Energia

Il prezzo dei fondali marini è diventato un contenzioso. Greenpeace UK ha inviato alla Crown Estate una lettera di pre-azione minacciando un'azione legale sul modo in cui vengono prezzati i diritti sui fondali, con il parco Morgan da 1,5 GW nel Mare d'Irlanda come epicentro. La struttura delle fee del sito rimesso all'asta presenta, per l'organizzazione, gli stessi difetti legali dei round di leasing precedenti: se la tesi regge, il nodo non è procedurale, ma riguarda chi paga il costo dell'eolico offshore.

Greenpeace contesta le option fee senza tetto

Greenpeace UK punta sulla gara di Morgan per contestare il prezzo dei diritti sui fondali. Il timore è che il processo di competizione produca costi elevati per gli sviluppatori e, alla fine, per i consumatori. L'organizzazione aveva già criticato l'uso delle option fee senza tetto nel Round 4, e sostiene che la tornata Morgan lasci ancora le fee determinate da un processo di offerta non limitato.

Morgan: dal Round 4 all'asta accelerata

A gennaio 2026 una joint venture tra EnBW e JERA Nex BP ha abbandonato il progetto, giudicato non più economicamente sostenibile, restituendo i diritti sul fondale assegnati nel 2021 con il Round 4. La Crown Estate ha reagito a luglio 2026 con una gara accelerata: l'obiettivo è scegliere il preferred bidder e assegnare i diritti di sviluppo entro la fine del 2026, conservando il Development Consent Order ottenuto nel 2025 e l'accordo di connessione alla rete.

Il meccanismo è un'asta a orologio crescente: le offerte determinano una Site Exclusivity Fee, offerta come somma unica ma pagata lungo 20 anni dall'inizio del lease.

Lo studio di Oxford: prezzi 30-59% più alti

Greenpeace cita una ricerca della Smith School of Enterprise and the Environment dell'Università di Oxford: le option fee della Crown Estate costringono gli sviluppatori a vendere elettricità a prezzi dal 30% al 59% più alti rispetto a uno scenario senza fee. Il trasferimento di questi costi sui consumatori aggiungerebbe tra 36 e 72 miliardi di sterline (tra 42 e 84,6 miliardi di euro) alle bollette energetiche britanniche tra il 2035 e il 2054.

I conti della Crown Estate

Il calcolo aiuta a leggere il quadro. Il profitto operativo perde 200 milioni di sterline, il -14,3% su base annua, mentre le entrate da option fee del Round 4 scendono di 198 milioni, il -18,5%: una contrazione proporzionalmente più marcata. Il solo calo delle fee vale il 16,5% del profitto operativo 2025/26. E i 72 miliardi di sterline del limite superiore della stima di Oxford equivalgono a 60 volte quel profitto annuo.

Il tetto alle fee e il round 6

Greenpeace chiede al Cancelliere dello Scacchiere di imporre un tetto alle fee sui fondali, incluso nel sesto round di leasing eolico offshore atteso nel 2027, e di investire i profitti in eccesso dei round precedenti nella conservazione dei fondali.

Per il prossimo aggiudicatario di Morgan la partita non è autorizzativa — il sito è già autorizzato — ma di prezzo: quanto costa il fondale, e chi lo paga. Greenpeace vuole che a rispondere sia un giudice.

Fonti

• Offshore Wind
• Renews.biz

Orix Corporation costruisce i suoi primi impianti di accumulo a batteria finanziati da capitale esterno: 589 MWh distribuiti tra il sud e il nord del Giappone. Il gruppo finanziario di Tokyo trattiene appena il 23,7% del portafoglio e lascia il resto a tre investitori, una scelta che sposta il baricentro del settore nipponico dal finanziamento in proprio ai modelli asset-light.

Yufu e Yonezawa: 589 MWh tra Oita e Yamagata

Il portafoglio comprende la Yufu Energy Storage Plant da 70 MW / 280 MWh nella prefettura di Oita, nel sud del Giappone, e la Yonezawa Energy Storage Plant da 75 MW / 309 MWh nella prefettura di Yamagata, circa 330 km a nord di Tokyo. Insieme fanno 145 MW e 589 MWh.

I tempi non sono allineati. Yufu dovrebbe entrare in esercizio commerciale nel 2028, Yonezawa nel 2030. Entrambi i siti occuperanno circa 10.000 metri quadri. Non è il debutto assoluto di Orix nello storage: il gruppo è entrato nel settore nel 2022 e a dicembre 2024 ha avviato il Kinokawa Energy Storage Plant da 48 MW / 113 MWh, sviluppato in joint venture con Kansai Electric Power.

Il capitale: Orix al 23,7%, gli investitori esterni al 76,3%

Orix mantiene una quota del 23,7%, mentre il 76,3% è in mano a tre investitori esterni, tra cui una controllata consolidata di Mitsubishi UFJ Trust and Banking Corporation. L'identità degli altri due non è stata resa nota.

Il rapporto tra le due quote è netto: dividendo il 76,3% per il 23,7%, il capitale di terzi pesa circa 3,2 volte la quota di Orix. È il cuore della strategia dichiarata dal gruppo, che punta da un lato ad ampliare il business di asset management e dall'altro a migliorare l'efficienza del capitale incorporando denaro di terzi. Orix gestirà l'asset management degli impianti, mentre Orix Renewable Energy Management Corporation sovrintende alla sicurezza in cantiere e, dopo l'entrata in esercizio, alle operazioni e alla manutenzione.

Una discrepanza sulle cifre di Maibara-Koto

Le due testate che hanno coperto l'annuncio divergono su un impianto precedente di Orix. ESS News indica il Maibara-Koto Energy Storage Plant, nella prefettura di Shiga, da 134 MW / 548 MWh; Energy-Storage.News riporta 584 MWh. La potenza coincide, la capacità energetica no. Il progetto, avviato nello stesso anno di Kinokawa, ha entrata in esercizio prevista per il 2027.

Il mercato giapponese: 1,3 GW attesi nel 2026

BloombergNEF stima circa 1,3 GW di nuova capacità di accumulo installata in Giappone nel 2026, in crescita rispetto agli 1,1 GW del 2025, considerando sia i segmenti front-of-the-meter sia quelli behind-the-meter.

Il quadro non è privo di ostacoli. Umer Sadiq, energy market analyst per il Giappone di BloombergNEF, sintetizza così: "Japan's energy storage market continues to have strong, fundamental drivers for long-term deployment, but developers face falling ancillary services revenues, policy uncertainty and lengthy grid connection queues".

Il mercato si regge su tre modelli di business:

• progetti con contratti di lungo periodo assegnati tramite LTDA;
• piccoli impianti merchant non sovvenzionati, tipicamente da circa 2 MW / 8 MWh;
• progetti merchant più grandi che ricevono supporto in conto capitale tramite schemi di sussidio.

Cosa cambia per chi investe nel BESS giapponese

I due nuovi impianti entrano in esercizio nel 2028 e nel 2030, cioè dopo l'onda di installazioni prevista da BNEF per il 2026. Chi sviluppa oggi in Giappone deve fare i conti con ricavi da servizi ancillari in calo e code di connessione lunghe, mentre il costo del capitale resta ancorato alla capacità di attrarre finanziatori pazienti. Il modello di Orix — minoranza propria e maggioranza a terzi, con gestione e O&M internalizzate — risponde a questa equazione: il gruppo entra con una quota ridotta, controlla il funzionamento dell'asset e monetizza il servizio di asset management.

Se il mercato giapponese terrà i ritmi indicati per il 2026, la misura del successo non sarà la capacità messa in cantiere oggi, ma la capacità di Orix di replicare questa struttura su portafogli più grandi.

Fonti

• ESS News
• Energy-storage.news

Il business dei battery energy storage system di Wärtsilä ha un nuovo nome e un nuovo socio. La joint venture paritetica con la tedesca RCT Solutions si chiama Valo, è operativa dal 1° ottobre 2026 e nasce con più di 20 GWh distribuiti su oltre 130 progetti nel mondo. Il prezzo da pagare è la redditività: Wärtsilä stima che la newco resti in perdita fino a fine 2027, con un impatto da 40 a 50 milioni di euro sul risultato operativo 2026. Il nodo vero resta il margine del segmento, tre volte più basso di quello del resto del gruppo.

Valo nasce con 20 GWh e oltre 130 progetti

Valo opera come integratore di sistemi di accumulo utility-scale. Il portafoglio iniziale supera i 20 GWh su più di 130 impianti, con Peter Fath — fino all'operazione CEO di RCT Solutions — come amministratore delegato e Luke Witmer come chief technology officer. L'accordo era stato annunciato il 15 giugno 2026; il closing è arrivato solo ora, subordinato alle autorizzazioni regolatorie e alla definizione del pacchetto finanziario. La transazione vale meno del 5% del totale attivo netto di Wärtsilä, che mantiene una quota del 50% e beneficerà delle garanzie di progetto già emesse sui lavori in corso. Nuovi investitori potrebbero entrare in seguito, diluendo i due soci fondatori.

L'impatto sui conti 2026: 40-50 milioni

Wärtsilä quantifica in 40-50 milioni di euro l'effetto sul risultato operativo dell'anno in corso, per il write-down degli R&D capitalizzati e per il basso intake di ordini recenti. Il gruppo prevede il ritorno a risultati positivi verso la fine del 2027. Ecco i numeri del ramo trasferito:

Perché lo storage era il tallone d'Achille di Wärtsilä

Il margine operativo 3,3% dello storage è meno di un terzo del 12,1% che Wärtsilä registrava nel 2025 sul resto del gruppo. Sui 6,9 miliardi di euro di ricavi totali, i 694 milioni dello storage pesavano circa il 10%: una quota significativa in volume, molto meno in valore. Il raffronto con il passato racconta il ridimensionamento: nel 2023 il segmento valeva 983 milioni su base rolling a 12 mesi, scesi a 694 milioni nel 2025, una contrazione del 29,4% (calcolo sui dati delle due rilevazioni). Con 480 dipendenti, ogni testa generava circa 1,45 milioni di ricavi.

Wärtsilä aveva creato la divisione nel 2017 con l'acquisizione dell'integratore statunitense Greensmith e l'aveva messa in revisione strategica a partire da ottobre 2023, chiudendo il percorso nel marzo 2025 con la separazione in un segmento di reporting autonomo. L'analista di Handelsbanken Timo Heinonen ha sintetizzato il problema: il business è "primarily a software business", richiede investimenti continui in R&D e fatica a essere redditizio, "so it's diluting the group profitability". Louis Billon di Alpha Value ha aggiunto che le sinergie con gli altri business core "were not very significant", mentre come integratore dipendente dalle celle cinesi Wärtsilä è stata "severely hit with tariffs". La bankability del gruppo nel segmento storage è stata declassata da BBB a BB nell'ultimo report trimestrale di settore.

Cosa cambia per chi compra e finanzia BESS

Per gli operatori della filiera, il messaggio è che Wärtsilä non crede più nell'integrazione dello storage come business standalone. RCT porta in dote una iniziativa di produzione BESS integrata negli Stati Uniti, che consente la verticalizzazione a breve termine, ma nessuna delle due società ha dettagliato il progetto. I committenti dei 130 impianti già in portafoglio restano coperti dalle garanzie emesse da Wärtsilä. Gli obiettivi fissati nel marzo 2025 — crescita organica low double-digit e margine operativo tra 3% e 5% — decadono con l'accordo: Valo si misurerà su parametri nuovi.

L'analisi: il prezzo della svolta

Wärtsilä paga per uscire da un business che non riusciva a rendere. Applicando il margine 2025 del 3,3% ai 694 milioni di ricavi, il risultato operativo del segmento si aggirava intorno ai 23 milioni di euro: l'impatto negativo annunciato per il 2026 (40-50 milioni) vale almeno il doppio di quella cifra. Il divario di marginalità rispetto al resto del gruppo è di 8,8 punti percentuali (12,1% contro 3,3%), e il portafoglio ordini di 719 milioni copriva appena 1,04 volte i ricavi dell'anno. Per chi compra o finanzia progetti BESS, il segnale è duplice: esce di scena un integratore con margini sottili e bankability in discesa, entra un player con spalle manifatturiere tedesche e l'eredità industriale di Wärtsilä.

Il test vero non sarà il lancio, ma la capacità di Valo di convertire ordini in margine prima che il 2027 finisca.

Fonti

• ESS News
• Energy-storage.news

Le imprese europee che comprano e usano camion hanno scritto alla Commissione UE per difendere i limiti di CO2 dei veicoli pesanti. La lettera, datata 1° ottobre 2026 e indirizzata alla presidente Ursula von der Leyen, ribalta i ruoli del dibattito: a chiedere stabilità normativa non sono i costruttori, ma i loro clienti. In gioco c'è un mercato dove i camion elettrici pesanti valgono appena il 2,4% delle vendite europee, dopo investimenti che le flotte hanno già messo a bilancio.

La lettera: mantenere l'ambizione, non anticipare la revisione del 2027

Un gruppo di operatori di flotte e aziende europee del trasporto chiede all'UE di non indebolire gli standard CO2 per i veicoli pesanti e di rispettare il calendario. Nessuna riduzione degli obblighi, quindi, e nessun anticipo della revisione prevista nel 2027.

Le ricostruzioni sulle firme non coincidono. CleanTechnica pubblica il testo come lettera di Transport & Environment (T&E); un secondo articolo della stessa testata, sempre del 1° ottobre 2026, attribuisce l'iniziativa ai membri di EV100, la coalizione del Climate Group, citando tra i firmatari IKEA, EDF, Geopost e DFDS. I nomi delle imprese compaiono solo in questa seconda versione, mentre la prima resta anonima e parla genericamente di "imprese e organizzazioni europee".

Gli obiettivi in vigore: -43% nel 2030, -90% nel 2040

Le regole attuali fissano riduzioni vincolanti delle emissioni di CO2 dei veicoli pesanti rispetto ai livelli del 2019. Sono target che, per costruzione, richiedono un numero di camion medi e pesanti a emissioni zero molto più alto di quello che circola oggi sulle strade europee.

La distanza si misura sulle immatricolazioni: 2,4% in Europa, 4,3% in Germania, 2,4% in Francia e sotto l'1% in mercati grandi come Polonia, Spagna e Italia.

I costruttori chiedono tre anni di proroga

Al salone IAA Transportation di Hannover, a settembre 2026, i vertici di DAF Trucks, Daimler Truck, Ford Otosan, Iveco Group, MAN Truck & Bus, Scania Group e Volvo Group hanno denunciato un ritardo definito "allarmante" nelle condizioni che dovrebbero sostenere il mercato. La richiesta è di spostare di tre anni il target 2030, con sanzioni che potrebbero superare i 2 miliardi di euro.

Karin Rådström, CEO di Daimler Truck, ha spiegato che gli investimenti sono stati fatti e che oggi esiste un'ampia gamma di veicoli a zero emissioni, ma la sostenibilità commerciale su larga scala dipende da un ecosistema in ritardo: da qui la doppia richiesta di accelerare le condizioni abilitanti e di rinviare la scadenza del 2030. Sul fronte opposto, Dominic Phinn, responsabile trasporti del Climate Group, sintetizza la posizione delle flotte: "The demand for zero-emission trucks is strong and growing every day."

La ricarica a megawatt resta il collo di bottiglia

Tutti sembrano d'accordo su un punto: l'infrastruttura. Il processo per collegare alla rete le stazioni di ricarica a megawatt può richiedere diversi anni, e questo ritarda la messa in servizio anche dove operatori e fornitori sono pronti a investire. La lettera delle imprese lega esplicitamente la tenuta degli standard alla revisione del regolamento AFIR sulle infrastrutture per i carburanti alternativi e al Grids Package, cioè al potenziamento delle reti elettriche.

I costruttori aggiungono un secondo nodo: la Commissione sarebbe lenta nell'adattare le norme su pesi e dimensioni, necessarie per compensare lo svantaggio di carico utile dei camion a zero emissioni, più pesanti dei mezzi convenzionali.

Due numeri spiegano la frattura

Il confronto tra quota tedesca e media europea mostra quanto il mercato dipenda dalle condizioni locali: 4,3 diviso 2,4 fa 1,79, quindi la Germania viaggia quasi all'80% sopra la media continentale, mentre in Polonia, Spagna e Italia si resta sotto l'1%.

Il secondo numero misura un danno già in corso: l'emendamento mirato al periodo 2025-2030 potrebbe costare, secondo la lettera, 200.000 camion elettrici in meno sulle strade europee nel prossimo decennio. Diviso su dieci anni, significa circa 20.000 veicoli all'anno che non ci saranno. Per un'azienda di logistica che ha già ordinato mezzi elettrici, la variabile decisiva non è il prezzo del diesel ma la prevedibilità delle regole: ogni revisione anticipata riscrive il calcolo del ritorno sull'investimento, e con essa la convenienza di restare sulla traiettoria elettrica invece di rimandare l'acquisto.

Fonti

• CleanTechnica
• CleanTechnica

DEME ha installato l'ultimo dei 68 monopili di Nordlicht I, il parco eolico offshore di Vattenfall nel Mare del Nord tedesco. Con le fondazioni del progetto da 980 MW completate, il collo di bottiglia si sposta sulla fase due: Nordlicht II, dove la posa delle fondazioni è prevista dal 2027 e l'entrata in esercizio di entrambi i parchi è fissata al 2028.

Le fondazioni di Nordlicht I in numeri

La campagna monopile si è chiusa in tempi stretti. Il primo monopile è stato installato il 1 luglio 2026 dalla nave Orion di DEME; tra quella data e l'inizio di ottobre 2026 sono passati circa tre mesi. Il conto è presto fatto: 68 fondazioni posate, un ritmo di un monopile ogni giorno e mezzo circa.

Ogni fondazione misura fino a 80,5 metri di lunghezza e pesa fino a 1.290 tonnellate. Le ha prodotte EEW Special Pipe Constructions nello stabilimento di Rostock. Sul fronte dei transition piece, la nave Sea Installer ha posato il primo TP ad agosto 2026, con l'installazione che dovrebbe concludersi a breve; i pezzi arrivano da CS Wind ad Aalborg.

Nordlicht II: fondazioni al via nel 2027

DEME, contraente belga, ha in carico trasporto e installazione di fondazioni e transition piece per entrambi i parchi — Nordlicht I (980 MW) e Nordlicht II (630 MW) — con contratto assegnato tra 2024 e 2025. Il sito si trova a circa 85 chilometri a nord di Borkum.

I due parchi sommano 1.610 MW e 112 turbine Vestas V236-15.0 MW (68 più 44). Qui emerge uno scarto da segnalare: moltiplicando le 68 turbine di Nordlicht I per la potenza nominale di 15 MW si ottengono 1.020 MW, contro i 980 MW indicati per il progetto. La capacità dichiarata non coincide con la somma aritmetica delle macchine.

Il cluster da 6 TWh e il fattore di capacità implicito

Una volta completato, il cluster dovrebbe generare circa 6 TWh all'anno. Rapportando quella produzione ai 1.610 MW installati si arriva a circa 3.700 ore equivalenti a piena potenza, ovvero un fattore di capacità intorno al 42%: è il parametro che determina quanta energia esce davvero da ogni MW di potenza nominale.

Per chi valuta l'infrastruttura, il dato rilevante non è la targa dei 980 MW, ma la resa effettiva per MW installato. E con Nordlicht II in cantiere dal 2027 e la messa in servizio dei due parchi prevista nel 2028, il vero test per DEME è replicare su 44 turbine la campagna chiusa oggi su 68.

Fonti

• Offshore Wind
• reNEWS