Energia

Il mercato statunitense dello stoccaggio energetico ha chiuso il secondo trimestre 2026 con un nuovo primato: 18,9 GWh di capacità energetica installata in tutti i segmenti. Il dato arriva dal rapporto US Energy Storage Monitor: Q3 2026 di Wood Mackenzie e American Clean Power Association, e nasconde una dinamica meno intuitiva della notizia. Nello stesso trimestre la potenza installata è scesa del 7% su base annua, a 5,4 GW, mentre l'energia è cresciuta del 16%. Il record non arriva da più batterie: arriva da batterie che durano più a lungo.

La potenza cala, la durata sale

Il segmento utility-scale resta il motore del mercato, con 4,7 GW e 17,6 GWh installati nel trimestre. La potenza è diminuita dell'8% su base annua, ma la capacità energetica è salita del 16%: la crescita si sta spostando dalla quantità di megawatt alla durata dei sistemi, sempre più spesso a quattro ore o più.

A spingere la transizione sono i requisiti di adeguatezza delle utility e i vincoli locali delle reti. In due mercati chiave, California e Texas, la potenza installata si avvicina alla saturazione locale: qui aggiungere megawatt rende meno che aggiungere ore. Le installazioni utility-scale del primo semestre restano comunque superiori a quelle dello stesso periodo del 2025, sostenute da contratti di lunga durata e da acquisti legati agli obblighi normativi.

I data center cambiano le previsioni di mercato

Wood Mackenzie ha ritirato la precedente previsione di contrazione nel breve periodo. Il motivo è il volume elevato di progetti che hanno avviato la costruzione per assicurarsi lo status di safe harbor rispetto all'Investment Tax Credit. La stima aggiornata indica una crescita superiore al 50% in termini di megawatt nei prossimi cinque anni, fino a 207 GW e 715 GWh cumulati entro il 2031.

Gran parte di questa espansione poggia sullo sviluppo delle interconnessioni di rete e sull'aumento dei carichi legati ai data center per l'AI. Il utility-scale dovrebbe mantenere una crescita costante fino al 2031.

Residenziale: più energia, non più potenza

Il residenziale ha aggiunto 676 MW e quasi 1,2 GWh. La potenza è cresciuta del 3% su base annua, mentre l'energia è balzata del 48%: gli installatori montano sistemi più grandi per singola abitazione. California, Texas, Porto Rico, Arizona e Illinois hanno concentrato la gran parte delle installazioni.

Nonostante il trimestre positivo, gli analisti prevedono una lieve contrazione del segmento residenziale sull'intero 2026, per effetto di aggiustamenti normativi e della riduzione degli incentivi.

Il commerciale e industriale torna sui livelli normali

Il segmento community, commerciale e industriale si è attestato a 48 MW e 103 MWh, con un calo del 2% su base annua. Il confronto è falsato dal primo trimestre, gonfiato dalle scadenze del net energy metering in California. I risultati di Hawaii, New Mexico e Texas hanno compensato in parte la flessione.

Cosa significano 18,9 GWh per la rete

Dividendo i 18,9 GWh per i 5,4 GW installati, la durata media dei sistemi risulta di circa 3,5 ore. Sul solo utility-scale il rapporto sale: 17,6 GWh su 4,7 GW fanno circa 3,7 ore. Il residenziale, con 1,2 GWh su 676 MW, resta invece sotto le 2 ore.

Il utility-scale pesa il 93% dell'energia totale (17,6 su 18,9) ma solo l'87% della potenza (4,7 su 5,4): la parte di mercato che conta di più in energia è anche quella che sta allungando di più la durata. La lettura operativa è diretta: se California e Texas sono vicine alla saturazione locale, la crescita non potrà venire dall'aggiunta di potenza negli stessi nodi, ma dall'allungamento della durata e dall'apertura di nuovi mercati. Chi pianifica interconnessioni e contratti di adeguatezza ha davanti una domanda che chiede ore, non solo megawatt.

Fonti

• ESS News
• pv magazine USA

Il consumo elettrico dei veicoli leggeri elettrici negli Stati Uniti è cresciuto dell'8% nel primo semestre 2026 rispetto alla seconda metà del 2025. È un aumento, ma segna una frenata netta rispetto ai 13-24% dei semestri precedenti. Il rallentamento non nasce dalla rete: nasce dalle vendite, scese del 19% dopo la scadenza dei crediti fiscali federali il 30 settembre 2025. Il punto è che l'elettricità assorbita continua a salire anche con le concessionarie in stallo, perché la flotta già in strada non smette di caricarsi.

Il consumo elettrico degli EV tocca quasi 14 miliardi di kWh

Nel primo semestre 2026 i veicoli elettrici leggeri statunitensi hanno assorbito quasi 14 miliardi di kilowatthours, più del doppio rispetto al primo semestre 2023. Partendo da questo dato e dall'incremento dell'8%, il consumo della seconda metà del 2025 si colloca intorno ai 13 miliardi di kWh: circa un miliardo in meno, la distanza reale tra i due semestri. Lo stesso 8% equivale a poco più di un terzo del limite superiore della forchetta precedente (il 24%) e a circa tre quinti del limite inferiore (il 13%).

Cosa entra nel conteggio: batterie e plug-in, non le ibride

L'EIA stima il consumo solo per una parte precisa del parco circolante:

• Veicoli a batteria (BEV): inclusi, prelevano elettricità dalla rete.
• Veicoli plug-in hybrid (PHEV): inclusi, si ricaricano dalla rete.
• Veicoli a combustione interna: esclusi, usano altri carburanti.
• Ibride non plug-in: escluse, non si collegano alla rete.
• Veicoli a celle a combustibile: esclusi, non prelevano elettricità dalla rete.

Il metodo conta quanto i numeri: non si tratta di rilevazioni da indagini tradizionali, ma di stime modellate per i veicoli leggeri su strada con peso pari o inferiore a 8.500 libbre, costruite su un modello finalizzato di recente e destinate a restare nella Monthly Energy Review e nello State Energy Data System.

La scadenza dei crediti federali ha tagliato le vendite del 19%

Il New Clean Vehicle Credit e il Qualified Commercial Clean Vehicle Credit — le agevolazioni federali che riducevano il costo di acquisto e di leasing dei nuovi veicoli elettrici — sono terminati il 30 settembre 2025. Nel primo semestre 2026 le vendite di nuovi EV sono scese del 19% rispetto alla seconda metà del 2025. Il calo riguarda però un flusso: incide sul parco circolante con anni di ritardo, mentre i veicoli già immatricolati continuano a consumare ogni giorno.

Il 2% dei veicoli registrati, ma quasi 14 miliardi di kWh

Nel 2024, l'anno più recente con dati disponibili, i veicoli elettrici rappresentavano il 2% di tutti i veicoli leggeri registrati negli Stati Uniti. Messo accanto ai quasi 14 miliardi di kilowatthours del primo semestre 2026, quel 2% dice due cose: la domanda elettrica dei veicoli è ancora concentrata su una fetta minima del parco, e il margine di crescita resta ampio se la quota dovesse risalire.

Un rallentamento, non un'inversione

Per chi gestisce la rete, la lettura operativa è questa: la domanda elettrica dei veicoli cresce oggi a un ritmo che è circa un terzo del picco recente, ma non si contrae. Il calo del 19% nelle vendite agisce sulla composizione futura della flotta, non sui consumi attuali. E poiché il dato nasce da stime modellate e non da misure dirette, le revisioni del modello possono spostare il quadro più di quanto non faccia un singolo semestre di vendite deboli.

Fonti

• Eia.gov
• Cleantechnica.com

Un quarto di secolo dopo la riforma del Titolo V, l'Italia discute ancora chi decide dove nascono gli impianti a fonti rinnovabili. Il segnale più chiaro arriva da due pronunciamenti in sette giorni: la sentenza 144/2026 della Corte Costituzionale contro la moratoria della Sardegna e, il 30 luglio 2026, il verdetto del Consiglio di Stato che ripristina il decreto sulle aree idonee. Da qui la proposta dell'ASviS di riscrivere l'articolo 117 della Costituzione, che non convince Italia Nostra.

L'articolo 117 scarica l'energia sulle Regioni da 25 anni

Da 25 anni l'articolo 117 della Costituzione colloca "produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell'energia" tra le materie di legislazione concorrente: lo Stato fissa i principi fondamentali, le Regioni scrivono le norme di dettaglio. Nel caso dell'energia il meccanismo non ha funzionato, e c'è chi attribuisce proprio alla riforma del Titolo V lo stallo delle fonti rinnovabili.

Carlo Scarpa, professore di economia e politica industriale all'Università di Brescia, aveva previsto il problema in tempi non sospetti. Nell'agosto 2002, pochi mesi dopo l'entrata in vigore della riforma, pubblicò un appello intitolato "Titolo V e politica energetica: per favore, riformiamo la riforma", in cui definiva l'architettura immaginata "del tutto irrazionale, sia nella trasmissione dell'energia – ove le esigenze di coordinamento sovranazionale dovrebbero essere prevalenti – sia nella sua produzione, ove le preoccupazioni ambientali locali avrebbero potuto limitare l'offerta di energia elevandone il costo". Oggi aggiunge: "Fu una riforma fatta troppo in fretta e il mondo imprenditoriale quasi non ci fece caso", spiegando che all'epoca la sicurezza energetica non era sentita come ora, con le crisi ucraina e mediorientale.

Il primo tentativo di correzione risale al 2014: il disegno di legge costituzionale del governo Renzi voleva riportare l'energia nella competenza esclusiva dello Stato, ma il referendum del 2016 lo bocciò. Nel 2024 il giurista Matteo Battistelli, dell'Università di Teramo, ha dedicato alla questione uno studio, osservando che in Italia "la normativa non è chiara sulle competenze, non si sa chi fa cosa" e che, dopo la riforma del Titolo V, "la mancanza di confini alle competenze di Stato e Regioni ha creato prevedibili conflitti". In Germania, nota, le leggi sulle fonti rinnovabili sono molto più esplicite.

Sardegna e aree idonee: 25 mesi di carte bollate per un decreto

Tra il 23 e il 30 luglio 2026, due pronunciamenti hanno ridefinito lo scontro Stato-Regioni. Il primo è la sentenza 144/2026 della Corte Costituzionale, depositata il 23 luglio, che dichiara illegittimo il provvedimento della Regione Sardegna del 6 novembre 2025: la sospensione dei procedimenti autorizzativi per gli impianti rinnovabili nelle aree non qualificate come idonee introduceva di fatto una moratoria incompatibile con il principio della massima diffusione degli impianti e violava i principi di uguaglianza e ragionevolezza dell'articolo 3. Il secondo è il verdetto del Consiglio di Stato del 30 luglio 2026, che dichiara inammissibile il ricorso iniziale e ripristina il decreto interministeriale sulle aree idonee nella sua versione originale.

La cronologia del decreto spiega da sola il costo dello stallo:

• 21 giugno 2024: emanazione del decreto interministeriale sulle aree idonee;
• maggio 2025: il TAR del Lazio lo boccia, contestando che conferirebbe troppo potere alle Regioni nell'individuazione delle aree;
• 30 luglio 2026: il Consiglio di Stato dichiara inammissibile il ricorso iniziale e riporta in vigore il testo originale.

Tra l'emanazione e il ripristino passano circa 25 mesi in cui il settore ha operato senza un quadro definitivo.

Giovannini: "C'è in ballo la sicurezza nazionale"

Enrico Giovannini, direttore scientifico dell'Alleanza italiana per lo sviluppo sostenibile (ASviS), ha annunciato che l'organizzazione è pronta a lavorare a una nuova riforma del Titolo V, mettendo "intorno a un tavolo costituzionalisti ed esperti di politiche energetiche". L'ASviS ha già un precedente: la modifica costituzionale ottenuta nel 2022, che ha inserito nella Carta la tutela dell'ambiente e delle generazioni future.

Secondo Giovannini il modello attuale "non funziona" e la riforma del 2001 ha dato "grandi poteri alle Regioni, che in molti casi stanno frenando la transizione e il costo lo paga tutto il Paese". Attenzione a non semplificare: "Sarebbe fuorviante credere che un semplice ritorno al vecchio assetto costituzionale risolverebbe il problema. Ma rafforzare il ruolo dello Stato aiuterebbe ad evitare quei conflitti di attribuzione che sono stati anche resi evidenti dalle sentenze della Corte Costituzionale e del Tar". E cita il caso limite: "Se una Regione dichiara che il 99% dei propri territori non è idoneo alle rinnovabili, siamo di fronte a una scelta politica inaccettabile e dannosa per tutto il Paese".

Sui tempi, la riforma precedente è stata proposta nel 2016 e completata nel 2022, ma "la questione energetica va risolta più in fretta" e potrebbe diventare un obiettivo dell'inizio della prossima legislatura. Sul commissario alle rinnovabili chiesto da Confindustria, l'ASviS frena: "Ma non funzionerebbe. Abbiamo un commissario per l'acqua, ma la cabina di regia sulla siccità non si riunisce da mesi".

Croci (Italia Nostra): "Non serve cambiare la Costituzione"

Edoardo Croci, presidente di Italia Nostra, ribalta la diagnosi: il problema non sono le competenze, ma l'applicazione delle norme. "Normalmente sono d'accordo con Giovannini ma questa volta sarei più cauto. Non credo che abbiamo bisogno di modifiche costituzionali", dice, ricordando che l'associazione ha sostenuto l'aggiornamento dell'articolo 9 sulla tutela di paesaggio e ambiente. "Non credo invece serva modificare il Titolo V".

La posizione di Italia Nostra sulla transizione è netta: "Noi siamo per la transizione energetica, che è assolutamente necessaria, ma riteniamo che bisogna sempre fare dei distinguo". I grandi impianti vanno trattati come impianti industriali, autorizzati con attenzione, in aree compatibili — in primis aree industriali dismesse dove c'è già consumo di suolo. Croci chiede di potenziare le soprintendenze e di accelerare i processi regionali di definizione delle aree idonee, rendendoli più trasparenti: "Se si utilizzano strumenti trasparenti e oggettivi, la soluzione sul dove la si trova".

Cosa cambia per imprese e famiglie

La distanza tra le due posizioni non è teorica. Se la diagnosi è quella di Giovannini, il tempo necessario per una riforma si misura in anni: il precedente ASviS, tra proposta del 2016 e approvazione del 2022, ha richiesto sei anni. Se invece si segue Croci, l'accelerazione non passa dal Parlamento ma dai decreti regionali sulle aree idonee — gli stessi che, dal 21 giugno 2024 al 30 luglio 2026, sono rimasti privi di un assetto definitivo per circa 25 mesi.

Per chi opera nel settore la differenza è concreta: nessuna delle due strade promette tempi rapidi. La riforma costituzionale richiede una maggioranza parlamentare e, in caso di referendum, il consenso degli elettori; l'applicazione omogenea delle norme richiede che le Regioni si adeguino, e Croci ammette che alcuni territori "impiegheranno parecchio tempo" per arrivarci. Nel frattempo resta il dato di fatto ricordato da Giovannini: con lo sviluppo dei data center la domanda di energia crescerà anche nel breve termine, e "se vogliamo andare veloci, oltre che a basso costo, c'è solo la soluzione delle rinnovabili".

Sul tavolo ci sono due ricette incompatibili nei mezzi, non nell'obiettivo dichiarato. Il vero indicatore non sarà il testo della riforma: sarà il tempo che una Regione impiegherà, da domani, a dire dove un impianto si può fare.

Fonti

• la Repubblica
• la Repubblica
• la Repubblica

Tre grandi utility statunitensi hanno depositato i loro piani energetici di lungo periodo in meno di tre settimane, e tutte mettono l'accumulo a batteria al centro della strategia. La convergenza nasconde però una divergenza netta: DTE Energy programma l'uscita dal carbone entro il 2032, mentre Ameren Missouri ha rimosso dai materiali promozionali del proprio piano l'obiettivo di neutralità carbonica e punta su una forte espansione del gas. La partita si gioca su chi paga la bolletta e su cosa alimenterà i data center.

Ameren Missouri: 2.400 MW di batterie entro il 2030

L'IRP aggiornato depositato il 28 settembre 2026 prevede 2.400 MW di BESS entro il 2030, 1.300 MW di nuovo solare entro il 2030 e altri 2.300 MW solari entro il 2045. Ameren ha già ottenuto i certificati di convenienza e necessità per 400 MW a Big Hollow e ha presentato domanda per altri 545 MW a Castle Bluff, 250 MW a Millcreek e per il progetto Huck Finn, con approvazione attesa nel quarto trimestre.

I progetti identificati sommano 1.195 MW: il 49,8% dei 2.400 MW che l'utility vuole mettere in esercizio entro il 2030. Metà del target dipende ancora dalle gare e dalle approvazioni successive.

Il gas resta il pilastro del piano di Ameren

Il piano prevede 2.100 MW di ciclo combinato entro il 2031, 2.800 MW entro il 2035 e altri 1.400 MW entro il 2042. Si aggiungono 1.900 MW di ciclo semplice entro il 2029, altri 2.400 MW dopo il 2040 e 500 MW di fuel cell a gas entro il 2030. Sul nucleare, Ameren pianifica 1.200 MW entro il 2040 — senza località né tecnologia selezionate — e punta a estendere oltre il 2044 i 1.190 MW di Callaway Energy Centre.

Fermandosi al 2031, le sole aggiunte a gas sommano 4.000 MW, che diventano 4.500 MW includendo le fuel cell: circa 1,9 volte i 2.400 MW di batterie previsti entro il 2030.

Il Sierra Club contesta l'impianto. L'organizzazione rileva che l'utility ha eliminato gli investimenti eolici prima del 2030, ridotto di 500 MW l'eolico complessivo, tagliato il solare pre-2030 da 2.200 MW a 1.300 MW e rinviato la chiusura degli impianti a carbone di Sioux (al 2035) e di due unità di Labadie di sei anni, dal 2036 al 2042. Il suo conteggio indica 5.400 MW di nuovo gas entro il 2032, 1.700 MW in più del piano precedente: una cifra superiore ai 4.500 MW che emergono dal depositato, perché misura un orizzonte più lungo e un perimetro diverso.

"Bruciare più carbone e gas aumenterà solo la frequenza e l'intensità di eventi meteorologici estremi come ondate di calore, siccità e alluvioni", afferma Jenn DeRose, stratega della campagna Beyond Coal del Sierra Club in Missouri.

DTE Energy: 4,5 GW di batterie e carbone fuori scena entro il 2032

DTE Energy ha depositato il proprio IRP presso la Michigan Public Service Commission con 4,5 GW di batterie, di cui 1,7 GW di accumulo di lunga durata: circa 1.663 MW di compressed air energy storage e 50 MW di iron-air. La quota CAES pesa il 97,8% degli 1,7 GW di LDES annunciati: la tecnologia a aria compressa domina il portafoglio.

La utility chiuderà il primo lotto della centrale di Monroe nel 2028 e l'ultimo nel 2032, ritirando circa 3 GW. Nel 2005 il carbone valeva il 62% della sua capacità di generazione; dal 2033 DTE intende non operare più nessun impianto a carbone. L'IRP dichiara una riduzione dell'84% delle emissioni di CO2, oltre il 90% con cattura e stoccaggio, costa 3,5 miliardi di dollari in meno rispetto al 2022, aggiunge 177 MW a Fermi 2, due centrali a gas per 2,1 GW e un virtual power plant con batterie domestiche e commerciali. Sullo sfondo, il campus data center Oracle da 16 miliardi di dollari, sul quale DTE ha condizionato la rinuncia agli aumenti tariffari per due anni.

Black Hills Energy: 200 MW di batterie in Colorado

Il piano depositato l'11 settembre 2026 presso la Colorado Public Utilities Commission propone un portafoglio preferito con 200 MW di BESS, 100 MW di eolico e 125 MW di gas su un orizzonte di 25 anni. Le batterie valgono il 47% dei 425 MW complessivi.

Black Hills sostiene che l'intermittenza delle rinnovabili impone una fonte dispacciabile disponibile in ogni momento e che il gas è il mezzo più efficiente per garantirla. La composizione finale sarà decisa da una gara nel 2027. Intanto l'utility costruisce un BESS da 50 MW/200 MWh a Pueblo Airport, approvato nel 2025 e atteso in servizio a fine 2027, e ha un PPA per 200 MW di solare nella contea di Pueblo, in esercizio nel 2029.

Cosa cambia per bollette e sviluppatori

Le tre utility convergono sullo stoccaggio e divergono su tutto il resto. Ameren e Black Hills usano il gas come rete di sicurezza, DTE come ponte verso l'uscita dal carbone. Per chi paga la bolletta la differenza sta nel profilo di costo: Ameren chiede nuovi investimenti in gas con orizzonte 2042, DTE dichiara un piano da 3,5 miliardi in meno del precedente. Per gli sviluppatori di accumulo la finestra è identica in tutti e tre i casi — gare competitive tra il 2026 e il 2027 — con i 2.400 MW di Ameren coperti solo per metà da progetti già autorizzati.

Se le tempistiche reggono, il 2033 sarà il primo anno senza carbone per DTE proprio mentre Ameren avrà appena esteso Labadie di sei anni: la stessa settimana di depositi racconta due traiettorie opposte.

Fonti

• Energy-storage.news
• CleanTechnica

Il Marocco entra nella mappa dello storage industriale. OCP ha completato a Benguerir il primo grande sistema di batterie del Paese, da 25 MW/125 MWh, energizzato e ora in fase di test e messa in servizio progressiva. Non è un impianto isolato: si aggancia a un parco solare da 67 MWp già attivo nella miniera di fosfati e trasforma il solare diurno in elettricità disponibile nelle ore di punta. Per un produttore che vuole coprire i consumi industriali con fonti low-carbon, è il primo tassello di accumulo davvero misurabile.

125 MWh in cinque ore accoppiati al solare di Benguerir

Il BESS ha una durata di 5 ore e si carica dall'impianto fotovoltaico da 67 MWp del sito nella provincia di Rehamna, per poi rilasciare energia quando la domanda degli impianti industriali sale. Le batterie sono fornite da Envision, con ordine piazzato nel quarto trimestre 2025. OCP Green Energy ha annunciato il completamento il 14 settembre 2026. Oltre all'uso dietro il contatore, il sistema può fornire servizi ancillari, tra cui regolazione di frequenza e compensazione di potenza reattiva.

170 milioni di MAD per il primo tassello di accumulo

L'investimento in batterie e opere di integrazione vale MAD 170 milioni, circa 18 milioni di dollari. Diviso sulla capacità, significa circa 144.000 dollari per MWh installato (18 milioni ÷ 125 MWh). OCP ha ricevuto 20 milioni di dollari dal Clean Technology Fund dell'African Development Bank, che a dicembre 2025 ha anche concesso una garanzia di credito fino a 450 milioni di euro a sostegno del Programma di Investimento Verde.

Dai 202 MWp solari al piano verde da 13 miliardi

OCP Green Energy, controllata al 100% creata nel 2022, ha già messo in esercizio una prima tranche solare da 202 MWp: 67 MWp a Benguerir, 30 MWp a Foum Tizi e 105 MWp a Oulad Farès, attualmente il più grande impianto fotovoltaico operativo in Marocco. Il costo stimato dell'energia è di 368 MAD/MWh (38,92 dollari/MWh). Due prestiti verdi IFC da 100 milioni di euro ciascuno — aprile e ottobre 2023 — hanno sostenuto i quattro impianti da 202 MWp e due impianti aggiuntivi da 400 MW, con l'impegno a sviluppare fino a 100 MWh di accumulo. Il quadro complessivo è il piano di investimenti verdi da 13 miliardi di dollari per il 2023-2027.

Un accumulo oltre l'orizzonte fissato nel 2023

Le cifre, lette insieme, raccontano una traiettoria. L'accordo IFC dell'ottobre 2023 prevedeva fino a 100 MWh di batterie: il solo sito di Benguerir ne installa 125, il 25% in più. OCP sta accumulando più velocemente di quanto il quadro finanziario iniziale lasciasse intendere, e senza attendere la messa in servizio di tutti gli impianti solari previsti. Lo stesso ordine a Envision, piazzato nel quarto trimestre 2025, è stato chiuso in una finestra di mercato favorevole, prima delle nuove pressioni sulle catene di fornitura globali delle batterie.

Cosa cambia per la rete industriale marocchina

Per un operatore industriale, la combinazione solare più BESS cambia il profilo di prelievo: meno acquisti di elettricità nelle ore di punta, più solare autoprodotto effettivamente consumato. Con i servizi ancillari, il sito smette di essere solo un consumatore e diventa un potenziale fornitore di stabilità per la rete. Il tassello successivo è la filiera locale: l'African Development Bank ha approvato a luglio un prestito da 100 milioni di dollari a Gotion Power Morocco per una gigafabbrica integrata di celle LFP da 10 GWh l'anno, espandibile a 100 GWh. Se il progetto procede, il Marocco passerebbe da importatore a produttore della tecnologia che oggi acquista da Envision.

Fonti

• ESS News
• Energy-storage.news