“Il progetto, di rilevanza strategica, avrà una potenza di 250 MW e una capacità di 1.000 MWh (1 GWh) e sorgerà a Rondissone. Con i suoi 1 GWh, il progetto è destinato a diventare uno dei più grandi sistemi di accumulo a batteria in Italia e in Europa”, ha scritto la business unit per l’accumulo energetico di Trinasolar.

Secondo Ember, l’energia solare o eolica immagazzinata in una batteria e trasferita dal momento della produzione ai momenti di alta domanda (la sera) potrebbe costare circa 64 €/MWh in Italia. Il think tank ha ipotizzato un tasso di utilizzo del 90% e un capex di 120 $/kWh, concludendo che lo spostamento dell’elettricità nel tempo costerebbe 49 €/MWh. Ha poi considerato che, durante le ore di picco, la produzione di energia pulita in Italia potrebbe arrivare a costare solo 14 €/MWh.

“L’unicità di questa soluzione è stata data dall’unione di vari fattori che coesistono in questo edificio: la specificità del design architettonico e del sistema, in termini di geometria della facciata e orientamento, la specifica forma del componente con richiesta di un particolare sottostruttura e colore specifico del rivestimento, la necessità di adottare una soluzione totalmente integrata senza componenti tecnici in vista, e la dinamicità delle lamelle, con esigenze specifiche da rispettare per gli spazi interni in termini di daylighting, confort e utilizzo”, ha spiegato Supsi a pv magazine Italia

Il decreto legislativo entrerà in vigore il 4 febbraio 2026.

Le previsioni sui prezzi di AleaSoft Energy Forecasting indicano che, nella quarta settimana di gennaio, i prezzi aumenteranno nella maggior parte dei principali mercati europei dell’energia elettrica, influenzati da una maggiore domanda, una minore produzione di energia eolica in Germania e Francia e una minore produzione di energia solare in Italia.

“Per quanto riguarda i combustibili, l’Europa dovrà bilanciare i rischi legati alle scorte di gas ridotte con l’aggiunta tempestiva di nuove forniture di GNL e la domanda asiatica contenuta, mentre il calo dell’offerta di certificati di carbonio dovrebbe spingere gli EUA più vicini ai costi di abbattimento, probabilmente al di sopra dei 100 EUR/tCO2”, ha detto Andy Sommer, Team Leader Fundamental Analysis & Modelling presso Axpo Solution. Nel mentre, anche Wood Mackenzie si aspetta complessità per il 2026.

“Anche se l’attuale contesto normativo italiano impone severe limitazioni alla domanda di asset fotovoltaici e BESS in co-locazione, Metlen è pronta a rispondere in modo proattivo non appena si presenteranno nuove opportunità”, ha detto a pv magazine Italia Aris Spyropoulos, direttore generale regionale per l’Europa orientale per la piattaforma di Metlen per le energie rinnovabili, la transizione energetica e l’IT.

“La novità della causa, su cui però il TAR non si è espresso perché ha ritenuto assorbente il motivo sul superamento dei 30 giorni, risiede nel fatto che il Comune intendeva negare la PAS sostenendo che il progetto agrivoltaico dovesse rispettare i requisiti di altezza del DM 436/2023 che prevede gli incentivi del PNRR (a cui il progetto non intendeva accedere)”, ha spiegato Andrea Leonforte, Partner di Parola Associati, a pv magazine Italia.

“Il mercato Industrial sta evolvendo rapidamente: già a gennaio 2024 Wattkraft aveva supportato la realizzazione del sistema in container da 2 MWh per Magsistem (sempre nel settore della logistica del freddo). Questo progetto da 4,5 MWh conferma un trend inarrestabile: l’Industrial oggi ragiona con logiche e taglie da Utility”, ha detto Giovanbattista Napolitano, technical director Central Southern Europe, a pv magazine Italia.

La capacità potenziale di impianti fotovoltaici su tetto in Europa potrebbe raggiungere 1.822 GW residenziali e 519 GW non residenziali, coprendo il 40% della domanda in uno scenario al 2050 con produzione solo rinnovabile.