Solare

Un pacchetto firmato il 30 settembre 2026 sposta la politica energetica della California verso ciò che è già installato nelle case dei consumatori. Gavin Newsom ha approvato le leggi sui virtual power plant (VPP) e sul solare da balcone, ma ha affossato con un veto il quadro statale sul community solar. La scelta privilegia la rete esistente e le batterie domestiche: chi non ha un tetto di proprietà resta ai margini.

Cosa prevedono le leggi firmate su VPP e rete

Le due norme sui virtual power plant, SB 905 e SB 913, entrambe del senatore Josh Becker, puntano a contenere le bollette elettriche coordinando batterie domestiche, termostati intelligenti e veicoli elettrici al posto di nuova infrastruttura di rete. SB 905 istituisce una metrica di utilizzo della rete di distribuzione e trasmissione, obbliga le maggiori utility a misurarla e apre la strada alla CPUC per fissare obiettivi obbligatori di utilizzo. SB 913 incarica la Commissione di definire una metodologia di valutazione per i VPP composti da batterie presso i clienti che esportano in rete durante i momenti di stress.

Storicamente le flotte di dispositivi dei clienti erano limitate nel mercato Resource Adequacy (RA) dello stato, con credito solo per la riduzione dei consumi di una singola abitazione. La CPUC ha tempo fino al 30 giugno 2028 per finalizzare le regole che danno ai VPP un percorso competitivo accanto alle centrali a gas.

"Le batterie dei clienti stanno già spostando il consumo elettrico dalle ore più costose per le utility, ma queste nuove leggi porteranno il tutto a un altro livello, facendo operare le batterie come una rete in grado di colpire con più precisione le ore in cui i costi aumentano", ha dichiarato Brad Heavner, direttore esecutivo della California Solar and Storage Association (CALSSA).

Balcony solar: 1.200 watt senza interconnessione

Il SB 868, noto come Plug and Play Solar Act, autorizza i residenti a installare piccoli sistemi fino a 1.200 watt (AC) sull'impianto elettrico dell'edificio, esentandoli dall'interconnessione alla rete di distribuzione. I sistemi devono essere certificati UL o equivalenti e spegnersi automaticamente durante i blackout per evitare problemi elettrici. In California circa 14 milioni di unità abitative in affitto, pari al 40% delle famiglie, potrebbero beneficiarne.

La California si unisce a Utah, Colorado, Maryland, Virginia, Vermont, Connecticut, New Hampshire e Maine nell'autorizzare il solare plug-in senza approvazione delle utility. In Europa la Germania guida con oltre 1 milione di installazioni da balcone rilevate a giugno 2025.

Il veto su AB 1813 e il conflitto sulle stime

Il veto ha colpito AB 1813, il Community Renewable Energy Program Act of 2026 firmato dall'assembleare Chris Ward. Il testo avrebbe creato un quadro statale per il community solar, con abbonamenti a impianti condivisi e crediti in bolletta. Prevedeva tetti di 5 MW di generazione e 5 MW di BESS per singolo progetto, un limite complessivo di 4 GW o sette anni di iscrizioni.

Presentato al governatore il 14 settembre, AB 1813 è stato bocciato il 30. Newsom lo ha definito "strutturalmente difettoso" e ha scritto che "richiederebbe di fatto un prezzo amministrato per la generazione di energia superiore al valore che questa porta alla rete", citando una stima dell'ufficio Public Advocates Office di 1,5 miliardi di dollari annui di costi aggiuntivi per i contribuenti.

Le stime in campo indicano direzioni opposte. Il costo annuo di 1,5 miliardi equivale a 30 miliardi in 20 anni, contro i 6,5 miliardi di risparmi che, secondo l'analisi di Aurora Energy Research citata da Aaron Halimi, fondatore e CEO di Renewable Properties, AB 1813 avrebbe garantito nello stesso arco di tempo. Uno studio della UCLA aveva stimato 4,6 miliardi di risparmi potenziali in 20 anni, valore mai riconosciuto dalla CPUC.

Sul totale dei 1.160 bills arrivati sulla scrivania di Newsom nella sessione 2026 secondo pv magazine USA (circa 1.200 per Energy-Storage.News, discrepanza dovuta a una stima approssimativa del conteggio), l'energia ha pesato con pochi provvedimenti: firmati anche AB 864 sui pannelli dismessi, AB 1156 sulla riconversione di terreni agricoli in impianti solari e AB 2493 sul monitoraggio delle trasmissioni.

Cosa cambia per chi opera sulla rete

Presi insieme, SB 905 e SB 913 disegnano un modello in cui la rete californiana conta di più sulle risorse già installate. Per un operatore di distribuzione significa dover rendere conto della capacità inutilizzata dei circuiti, molti dei quali saturati solo poche ore all'anno. Per un proprietario di batteria domestica significa la possibilità di essere aggregato e valutato per servizi di rete, un ruolo prima negato nel mercato RA. Il paradosso è nel calendario: la stessa amministrazione ha bloccato in agosto il rifinanziamento del Demand Side Grid Support (DSGS), il programma VPP che nel 2025 aveva iscritto oltre 1 GW di batterie dei clienti, proprio mentre firmava le norme che quei VPP dovrebbero valorizzare.

Fonti

• pv magazine USA
• Energy-storage.news

Il solare comunitario statunitense perde la sua associazione dedicata e la ritrova dentro la più grande del settore. SEIA (Solar Energy Industries Association) e CCSA (Coalition for Community Solar Access) hanno annunciato il 16 settembre 2026 la fusione: da inizio ottobre, il team, le risorse e il lavoro di policy della Coalition for Community Solar Access saranno integrati nella Solar Energy Industries Association, dopo l'approvazione dei rispettivi consigli di amministrazione. Nasce così un'unica associazione commerciale nazionale che copre ogni segmento del solare e dello stoccaggio, proprio mentre il mercato del solare comunitario si prepara a una contrazione proiettata dagli analisti.

Un'unica associazione per tutti i segmenti del solare

Con la fusione, SEIA diventa l'unica associazione commerciale nazionale statunitense a rappresentare ogni segmento del solare e dello stoccaggio. La CCSA porta in dote oltre 100 membri tra sviluppatori di solare comunitario, organizzazioni non profit e aziende collegate, insieme a un'attività di advocacy legislativa e regolatoria costruita in un decennio.

Le due organizzazioni hanno storie molto diverse. SEIA è stata fondata nel 1974 ed è la più grande associazione commerciale nazionale del solare e dello stoccaggio, con un ruolo nella crescita dei segmenti utility-scale, commerciale e residenziale. La CCSA è stata fondata nel 2015 secondo pv magazine USA, e ha operato come associazione commerciale nazionale del solare comunitario e dello stoccaggio dal 2016 secondo Renewable Energy World. Prima dell'annuncio, le due sigle avevano già una significativa sovrapposizione di iscritti, il che ha reso la fusione un passaggio quasi naturale.

"Portando la CCSA dentro la SEIA, creiamo una voce più forte e più unita per l'industria del solare e dello stoccaggio", ha dichiarato Tim Pawlenty, CEO di SEIA ed ex governatore del Minnesota. "Insieme costruiremo sul successo della CCSA e diventeremo un sostenitore più potente per ogni segmento del settore."

Perché la fusione arriva ora: il solare comunitario dopo il picco del 2024

La fusione cade in un momento delicato per il segmento che la CCSA rappresentava. Le installazioni di solare comunitario hanno toccato il picco nel 2024 e il mercato è proiettato a calare del 12% all'anno a partire dal 2028, con un forte calo dei volumi nel 2031, quando gli sviluppatori dovranno adattarsi al finanziamento dei progetti dopo i crediti fiscali. Le modifiche introdotte dal One Big Beautiful Bill Act hanno spinto gli analisti a ridurre le stime sui volumi installati futuri.

La CCSA si era costruita un profilo preciso su questi temi: la sua Policy Roadmap pubblicata nel 2024, il lavoro sulla modernizzazione della rete e l'advocacy per garantire l'accesso al solare alle comunità a basso e medio reddito. "Poco più di dieci anni fa la CCSA è nata per creare maggiore accesso al solare per tutti gli americani", ha detto Jeff Cramer, CEO uscente dell'organizzazione. "Oggi, mentre il potere distribuito di comunità è diventato una delle soluzioni più credibili per l'accessibilità economica e l'affidabilità della rete, è cresciuta anche la necessità di maggiore scala, risorse e competenze. Sono profondamente orgoglioso del lavoro che abbiamo fatto, del team che abbiamo costruito e dell'industria che abbiamo contribuito a plasmare."

La critica a SEIA e il peso del solare utility-scale

La fusione risponde anche a una critica che accompagna SEIA da anni. Negli ultimi tempi alcuni critici hanno definito l'associazione una "voce dei produttori solari cinesi", sostenendo che non abbia fatto abbastanza per proteggere le aziende americane. Altri hanno rilevato che SEIA ha mostrato maggiore attenzione al segmento utility-scale rispetto a residenziale e comunitario: secondo Renewable Energy World, la fusione con la CCSA dovrebbe affrontare proprio questo punto.

Il contesto in cui avviene l'operazione è ambivalente. Nella prima metà del 2026 solare e stoccaggio hanno rappresentato più del 70% delle nuove aggiunte alla rete statunitense, e solo nel secondo trimestre 2026 il solare ha aggiunto 11,4 gigawatt di nuova capacità. L'industria era cresciuta del 128% durante il primo mandato di Trump ed è poi fiorita con le disposizioni dell'Inflation Reduction Act di Biden. Ma la seconda amministrazione Trump ha colpito il settore con tariffe ondivaghe, clausole ambigue sulla proprietà estera dei progetti, crediti fiscali in via di sparizione, stretta sul polysilicon di importazione e permessi rallentati.

Cosa cambia per chi sviluppa solare comunitario

Per i 100 e più membri della CCSA l'interlocutore resta quello federale, ma cambia di scala: passano da un'associazione fondata nel 2015 a una nata nel 1974, con una rete di risorse più ampia per incidere sulle politiche statali e federali. Tra il picco del mercato nel 2024 e l'avvio del declino previsto nel 2028 passano quattro anni; la fusione si chiude nell'ottobre 2026, poco prima della metà di questo arco temporale. Considerando il forte calo dei volumi atteso per il 2031, gli sviluppatori hanno davanti circa cinque anni per rivedere il finanziamento dei progetti. La finestra in cui la nuova associazione potrà pesare sulle regole è quindi stretta: le decisioni su accesso alla rete e crediti fiscali che determineranno il mercato post-2028 vengono prese prima che quel declino si materializzi.

Per il resto del settore, la fusione elimina una voce separata nel dibattito pubblico: il solare comunitario non avrà più un portavoce dedicato, ma condividerà la rappresentanza con utility-scale, commerciale e residenziale. Il test sarà capire se un'unica organizzazione riuscirà a tenere insieme interessi che, come le critiche degli ultimi anni hanno mostrato, non sempre coincidono.

Fonti

• Renewable Energy World
• pv magazine USA
• Solar Power World

La Solar Energy Corp. of India (SECI) ha assegnato l’intera capacità di 1 GW di energia rinnovabile firm e dispacciabile su base 24 ore su 24 a una tariffa minima di 5,25 ₹/kWh (circa 0,055 $/kWh). Il prezzo, raggiunto in questa asta per progetti obbligatoriamente abbinati a sistemi di accumulo, segnala un salto di competitività: portare energia pulita e programmabile a costi paragonabili a quelli delle nuove centrali termiche non è più un obiettivo di medio periodo, ma una realtà commerciale.

L’operazione impone ai developer di costruire, possedere e gestire impianti rinnovabili connessi alla rete di trasmissione interstatale (ISTS), garantendo una fornitura stabile per 25 anni attraverso power purchase agreement con SECI. La rigidità dei requisiti — con rapporti di adempimento della domanda (DFR) del 90% nelle ore di punta, 80% in quelle fuori punta (rilassabili al 70% per due mesi solari qualsiasi tra luglio e settembre) e un DFR annuo sempre al 90% — replica di fatto il profilo operativo di una centrale termica convenzionale, spostando l’asticella per l’affidabilità delle fonti rinnovabili.

La gara FDRE round-the-clock: struttura e obblighi

La SECI ha disegnato il bando per contratti sulla potenza impegnata (MW), non sull’energia effettivamente consumata. I vincitori devono allestire progetti rinnovabili con sistemi di accumulo (batterie o altre forme di storage) in configurazione build-own-operate e assicurare il rispetto dei DFR nelle ore di punta, fuori punta e su base annua. La logica è costringere il fotovoltaico e l’eolico a comportarsi come una fonte programmabile, compensando l’intermittenza con l’accumulo e il dispacciamento.

I contratti di acquisto venticinquennali con SECI verranno poi girati dall’ente centrale agli enti acquirenti in India, creando un mercato wholesale per energia certificata “firm” che può sostituire quote di generazione fossile senza compromettere la stabilità della rete.

I vincitori e le capacità aggiudicate

Sei sviluppatori si sono aggiudicati la fornitura alla tariffa minima di 5,25 ₹/kWh:

• Kengeri Prime Solar: 180 MW
• Resolven Four Energy: 150 MW
• Hexa Climate Solutions: 150 MW
• Hero Solar Energy: 120 MW
• EMIF II Holding: 100 MW
• Purvah Green Power: 70 MW

Complessivamente, queste aziende coprono 770 MW sui 1.000 messi a gara. La capacità residua, pari a 230 MW, è andata a Juniper Green con un’offerta di 5,26 ₹/kWh, appena un centesimo di rupia sopra il prezzo più basso.

L’asta ha quindi assegnato il 77% del volume alla medesima tariffa minima e il restante 23% a un prezzo praticamente identico. Calcolando la media ponderata sui dati ufficiali — (770 × 5,25 + 230 × 5,26) / 1.000 — si ottiene un valore di circa 5,252 ₹/kWh, che conferma un esito quasi uniforme e senza dispersioni di prezzo al rialzo.

Cosa significa per il mercato indiano dell’energia

Il risultato dimostra che l’accoppiata rinnovabile-storage in India ha raggiunto una maturità di costo tale da permettere a un’intera pipeline da 1 GW di essere aggiudicata in una fascia inferiore ai 5,3 ₹/kWh. Per un sistema elettrico che punta a una profonda integrazione di capacità rinnovabile entro il 2030, la possibilità di disporre di energia firm a prezzi competitivi è la condizione per ridurre la dipendenza dal carbone senza mettere a rischio la continuità del servizio.

L’elevata omogeneità delle offerte suggerisce inoltre che i developer stanno convergendo su tecnologie e strutture finanziarie standardizzate: batterie, ottimizzazione del mix solare-eolico e contratti di fornitura a lungo termine rappresentano ormai un modello replicabile. Il fatto che sei operatori diversi abbiano quotato lo stesso prezzo indica che il settore ha già internalizzato i costi dello storage e delle garanzie di performance, superando la fase di sperimentazione.

La continua discesa dei costi accelera la transizione del subcontinente verso un sistema elettrico decarbonizzato ma affidabile. Se questa tendenza proseguirà, l’India potrà centrare i propri obiettivi di capacità non fossile senza bisogno di sussidi strutturali alla fonte.

Due nuovi impianti in Idaho per un totale di 525 MW — uno già in funzione, l’altro in costruzione — segnano l’ingresso di rPlus Energies oltre la soglia del gigawatt di portfolio solare e storage nello stato. La doppia milestone, annunciata il 22 luglio 2026, immette nel mercato dell’Idaho una capacità di generazione paragonabile a quasi un quinto di tutta la nuova potenza solare prevista nei prossimi cinque anni, accelerando un’espansione che sta ridisegnando il mix elettrico regionale.

Due progetti, 525 MW e oltre 750 milioni di investimento

Il developer con sede a Salt Lake City ha completato il commissioning di Pleasant Valley Solar 2, un impianto da 125 MWac, e ha contestualmente avviato la costruzione del Blacks Creek Energy Center da 400 MWac nella contea di Ada. L’investimento complessivo supera i 750 milioni di dollari e porta il footprint di rPlus in Idaho — tra asset operativi, in costruzione e sotto contratto — oltre il gigawatt.

Entrambi gli impianti forniranno elettricità a Idaho Power nell’ambito di accordi di lungo termine. La utility regionale sta spingendo su un portafoglio bilanciato di risorse per rispondere a una domanda in crescita, e questi due progetti ne rappresentano il tassello solare più consistente entrato in pipeline nel 2026.

L’Idaho accelera sul solare: 2.740 MW previsti in cinque anni

I due progetti si inseriscono in una fase di rapida espansione del fotovoltaico nello stato. Secondo i dati SEIA (Solar Energy Industries Association), l’Idaho ha raggiunto 1.301 MWdc di capacità solare installata, classificandosi al 34° posto a livello nazionale, con oltre 2 miliardi di dollari di investimenti cumulati. Il solare copre attualmente circa il 9% dell’elettricità generata nello stato — una quota destinata a salire con i 2.740 MW di nuova capacità attesi entro il 2031, che collocano l’Idaho al 29° posto per prospettiva di crescita.

Numeri che spiegano perché operazioni come quella di rPlus non siano semplici puntate isolate, ma tasselli di un’infrastruttura in via di ridisegno. A trainare l’espansione è anche la spinta della utility sullo storage: Idaho Power ha in programma un progetto da 300 MW di accumulo entro fine 2026 e un obiettivo di lungo termine di 1.685 MW al 2040, in uno stato che già oggi conta 1.721 MWh di capacità di storage (nono a livello nazionale).

Borse di studio e gettito fiscale: l’impatto locale dei progetti

Oltre all’energia, i due impianti portano un significativo ritorno economico locale. L’Idaho applica un’aliquota del 3,5% sui ricavi lordi dell’energia solare, che si tradurrà in entrate fiscali di lungo periodo per lo stato e le amministrazioni locali. I cantieri genereranno centinaia di posti di lavoro temporanei, più posizioni permanenti una volta completati gli impianti.

Sul fronte della formazione, i partner di Pleasant Valley Solar 2 hanno stanziato 375.000 dollari in borse di studio per lo sviluppo della forza lavoro, destinate a studenti della Boise State University e del College of Western Idaho. Un’iniezione mirata a costruire le competenze tecniche che serviranno al settore nei prossimi anni.

«Pleasant Valley Solar 2 e Blacks Creek Energy Center sono essenziali per sostenere la crescita economica continua dell’Idaho», ha dichiarato Luigi Resta, Presidente e CEO di rPlus Energies. «Siamo orgogliosi di quanto abbiamo costruito e continuiamo a costruire in Idaho, e ancora di più delle partnership che lo hanno reso possibile».

Anche Lisa Grow, Presidente e CEO di Idaho Power, ha sottolineato il valore strategico dei progetti: «Con l’aumento del fabbisogno energetico dell’Idaho, abbiamo bisogno di un portafoglio bilanciato di risorse. Apprezziamo la solida partnership con rPlus Energies e il ruolo che questi progetti giocheranno nel fornire energia affidabile e accessibile ai nostri clienti e alle nostre comunità».

I 525 MW di rPlus nel contesto della pipeline Idaho

Considerando i 2.740 MW di nuovo solare previsti da SEIA nei prossimi cinque anni, i 525 MW messi in campo da rPlus rappresentano circa il 19% della crescita attesa. Un contributo singolo rilevante, che arriva da un developer finanziato da investitori istituzionali come Sandbrook Capital e Gardner Group e focalizzato su utility-scale solare, eolico, batterie e pompaggi idroelettrici.

Il dato sullo storage aggiunge una chiave di lettura: Idaho Power mira a raggiungere 1.685 MW di accumulo al 2040, rispetto ai 1.721 MWh di capacità attuale; nel breve termine, la utility ha programmato 300 MW di storage entro fine 2026. L’accoppiata solare-batterie sta diventando l’architrave della nuova capacità di generazione nello stato, e i progetti di rPlus si innestano esattamente in questa traiettoria.

Fonti

• pv magazine USA
• Solar Power World

European Energy ha raggiunto la chiusura finanziaria per aggiungere un sistema di accumulo a batteria da 40 MW/80 MWh al Mokoan Solar Farm, l’impianto fotovoltaico da 58 MW operativo nel nord del Victoria dal giugno 2025. L’operazione, sostenuta da un pacchetto di finanziamento non-recourse da 110 milioni di dollari australiani (77 milioni USD) erogato da Deutsche Bank, rifinanzia il debito esistente sul parco solare e copre la costruzione del sistema AC-coupled. È il secondo closing finanziario per il gruppo danese in Australia nel giro di tre settimane, ma Mokoan sarà il primo progetto ibrido a entrare effettivamente in esercizio.

Come Deutsche Bank ha strutturato l’accordo

La banca tedesca ha messo a disposizione un term facility, strumenti di copertura e ancillary facility, trasformando il finanziamento iniziale della sola componente solare – concesso da NORD/LB Singapore sotto principi di green loan – in una struttura integrata per la configurazione ibrida. Rachel Chia, responsabile project finance APAC di Deutsche Bank, ha spiegato il senso dell’intervento: «Questa transazione dimostra la nostra capacità di offrire soluzioni di finanziamento integrate lungo l’intero ciclo di vita del progetto, supportando i clienti nello sviluppo di infrastrutture energetiche critiche». Dal 2019 la banca ha finanziato oltre 12 GW di asset rinnovabili in Australia.

Accumulo: pilastro della strategia australiana

«Le batterie sono una parte fondamentale della nostra strategia. Hanno il potenziale per massimizzare i nostri asset rinnovabili fornendo più energia quando serve davvero, e prevediamo di aggiungerle alla maggior parte dei nostri siti nei prossimi anni». Così Catriona McLeod, managing director di European Energy Australia, riassume il piano industriale che fa leva su una pipeline locale di circa 10 GW. Il sistema di accumulo da due ore di Mokoan entrerà in costruzione a breve e sarà messo in servizio entro la metà del 2027, affiancandosi al parco solare che produce circa 113 GWh all’anno con il sostegno del Capacity Investment Scheme governativo.

Mokoan è solo il primo tassello. Tre settimane prima, European Energy aveva chiuso il finanziamento per Winton North, impianto da 130 MW solari e 100 MW/220 MWh di batterie, sostenuto da Commerzbank e Société Générale e coperto – come Mokoan – da un power purchase agreement con Amazon Web Services. Complessivamente, l’accordo con Amazon supera i 170 MW di capacità e include anche il progetto fotovoltaico Bullyard da 97 MW in Queensland.

Jens Peter Zink, deputy CEO del gruppo, legge in queste operazioni un segnale per gli investitori: «Gli asset che combinano produzione stabile e flessibilità operativa sono sempre più attraenti per gli investitori istituzionali, e l’Australia resta un pilastro della nostra crescita di lungo termine».

L’Australia e l’accelerazione dell’ibrido

La chiusura di Mokoan non è un caso isolato: nell’anno fiscale 2026 l’Australia ha connesso 9,1 GW di nuova capacità di generazione e storage, più del doppio rispetto all’anno precedente, e 2,4 GW di impianti solari esistenti hanno avviato o completato l’integrazione di sistemi a batteria. Il modello ibrido si sta normalizzando a livello di rete, e il Victoria diventa il laboratorio in cui European Energy sta convertendo il proprio portafoglio: dal finanziamento mono-tecnologica a pacchetti integrati che coprono l’intero ciclo di vita solare-accumulo.

Con due closing finanziari nel giro di meno di un mese e contratti di lungo termine con grandi acquirenti corporate, il gruppo danese trasforma ogni nuovo parco solare in un hub di flessibilità operativa. La prossima tappa, l’avvio dei cantieri della batteria a Mokoan, darà la prima verifica concreta della strategia.

Fonti

• ESS News
• Energy Storage News