farli funzionare bene per quindici o vent’anni. Una batteria mal gestita — ciclata troppo in profondità, lasciata a temperature elevate, mai ricalibrata — può perdere il 30% della capacità in meno di cinque anni. Senza una figura dedicata, il rischio è che l’impianto di Fluminimaggiore funzioni a dovere per i primi due anni e poi venga progressivamente abbandonato a un funzionamento subottimale, vanificando il senso dell’investimento.

    L’ordinanza che non sistema le aree idonee

    Se la mancanza di competenze tecniche è un freno operativo, l’incertezza normativa è quello strategico. Già nel 2024, l’ordinanza della Corte Costituzionale (la n. 115) si è espressa su parti della legge sarda per le aree idonee — la n. 20 del 2024 — ma ha solo scalfito il problema, senza risolverlo. Restano nodi aperti su quali superfici, con quali vincoli e con quali iter autorizzativi si possa installare nuovo fotovoltaico in Sardegna. Per un’amministrazione che volesse replicare il modello Fluminimaggiore su altre scuole, il percorso resta disseminato di ostacoli: il rischio concreto è che un bando ben scritto si impantani in un ricorso o in un parere difforme, scoraggiando sia i progettisti che le imprese.

    Per chi installa e gestisce realtà come le scuole sarde, la vera barriera non è più il costo dei pannelli — sceso sotto i 20 centesimi per watt per i moduli standard — né la chimica delle batterie, ormai matura. È l’assenza sistematica di figure tecniche dentro gli enti locali e un quadro normativo che cambia ogni due anni senza mai chiudere i conti con la chiarezza. Il progetto di Fluminimaggiore ha tutte le carte in regola dal punto di vista tecnico: fotovoltaico su coperture esistenti, accumulo per l’autoconsumo, edifici pubblici con profili di consumo prevedibili. Ma poggia su un terreno istituzionale fragile. Se vogliamo che non resti un’iniziativa isolata — un altro piccolo numero in una statistica — bisogna smettere di finanziare solo la parte hardware della transizione e cominciare a investire su chi quell’hardware deve farlo funzionare, giorno dopo giorno, per i prossimi vent’anni.

  • La Basilicata ha messo 5 milioni sull’energia

    La Basilicata ha messo 5 milioni sull’energia

    Il Fondo Sviluppo e Coesione 2021-2027 finanzia progetti di ricerca e sviluppo tecnologico

    5 milioni di euro. È la cifra — modesta ma calibrata — che la Regione Basilicata ha stanziato con il bando per progetti di ricerca e sviluppo, aperto in queste ore anche al settore energetico. Il finanziamento arriva per intero dal Fondo Sviluppo e Coesione 2021-2027, la cassetta degli attrezzi con cui l'Italia prova a cucire gli strappi tra i territori. Mentre il Piemonte si prepara a schierare un bando da 40 milioni il 15 luglio, la partita per le regioni del Sud si gioca sulla capacità di trasformare risorse contenute in leve di sviluppo.

    FSC: il meccanismo dietro i 5 milioni

    I 5 milioni non escono dal bilancio ordinario della Regione. Vengono dal Fondo Sviluppo e Coesione 2021-2027, lo strumento nazionale che affianca i fondi strutturali europei per ridurre i divari infrastrutturali e produttivi tra le aree del Paese. Mentre il PNRR ha pompato miliardi su progetti a scadenza fissa, il FSC opera con logica complementare: risorse pluriennali che le amministrazioni regionali possono indirizzare su assi strategici come ricerca, digitalizzazione ed energia.

    Il bando lucano finanzia progetti di ricerca e sviluppo che includono anche tecnologie energetiche. Il testo non scende nel dettaglio delle taglie degli impianti né dei kW installabili, perché non si tratta di un incentivo alla produzione: è uno strumento pensato per portare idee dal laboratorio al prototipo, o dal prototipo al progetto pilota. La differenza conta. Un conto è pagare i pannelli sul tetto, un conto è sviluppare un sistema di gestione termica per l'accumulo che nessuno ha ancora brevettato. Il bando Basilicata finanzia la seconda cosa.

    Ma 5 milioni, in questo perimetro, bastano? Dipende da quanti progetti si vogliono sostenere e con quale intensità di aiuto. Se ogni progetto riceve tra 200mila e 500mila euro — una forbice plausibile per bandi di questo tipo — si parla di 10-25 iniziative. Non è poco per un territorio di 540mila abitanti, ma è una goccia nel mare della competizione interregionale che si sta scaldando.

    Corsa a ostacoli: le altre regioni accelerano

    A due giorni di distanza dal bando Sardegna appalti pre-commerciali, pubblicato il 24 giugno tramite Sardegna Ricerche, e a quattro giorni dal bando Puglia riqualificazione ittica — 7 milioni per l'efficientamento energetico della trasformazione e vendita del pescato, a valere sul Feampa 2021-2027 — la Basilicata si inserisce in un calendario che sta diventando fitto. E il 15 luglio aprirà il bando Piemonte SWIch 2026, con una dotazione di 40 milioni per progetti di ricerca, sviluppo e industrializzazione su tecnologie strategiche per il territorio, energia inclusa.

    I numeri raccontano una geografia della spesa che ricalca — e per certi versi accentua — la frattura Nord-Sud. La Sardegna sceglie lo strumento degli appalti pre-commerciali: non eroga contributi a pioggia, ma commissiona alle imprese lo sviluppo di soluzioni per problemi pubblici ancora senza risposta sul mercato. È un meccanismo che obbliga le aziende a confrontarsi con committenti reali — le pubbliche amministrazioni — prima ancora di avere un prodotto da vendere. Un banco di prova tecnico prima che commerciale.

    La Puglia punta su un comparto specifico: la filiera ittica. Efficientare energeticamente i processi di trasformazione e vendita del pesce significa intervenire su celle frigorifere, banchi refrigerati, sistemi di pompaggio e illuminazione. Interventi a taglia contenuta — decine di kW, non megawatt — ma ad alta intensità oraria, dove il costo dell'elettricità incide sui margini in modo significativo.

    Il Piemonte, con SWIch 2026, alza la posta a 40 milioni e allarga il perimetro all'industrializzazione dei risultati. Non solo ricerca, ma anche la fase in cui un prototipo diventa prodotto scalabile. I 5 milioni lucani coprono il primissimo miglio dell'innovazione — l'idea e la validazione — mentre i 40 milioni piemontesi accompagnano il progetto fino alla linea di produzione.

    Questa frammentazione solleva una domanda scomoda: a chi giova un mosaico di bandi con regole, tempistiche e intensità di aiuto diverse? Per un'impresa che opera su scala interregionale, orientarsi tra FSC, Feampa, fondi strutturali e bandi regionali è un costo organizzativo reale. Per una piccola realtà lucana, invece, un bando da 5 milioni gestito dalla Regione può essere più accessibile di un programma nazionale da centinaia di milioni con procedure complesse e soglie di ingresso elevate.

    Cosa cambia per chi installa

    Per un installatore lucano o una piccola impresa che sviluppa soluzioni per l'energia pulita, il bando non cambia il lavoro di domani mattina. Non ci sono incentivi diretti all'acquisto di pannelli o inverter. Quello che cambia è la possibilità di proporre a un cliente — un'azienda agricola, un piccolo consorzio industriale — un progetto di innovazione che acceda a finanziamenti regionali senza passare per i bandi nazionali. Significa tempi più brevi tra candidatura e delibera, interlocutori più vicini, meno concorrenza su scala nazionale.

    La vera partita, ora, è portare i progetti sul territorio. I 5 milioni ci sono. Il bando è aperto. Resta da vedere quante imprese lucane avranno la capacità tecnica e amministrativa per trasformare un'idea in una domanda di finanziamento completa, e quanti di quei progetti arriveranno davvero al prototipo funzionante. L'innovazione energetica non si misura in milioni stanziati, ma in chilowattora risparmiati o prodotti in modo nuovo.

    La Basilicata non compete a colpi di miliardi. Gioca con strumenti su misura — il FSC, bandi a regia regionale, platee di beneficiari contenute — e in questa misura può funzionare. L'innovazione, quella vera, attecchisce anche in territori meno battuti dalle grandi rendite di scala, purché il finanziamento arrivi al momento giusto: quando l'idea è ancora fragile, prima che il mercato la schiacci.

  • L’Industrial Accelerator Act non protegge il fotovoltaico europeo

    L’Industrial Accelerator Act non protegge il fotovoltaico europeo

    L’atto estende la definizione di “Made in EU” ai paesi con accordi di libero scambio, escludendo di fatto solo la

    Assemblare un modulo fotovoltaico in Europa costa fino al 65% in più che in Cina. Eppure, secondo un’analisi di QualEnergia, nel 2030 la domanda europea di moduli potrebbe toccare i 110 GW annui, mentre la capacità produttiva dell’Ue 27 si fermerebbe a 29 GW anche se tutti i progetti annunciati andassero in porto. È il paradosso che strangola la filiera continentale: un mercato in piena espansione, ma senza fabbriche in grado di servirlo. E la risposta politica, arrivata con l’Industrial Accelerator Act, rischia di peggiorare le cose anziché aggiustarle.

    Il divario che non si può ignorare

    I numeri sono impietosi. La domanda di pannelli solari in Europa cresce a doppia cifra ogni anno, trainata dagli obiettivi di decarbonizzazione e dall’elettrificazione dei consumi. Le proiezioni di S&P Global indicano un fabbisogno di circa 110 GW/anno al 2030, ma la capacità produttiva continentale – anche ipotizzando che ogni annuncio di nuova fabbrica si concretizzi – arriverebbe a soli 52 GW a livello europeo, di cui appena 29 GW concentrati nei 27 Stati membri. Più della metà dei moduli installati dovrebbe continuare a venire da fuori.

    Il nodo vero, però, è il costo. Già a gennaio 2025, i costi di produzione in Cina risultavano inferiori del 35-65% rispetto a quelli dell’Ue. Non è solo una questione di economie di scala o di costo del lavoro: la filiera cinese controlla l’intera catena a monte, dal polisilicio alle celle, e gode di un vantaggio di sistema che l’Europa non ha ancora imparato a scalfire. I requisiti di origine Ue per celle e inverter, introdotti per ancorare una domanda annuale di 30 GW entro il 2030, provano a creare un mercato protetto, ma la forbice di prezzo resta talmente ampia che qualunque sviluppatore continuerà a guardare altrove se i costi non si allineano. Davanti a un gap del genere, la Commissione europea ha varato una misura d’emergenza. Ma è davvero in grado di invertire la rotta?

    La promessa tradita dell’IAA

    La risposta è arrivata lo scorso 4 marzo 2026, con l’adozione dell’Industrial Accelerator Act. Pensato per rilanciare la manifattura continentale e raggiungere l’obiettivo del 20% di PIL manifatturiero globale entro il 2035, l’IAA si regge su un meccanismo semplice: incentivare la produzione “Made in EU” attraverso appalti pubblici, sussidi e semplificazioni. Peccato che l’etichetta “Made in EU” non significhi affatto prodotto in Unione Europea. L’atto estende la definizione a qualsiasi paese con cui Bruxelles ha un accordo di libero scambio (FTA): oltre 40 intese che coprono più di 70 partner, dal Canada al Vietnam, dalla Corea del Sud all’Ucraina.

    Il risultato è un paradosso normativo: l’unico produttore realmente estromesso dal perimetro protetto è la Cina, mentre le importazioni da decine di altri paesi restano del tutto legittime. Come nota Wood Mackenzie, la quota della manifattura europea nel PIL globale è già scesa dal 17,4% al 14,3% tra il 2000 e il 2024, e l’IAA rischia di non invertire la tendenza proprio perché non introduce barriere sufficienti. Un ritardo di tre anni nell’attuazione delle misure più incisive – sempre secondo l’analisi – potrebbe lasciare l’Europa indietro di un intero ciclo tecnologico rispetto alla Cina, che nel frattempo continua a innovare su celle perovskite, tandem e moduli a eterogiunzione. Mentre si discute di etichette e accordi commerciali, cosa succede alle fabbriche che dovrebbero beneficiare di queste politiche?

    Fabbriche che chiudono, utili che svaniscono

    Già i segnali sono inequivocabili. Lo scorso giugno 2024, Meyer Burger, uno dei nomi storici del fotovoltaico europeo, ha spostato la produzione dalla Germania all’Arizona. La motivazione ufficiale parla di attendismo delle autorità europee, che non hanno preso “alcuna decisione sulle misure di sostegno politico per rimediare alle attuali distorsioni del mercato create dall’eccesso di offerta e dal dumping sui prezzi dei moduli solari”. L’eccesso di offerta cinese, unito a prezzi artificialmente bassi, ha schiacciato i margini di chiunque provasse a competere senza una catena di fornitura integrata verticalmente.

    I dati globali confermano la deriva. Nel primo semestre del 2025, i primi dieci produttori mondiali hanno spedito 224 GW di moduli, pari al 75% del totale, ma hanno anche registrato una perdita netta complessiva di 2,2 miliardi di dollari. Un bagno di sangue che mostra come neppure i giganti asiatici siano immuni dalla guerra dei prezzi, e che rende evidente quanto sia fragile qualsiasi velleità di re-shoring in assenza di protezioni vere. La capacità produttiva attuale dell’Ue per i moduli, all’inizio del 2025, era di appena 14,1 GW: una goccia nel mare della domanda prevista, e una base troppo esigua per attrarre investimenti nella chimica, nel vetro, nei telai e nelle giunzioni che compongono la filiera.

    L’autonomia energetica europea non si costruisce a colpi di etichette, ma riducendo il gap di costo e chiudendo le falle normative. L’Industrial Accelerator Act, così com’è, protegge poco più che dalla Cina, mentre lascia campo libero a fornitori di paesi FTA che possono sfruttare gli stessi differenziali di prezzo. Senza un meccanismo che leghi gli incentivi al contenuto effettivamente prodotto in Ue, e senza una politica industriale che abbatta il costo del capitale e dell’energia per le fabbriche europee, il “Made in EU” resterà un guscio vuoto. E tra quattro anni, quando il fabbisogno avrà superato i 100 GW, scopriremo che l’unica filiera davvero accelerata è stata quella delle importazioni.

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