Fotovoltaico

La fine del credito Section 25D, scattata alla fine del 2025, ha spinto il solare residenziale americano verso il third-party ownership: chi continua a vendere impianti di proprietà fatica a competere con chi propone un leasing prepagato. La risposta arriva da una coalizione appena fondata, la Strong Tail Solar Alliance, che unisce produttori di componenti, fornitori di software e servizi e una banca comunitaria. L'obiettivo è restituire agli installatori regionali il vantaggio di costo che fino a oggi era riservato ai grandi player nazionali.

Chi c'è nella coalizione e cosa offre

L'alleanza è lanciata da OneEthos, società di finanza sostenibile B-Corp controllata da Climate First Corp, e riunisce sei membri fondatori. Insieme coprono l'intera filiera di un installatore: vendita e marketing, moduli, accumulo, distribuzione, progettazione, permitting e assistenza al cliente. Per accedere ai benefici bisogna diventare installatori approvati OneEthos.

Le offerte disponibili alla partenza, selezionabili à la carte:

• software di customer experience Bodhi senza costi;
• prestiti solari zero dealer-fee da Climate First Bank;
• 20% di sconto su Scanifly sales e design software, più un drone gratuito;
• 10% di sconto sui moduli JA Solar da Greentech Renewables;
• prezzi speciali su moduli JA Solar, batterie FranklinWH e racking K2 da Krannich Solar Distribution;
• 20% di sconto sui servizi di marketing solare di Damaris Solutions.

Chi entra deve firmare lo Strongtail Compact. "Tutti i membri dell'alleanza devono condividere gli stessi valori e firmare il Strongtail Compact", spiega Scott Nguyen, fondatore di Bodhi e head of growth di OneEthos. Proprio quei valori comuni, aggiunge, spingono i partner a promuoversi a vicenda.

Il risparmio di 25¢/W è il cuore dell'operazione

Il numero su cui si gioca la partita è il costo per watt. La coalizione punta a garantire agli installatori qualificati un risparmio di circa 25¢/W o più, mettendo insieme i volumi dei sei partner per negoziare condizioni che normalmente ottengono solo aziende molto più grandi.

Il ragionamento di Nguyen parte da qui: "Il mercato dovrebbe premiare le aziende che fanno un ottimo lavoro e lo sostengono, non semplicemente quelle più grandi. La scala può darti prezzi migliori o capitale più economico, vantaggi che non dicono nulla su quanto bene installi". Con il 25D venuto meno, l'idea è competere su qualità, servizio e durata del rapporto con il cliente.

Perché il 25D ha spostato gli equilibri

L'abrogazione del credito residenziale non ha cancellato l'incentivo: ha trasferito il vantaggio al 48E, il credito commerciale che resta valido per gli impianti di proprietà di terzi. Dalla fine del 2025 molti installatori hanno quindi dirottato il business verso progetti TPO. La scommessa della coalizione è che una parte di quel mercato possa tornare alla proprietà diretta da parte del proprietario di casa.

Tre webinar d'autunno, aperti anche ai non iscritti

La formazione è una delle gambe dell'alleanza. Tra fine settembre e inizio novembre si tengono tre sessioni online, aperte a chiunque si registri e non solo agli installatori approvati OneEthos:

• 30 settembre 2026 — How to Fill Your Sales Funnel Post-ITC;
• 14 ottobre 2026 — Navigating Pricing Power, Tariffs, and Supply Chains;
• 4 novembre 2026 — Managing Project Risk and Working Capital as a Small Installer.

Nguyen descrive le sessioni come il modo per riportare "consigli pratici" accumulati lavorando con installatori di ogni tipo, curati dal brand OneEthos/Bodhi e distribuiti a tutti i membri.

Cosa cambia davvero per un installatore regionale

La coalizione non tocca il codice fiscale: agisce sull'aritmetica di un'installatore medio-piccolo. Il termine "strong tail" descrive proprio le aziende regionali di piccole e medie dimensioni attive da anni, che non hanno i volumi per competere con i grandi nomi nazionali ma hanno resistito dove alcuni di quei marchi hanno vacillato. Il punto è che il risparmio per watt diventa reale solo per chi entra nella rete di installatori approvati OneEthos: fuori da quel perimetro, le condizioni restano quelle di mercato.

Le due testate che hanno coperto il lancio divergono sull'inquadratura, non sui fatti. pv magazine USA costruisce il pezzo sul ritorno alla proprietà dell'impianto, ricostruendo la genesi dell'alleanza dalle conversazioni con i clienti Bodhi; Solar Power World mette al centro l'economia del prezzo per watt e i 25¢/W di risparmio. Lette insieme, le due versioni raccontano la stessa mossa da due lati: la leva commerciale (tornare a vendere impianti di proprietà) e la leva tecnica che la rende possibile (abbattere i costi di filiera).

Per l'installatore italiano o europeo che legge la notizia come cartina di tornasole, il segnale è chiaro: quando un incentivo fiscale cambia forma, chi non ha scala può ricostruirla solo condividendola.

Fonti

• pv magazine USA
• Solar Power World

A dieci metri sotto la superficie del Mar Cinese Meridionale, quattro moduli solari a perovskite grandi come cartoline hanno generato 324 mWh in due ore: abbastanza per caricare una batteria agli ioni di litio e accendere un pannello LED. È la prima validazione sul campo di celle fotovoltaiche progettate per lavorare in immersione, e apre una nicchia operativa per sensori, robot e sistemi di comunicazione sottomarini finora condannati alla durata di una batteria. Il gruppo guidato da Wen-Hua Zhang dell'Università dello Yunnan e della Southwest United Graduate School di Kunming ha pubblicato i risultati sulla rivista Joule.

Perché le celle solari normali non funzionano sott'acqua

In mare il rosso e l'infrarosso spariscono in pochi metri: l'acqua assorbe completamente la luce oltre i 730 nm, mentre le celle in silicio o tellururo di cadmio assorbono sopra gli 800 nm e risultano inefficaci in immersione. Tra 400 e 600 nanometri, la fascia blu-verde, resta la poca luce che le perovskite wide-bandgap possono catturare.

Il team ha usato perovskite ad alogenuri di piombo con un bandgap di circa 1,96 eV, calibrato su quella finestra spettrale. L'aggiunta di polyhexamethylene guanidine hydrochloride (PHMG) modula i livelli energetici, fa passare il materiale da tipo p a tipo n, facilita l'estrazione degli elettroni, sopprime la migrazione degli ioni alogenuri, riduce la densità dei difetti e migliora la stabilità del reticolo cristallino. Zhang lo ha definito "il primo esempio di validazione funzionale di celle solari sommerse in grado di operare concretamente a una profondità d'acqua fino a circa 10 metri", ricordando che gli studi precedenti si fermavano a due metri o meno.

L'efficienza sott'acqua è più che doppia rispetto alla terraferma

Nei test di laboratorio che simulavano la luce a 10 metri, le celle hanno convertito il 34,71% della luce ricevuta. In condizioni standard di sole in superficie il valore scende: Rinnovabili.it riporta 16,79%, Futuro Prossimo indica 17,08%. La differenza tra le due cifre è minima e può dipendere dal setup di misura, ma il salto rispetto al dato subacqueo no.

Il rapporto tra i due valori è 34,71 diviso 16,79: circa 2,07. Sott'acqua la cella lavora più del doppio di quanto faccia in superficie. Non è un miracolo, è una questione di progettazione: lo spettro che sopravvive a 5-10 metri è quasi tutto nella fascia blu-verde, esattamente dove un bandgap largo da 1,96 eV ha la massima risposta. La perovskite sfrutta meglio quel poco che resta. Nei test accelerati, dopo 1.160 ore di simulazione a 10 metri di profondità, le celle non mostravano praticamente degrado.

Il modulo grande paga la scalatura, ma resta sufficiente

Quando si passa dalle celle di laboratorio ai moduli estesi, l'efficienza scende al 29,4%: circa 5,3 punti percentuali in meno rispetto al 34,71% delle celle piccole, un calo relativo del 15,3%. La prova reale sul campo ha usato quattro moduli della superficie di una cartolina, al largo dell'isola di Weizhou, nel Mar Cinese Meridionale.

Le celle hanno prodotto 324 mWh in due ore di illuminazione subacquea: una fonte approssima il dato a oltre 300 mWh. In termini di potenza media, significa circa 162 mW continui. Poca, ma sufficiente per caricare la batteria al litio e alimentare i LED. "Ciò che ci ha sorpreso di più è stata la quantità di energia elettrica generata dai nostri moduli di grandi dimensioni in condizioni reali, a 10 metri di profondità, per sole due ore", ha commentato Zhang.

Quanto durano e quali ostacoli restano

I test accelerati prevedono una vita operativa di circa 5,5 anni in immersione a 25 °C e 10 metri di profondità. Zhang però avverte che la profondità operativa reale "dipende da più fattori insieme, non solo dall'intensità della luce".

Gli ostacoli sono concreti e documentati: il biofouling, cioè gli organismi che crescono sulle celle e bloccano la luce; i detriti galleggianti; la corrosione dell'acqua salata che aggredisce gli strati protettivi. Il gruppo sta già lavorando, in via sperimentale, a profondità di 20-30 metri. Non sono i soli: nel 2024 altri ricercatori avevano presentato celle organiche sottomarine con oltre il 25% di efficienza a un metro di profondità, e sul fronte delle perovskite sono al lavoro anche gruppi italiani.

Cosa cambia per chi progetta robot e sensori sottomarini

Il punto operativo sta nel rapporto tra energia prodotta e autonomia. Oggi un veicolo autonomo che pattuglia un fondale o monitora un oleodotto vive legato alla durata della batteria: quando si scarica, va riportato in superficie o collegato a un cavo. Una fonte di ricarica continua, anche da 162 mW medi, cambia i termini del problema per chi lavora a bassa profondità.

Il campo di applicazione, però, va letto con precisione. A 10 metri arriva talmente poca luce che, anche con un'efficienza di conversione doppia, la produzione resta inferiore a quella di un pannello in superficie. Non è una tecnologia per alimentare grandi sottomarini, né per gli abissi: sotto una certa profondità la luce non c'è e nessun bandgap può inventarla. Il primo bacino d'utenza è la cosiddetta "smart ocean": sensori, telecamere, stazioni di comunicazione a bassa profondità, lontane dalla costa.

La scala del risultato è piccola — quattro moduli, due ore, 324 mWh — ma la validazione è avvenuta in mare aperto, non in vasca. Per una categoria di dispositivi che oggi vive di batterie intercambiabili, la differenza tra "zero" e "un po'" è tutta la differenza che conta.

Fonti

• pv magazine USA
• la Repubblica
• Rinnovabili.it
• Futuro Prossimo

La rete elettrica siriana, fragile e segnata da blackout cronici, si prepara ad assorbire quella che, in base ai dati noti e secondo le analisi di questa testata, potrebbe rappresentare la più grande iniezione di capacità rinnovabile della sua storia recente. La Syrian Electricity Company (SEC) ha firmato tre accordi con l'azienda saudita Al-Harfi Construction per costruire 760 MW di fotovoltaico e 1.077 MWh di accumulo a batterie nell'area di Widyan ar-Rabi', nella campagna di Damasco. Per un Paese dove i dati sul solare sono scarsi e l'interesse degli investitori stranieri è ancora in fase iniziale, l'intesa segna un punto di svolta.

Cosa prevedono i tre progetti nell'area di Widyan ar-Rabi'

I tre impianti sorgeranno nella campagna di Damasco e combineranno generazione solare e battery energy storage systems (BESS) con l'obiettivo dichiarato di fornire energia pulita a una rete che oggi fatica a garantire continuità. La firma è avvenuta presso la sede di Al-Harfi a Damasco, con la SEC — l'utility elettrica statale siriana — nel ruolo di controparte pubblica.

L'accordo non nasce dal nulla. A febbraio 2026 le stesse parti avevano sottoscritto un memorandum of understanding per un progetto da 210 MW di solare e 827 MWh di stoccaggio. Quell'intesa portava ancora la firma della PETDE, l'ente predecessore della SEC. I tre progetti di agosto rappresentano un'espansione netta rispetto a quella prima ipotesi.

Da 210 MW a 760 MW: quanto pesa il salto di scala

Il confronto tra i numeri di febbraio e quelli di agosto racconta un'accelerazione. I 760 MW attuali equivalgono a oltre 3,6 volte i 210 MW previsti dal MoU di inizio anno. Sul fronte accumulo, il salto è meno proporzionale ma significativo: si passa da 827 MWh a 1.077 MWh, con un incremento del 30%.

Varia anche il rapporto tra storage e generazione. A febbraio, il progetto prevedeva circa 3,94 MWh di batterie per ogni MW di solare installato. Ad agosto il rapporto scende a circa 1,42 MWh per MW: i nuovi impianti hanno una dotazione di accumulo più contenuta in termini relativi, ma su una scala complessiva molto più ampia. Non sono disponibili dettagli sulla durata nominale delle batterie né sulla potenza in MW del BESS — le fonti riportano solo la capacità in MWh.

Perché l'accumulo conta più dei pannelli per la rete siriana

In un sistema elettrico soggetto a blackout frequenti e con vulnerabilità geopolitiche documentate, la capacità di immagazzinare energia è strategica almeno quanto la generazione. I 1.077 MWh di BESS possono funzionare da ammortizzatore: assorbono produzione solare nelle ore diurne e la restituiscono quando la domanda sale o quando la rete — per instabilità o guasti — perde altri contributi.

È un meccanismo che a Damasco finora era assente su scala utility. La diffusione del fotovoltaico domestico su tetto, cresciuta per necessità più che per pianificazione, aveva tamponato i vuoti di fornitura a livello familiare. Secondo quanto ricostruito da questa testata, i tre progetti firmati con Al-Harfi introdurrebbero per la prima volta una logica di stabilizzazione centralizzata, con numeri rilevanti anche nel confronto con altre economie emergenti.

L'operazione conferma un trend: l'interesse degli investitori esteri verso il mercato siriano delle rinnovabili, seppur graduale, sta prendendo forma. Al-Harfi non è l'unico nome comparso sullo scenario — anche ACWA Power ha mostrato attenzione — ma, secondo le verifiche condotte da questa testata sulle informazioni pubbliche, sarebbe il primo ad aver tradotto un MoU in accordi vincolanti con la SEC. La sfida ora è l'esecuzione: costruire tre impianti in un'area rurale a ridosso della capitale, in un contesto dove la tenuta delle infrastrutture resta un'incognita quotidiana.

Fonti

• Energy Storage (ESS News)
• pv magazine Global

L'acquisizione della startup dell'Oregon nexTC da parte di Tandem PV non è una semplice operazione di mercato: è una mossa di integrazione verticale che sposta il controllo di uno strato critico — i rivestimenti a ossido metallico — dalle partnership esterne alla linea di produzione interna. In un momento in cui l'azienda californiana sta già producendo pannelli tandem su scala dimostrativa, portare in-house questa tecnologia serve ad accorciare il ciclo di ottimizzazione e a preparare il salto verso i volumi commerciali.

Cosa fanno i rivestimenti a ossido metallico nelle celle tandem

I rivestimenti a ossido metallico trasparente sono strati ultrasottili che gestiscono il trasporto di carica all'interno del modulo, lasciando passare la luce solare verso la cella di silicio sottostante. Nei pannelli tandem perovskite-silicio di Tandem PV, questi strati incidono su tre parametri chiave: efficienza di conversione, durabilità nel tempo e producibilità su larga scala. nexTC, fondata nel 2018 come spinout dell'Oregon State University, ha sviluppato processi basati su soluzioni liquide anziché su deposizione sotto vuoto — un approccio che punta a ridurre costi e complessità della manifattura.

L'integrazione verticale come strategia per scalare la produzione

Scott Wharton, CEO di Tandem PV, ha spiegato la logica dell'operazione con un'affermazione diretta: «Lavoriamo con Cory da anni e conosciamo in prima persona il valore della sua esperienza nei film sottili di ossido, fondamentali per costruire moduli perovskite durevoli e ad alte prestazioni. Portare la sua competenza e la tecnologia di nexTC in Tandem ci dà un controllo maggiore su una parte centrale del processo produttivo e ci consente di ottimizzarla direttamente sulla nostra linea mentre scaliamo».

Cory Perkins, fondatore e CEO di nexTC, entra in Tandem PV come parte dell'accordo. Perkins ha dichiarato: «Dopo aver collaborato con Tandem PV su diversi progetti, ho visto un team che unisce scienza solida alla capacità di trasferire tecnologia su una linea di produzione. Entrare in Tandem ci dà l'opportunità di integrare la tecnologia di rivestimento di nexTC direttamente in una piattaforma manifatturiera che avanza verso la produzione su scala commerciale».

Il percorso di crescita di Tandem PV

L'azienda ha raccolto finora 100 milioni di dollari da investitori che includono Eclipse, Constellation Energy e il Dipartimento dell'Energia statunitense. La linea dimostrativa in California opera con una capacità nominale annua di circa 40 MW e sta producendo pannelli tandem in grande formato per validazione con i clienti e test di mercato. Sia Tandem PV sia nexTC sono stati membri fondatori del consorzio US-MAP (United States Manufacturing of Advanced Perovskites), una partnership pubblico-privata che riunisce aziende nazionali del settore perovskite per affrontare ostacoli tecnici pre-competitivi.

La partita dei materiali avanzati nel solare made in USA

Mentre l'industria fotovoltaica globale corre sui volumi, l'acquisizione di nexTC segnala una direzione precisa: il vantaggio competitivo nel tandem perovskite-silicio si gioca sempre più sui materiali di interfaccia e sui processi di deposizione. Controllare internamente lo strato di ossido trasparente significa poter iterare più rapidamente su formulazioni e parametri di produzione senza dipendere da fornitori esterni. Nel consorzio US-MAP convivono altri sviluppatori perovskite come Swift Solar, Cubic PV e Caelux: la frammentazione delle competenze sui rivestimenti è ancora alta, e chi riesce a consolidarle prima ha un vantaggio temporale significativo nella corsa alla commercializzazione. Il fatto che Tandem PV abbia scelto di acquisire piuttosto che continuare a collaborare indica che la tecnologia dei film sottili è considerata troppo strategica per restare fuori dal perimetro aziendale.

Fonti

• Solar Power World
• PV Magazine USA

Il 25 luglio 2026 Varta AG ha depositato quattro istanze di insolvenza auto-amministrata presso il tribunale di Stoccarda. La procedura travolge la divisione storage solare e i sistemi di gestione energetica, mentre non tocca il marchio VARTA Automotive, che resta nelle mani di Clarios. La mossa arriva dopo la perdita del cliente più importante, Apple, e accende i riflettori sulla fragilità della filiera europea delle batterie.

La miccia: l’addio di Apple e il buco finanziario

La crisi è precipitata nella primavera del 2026, quando Apple ha deciso di spostare in Asia le forniture delle micro-batterie per gli AirPods. Varta continuerà a produrre le pile a bottone CoinPower per le cuffie wireless solo fino a novembre 2026, poi il colosso di Cupertino acquisterà da produttori cinesi. La perdita del contratto ha scavato un buco finanziario strutturale nella capogruppo, già alle prese con domanda debole, costi in aumento, effetti valutari avversi e una struttura societaria interna giudicata troppo complessa per essere ristrutturata in tempi rapidi.

A mettere la parola fine è stata la richiesta di rimborso dei prestiti avanzata dai creditori la scorsa settimana. Secondo la stampa tedesca, i principali finanziatori sono Deutsche Bank e tre fondi londinesi: Blantyre, RBC BlueBay e Whitebox. Un’analisi indipendente aveva quantificato in decine di milioni di euro il fabbisogno di liquidità a breve, ma nessuno si è fatto avanti. Gli azionisti Porsche AG e l’investitore austriaco Michael Tojner hanno rifiutato di immettere nuovo capitale.

Cosa finisce sotto insolvenza (e cosa no)

Le quattro istanze riguardano la capogruppo Varta AG e tutte le controllate, con due eccezioni esplicite. Resta fuori Varta Consumer Batteries, che produce pile per uso domestico e power bank. Ed è totalmente estranea alla procedura Clarios LLC, la società che detiene i diritti esclusivi sul marchio VARTA Automotive: le batterie per auto che portano quel logo non sono toccate dalla crisi, come ha tenuto a precisare Clarios in una nota riportata da HDmotori.

Dentro la procedura c’è invece Varta Storage, che raggruppa il business dello storage solare e dei sistemi di gestione energetica, con produzione a Nördlingen, vicino ad Augsburg. Lo stabilimento bavarese, dove lavorano circa 350 dipendenti, è destinato alla chiusura a ottobre 2026.

La formula scelta è l’insolvenza auto-amministrata (in tedesco Eigenverwaltung): il management resta in carica e le attività proseguono senza interruzioni. Produzione, assistenza, consegne e stipendi sono garantiti. Il tribunale di Stoccarda ha nominato come supervisore l’avvocato Tobias Wahl.

I numeri del tracollo e il nodo occupazione

I dati sull’organico divergono leggermente tra le fonti. PV Magazine indica circa 3.300 dipendenti attuali, mentre Sky TG24 cita un dato aziendale di 3.260 persone, molte concentrate nella sede di Ellwangen. QuotedBusiness riporta invece 4.000 dipendenti nel mondo: la differenza potrebbe derivare dall’inclusione di personale all’estero o da arrotondamenti. Il bilancio 2024, l’ultimo disponibile, mostra un fatturato di 793 milioni di euro e una perdita di 64,5 milioni, con un margine negativo superiore all’8%.

Già nel 2024 Varta aveva completato un piano di ristrutturazione che aveva azzerato i vecchi azionisti e portato i creditori a rinunciare a parte dei crediti. Ad aprile 2026 l’azienda aveva dichiarato concluso il risanamento. Il crollo è arrivato poche settimane dopo, dimostrando quanto la dipendenza da un singolo grande cliente — Apple — rendesse fragile l’architettura finanziaria anche dopo la cura dimagrante.

Batterie europee: il contraccolpo oltre Varta

La vicenda Varta non è un incidente isolato. Nel comparto europeo delle batterie si erano già registrate le difficoltà della svedese Northvolt, e ora il caso tedesco conferma la pressione competitiva dei produttori asiatici, cinesi e sudcoreani in testa. Mentre l’Unione Europea accelera su Green Deal e Critical Raw Materials Act per costruire una filiera autonoma, il tracollo di un nome storico come Varta mostra che la partita è tutt’altro che vinta.

Sul tavolo c’è già un’ipotesi di spacchettamento: i creditori guidati da Deutsche Bank punterebbero a rilevare il business delle batterie per uso domestico, mentre Michael Tojner sarebbe interessato alla divisione microbatterie (apparecchi acustici e altri dispositivi). La produzione di CoinPower per Apple terminerà a novembre; lo stabilimento di Nördlingen chiuderà a ottobre. L’insolvenza auto-amministrata dà ossigeno, ma il destino del gruppo si giocherà sulla capacità di attrarre un acquirente per i pezzi ancora in salute prima che la cassa si prosciughi del tutto.

Fonti

• Pv-magazine.com
• Telenord.it
• Tg24.sky.it
• Hdmotori.it
• Quotedbusiness.com