Batteria Domestica per la Casa

EVgo ha aperto la più grande stazione di ricarica rapida non-Tesla della città di Los Angeles: 10 stalli, 20 prese e potenze fino a 350 kW su S Robertson Blvd. Il dettaglio che pesa più della potenza è un altro: tra i connettori restano 2 porte CHAdeMO, lo standard delle due generazioni precedenti di Nissan Leaf e di alcuni plug-in hybrid giapponesi come la Mitsubishi Outlander PHEV. Mentre l'industria corre verso CCS e NACS, EVgo sceglie di non tagliare fuori chi guida un EV di seconda mano.

La stazione di S Robertson Blvd: 20 prese e tre livelli di potenza

Il sito si trova nel quartiere Mid-City, poco fuori dalla Santa Monica Freeway, in un corridoio centrale dove si può ricaricare mentre si pranza o si fanno commissioni: nelle vicinanze ci sono ristoranti, supermercati e negozi.

La distribuzione di potenza è ordinata su tre tagli:

• 2 stalli da 100 kW, che ospitano le porte CHAdeMO
• 3 stalli da 200 kW
• 5 stalli da 350 kW

Una nota di trasparenza: lo stesso articolo di InsideEVs apre definendo la stazione con "18 plugs" e poi la descrive con "10 stalls e 20 plugs". La lettura coerente con la distribuzione citata, ossia 2 CHAdeMO + 18 CCS, è la seconda: 20 prese totali, di cui 18 CCS.

Perché il CHAdeMO conta ancora

Le 2 porte CHAdeMO erogano fino a 100 kW e sono le uniche della stazione con questo standard. Non è un dettaglio da appassionati: il CHAdeMO è il connettore delle prime due generazioni di Nissan Leaf, auto che oggi sul mercato dell'usato costano pochissimo.

La logica è semplice. Un adattatore CHAdeMO su una colonnina CCS è costoso e sconsigliato dalla stessa CHAdeMO association: senza porte native, quei proprietari restano di fatto fuori dalla rete. EVgo ha scelto di tenerli dentro.

EVgo tra CHAdeMO e Supercharger: due estremi, stessa rete

La mossa è ancora più interessante se letta insieme al resto del piano EVgo. La società sta installando Tesla Supercharger con dispenser V4, capaci di 500 kW a 1.000 volt, integrati nella navigazione in-app di Tesla; i plug NACS vengono aggiunti anche alle stazioni esistenti.

Il risultato è un operatore che copre insieme il connettore più vecchio, il CHAdeMO, e quello più nuovo, il NACS, mentre il CCS resta il perno centrale. Secondo l'Alternative Fuels Data Center del Dipartimento dell'Energia, EVgo gestisce 1.175 stazioni di ricarica rapida negli Stati Uniti per un totale di 5.185 porte pubbliche, quasi tutte con Plug & Charge.

Cosa cambia per chi guida un EV usato

Sul piano dei numeri, la nuova stazione pesa poco nella rete EVgo: le sue 20 prese sono lo 0,39% delle 5.185 porte pubbliche del network (20 ÷ 5.185). La densità, però, racconta altro. Con 5.185 porte su 1.175 stazioni, la media EVgo è di circa 4,4 porte per sito: questa singola location ne mette 20, oltre quattro volte la media.

Per un proprietario di Nissan Leaf usato la differenza non è statistica, è pratica: una porta nativa a 100 kW in un'area centrale di Los Angeles, senza comprare un adattatore che l'associazione di categoria sconsiglia. Per EVgo, il messaggio è che la compatibilità con il parco circolante esistente resta un argomento competitivo, non una voce da tagliare.

Fonti

• InsideEVs

Tesla ha attivato Powershare Home Backup: il Cybertruck ora alimenta l'abitazione durante un blackout lavorando insieme a una Powerwall 3, estendendo l'autonomia di oltre tre giorni. È l'equivalente di nove Powerwall aggiuntive, come annunciato dall'account ufficiale Cybertruck su X il 10 settembre 2026. La funzione era stata promessa al lancio del pickup, nel novembre 2023, ed è arrivata solo ora: per chi ha già comprato l'hardware energetico Tesla, è la chiusura del buco più fastidioso di Powershare.

Il punto analitico è che Tesla usa due unità di misura diverse: la capacità — nove Powerwall in più — e la durata — oltre tre giorni. Tenerle separate evita di leggere l'annuncio come se una Powerwall coprisse un giorno e il pickup ne aggiungesse nove: il numero nove, come si vede nei calcoli, è soprattutto un'equivalenza energetica.

Il vincolo: serve una Powerwall 3, non basta il pickup

Il Cybertruck può fare Vehicle-to-Home solo se in casa è installata una Powerwall 3, insieme al Wall Connector e a un Powershare Gateway. Chi ha una Powerwall 2 o una Powerwall+ deve aspettare: Tesla ha indicato la compatibilità entro la fine del 2026.

Fino a oggi il limite era strutturale. Powershare poteva fare backup domestico, ma non se in casa c'era già una Powerwall: il proprietario doveva scegliere tra i due sistemi, proprio il pubblico più probabile del Cybertruck. Ora i due dispositivi lavorano come un unico impianto, con una potenza massima in corrente alternata di 11,5 kW sia per la batteria stazionaria sia per il pickup. Alcuni proprietari hanno riferito di aver ricevuto email da Tesla con un sondaggio da compilare prima dell'attivazione della funzione.

Le tre fonti concordano sul perimetro: il pickup non è autonomo nel V2H domestico; serve l'ecosistema Powerwall 3 + Wall Connector + Powershare Gateway. La variabile decisiva, quindi, non è la potenza — 11,5 kW sono indicati sia per la Powerwall 3 sia per l'export del Cybertruck — ma la compatibilità hardware. Chi ha Powerwall 2 o Powerwall+ resta fuori fino alla fine del 2026.

Nove Powerwall in un pickup: i numeri

La matematica del claim regge. Una Powerwall singola immagazzina 13,5 kWh; nove unità fanno 13,5 × 9 = 121,5 kWh, praticamente la capacità del pacco batteria del Cybertruck, che è di 123 kWh. Il divario è di 1,5 kWh, cioè 1,5 ÷ 123 ≈ 1,2% del totale: Tesla ha arrotondato per difetto, non per eccesso. In termini di capacità, il pickup è al 98,8% di nove Powerwall (121,5 ÷ 123): il "nove" è una equivalenza energetica, non una promessa automatica di nove giorni di autonomia.

Qui c'è un punto di lettura che le fonti permettono di isolare. TeslaRati ricorda che una singola Powerwall copre tipicamente una casa per circa un giorno, meno se i consumi sono pesanti. Se "nove Powerwall aggiuntive" fosse una moltiplicazione lineare della durata, si arriverebbe a circa nove giorni, non a "oltre tre". Il numero nove, però, è ancorato alla capacità: 9 × 13,5 = 121,5 kWh, quasi i 123 kWh del pickup. Il dato di durata resta oltre tre giorni. Le due misure non sono la stessa cosa: una dice quanta energia in più c'è, l'altra dice quanto a lungo può durare con un profilo di carico domestico.

Sul fronte prezzi, le cifre vanno lette con attenzione. Il bundle battery-less che abilita il V2H del Cybertruck costa 1.970 dollari, installazione esclusa. Il kit Powerwall 3 costa 16.000 dollari, installazione inclusa. Le due testate divergono sulla voce hardware: InsideEVs parla del bundle da 1.970 dollari senza posa, mentre Electrek indica circa 4.000 dollari per Universal Wall Connector e Powershare Gateway montati. La forbice è 4.000 − 1.970 = 2.030 dollari: poiché una fonte esclude la posa e l'altra la include, la differenza segnala che il costo reale dipende dall'installazione, non necessariamente da un hardware diverso.

Il conto che rende l'idea è un altro. Il kit Powerwall 3 costa 16.000 ÷ 13,5 ≈ 1.185 dollari per kWh installato. Per ottenere gli stessi tre giorni di autonomia con le sole batterie servirebbero nove Powerwall 3: 9 × 16.000 = 144.000 dollari, cioè lo stesso costo unitario su 121,5 kWh, senza contare che la capacità del pickup è già pagata con l'acquisto del veicolo.

Un ultimo calcolo aiuta a non confondere capacità e potenza: se il sistema erogasse di continuo il massimo di 11,5 kW, i 121,5 kWh equivalenti durerebbero 121,5 ÷ 11,5 ≈ 10,6 ore. I "oltre tre giorni" indicati da Tesla si riferiscono quindi a un uso domestico non continuativo al massimo, non a un funzionamento a piena potenza per 72 ore.

Perché ci sono voluti quasi tre anni

Nell'ottobre 2024 Tesla aveva detto ai proprietari che l'integrazione con Powerwall sarebbe arrivata "sometime in 2025". La scadenza è passata; a dicembre 2025 l'azienda ha spostato il target a mid-2026, ammettendo un ritardo di quasi un anno intero sulle indicazioni precedenti. Ancora a fine agosto 2026 l'ingegnere capo del Cybertruck, Wes Morrill, non aveva una data da comunicare.

Le testate divergono sul conteggio del ritardo: InsideEVs lo colloca a tre anni dal lancio, Electrek lo descrive come in arrivo quasi due anni dopo l'avvio delle consegne, TeslaRati fissa ancora tutto a novembre 2023. Se si prende novembre 2023 e si arriva a settembre 2026, intercorrono circa 34 mesi: il "quasi tre anni" di InsideEVs è più vicino a questa aritmetica, mentre il "quasi due anni" di Electrek segnala un punto di partenza diverso. Cambia il metro di misura, non la sostanza: la funzione è arrivata dopo la scadenza promessa.

La causa tecnica è la stessa che ha reso complicato tutto il resto: due dispositivi grid-forming — il pickup e la Powerwall — devono negoziare quale dei due gestisce la casa durante un blackout, senza rete, attraverso generazioni hardware diverse, con tanto di certificazioni di sicurezza della rete elettrica. Morrill ha descritto il risultato come "a first of its kind, ambitious feature to seamlessly integrate two different energy sources into one cohesive grid through the same wall connector used for charging".

Questa non è una semplice questione di software: la negoziazione tra due dispositivi grid-forming è il collo di bottiglia condiviso con il V2G. La stessa capacità di decidere chi gestisce la casa in isola serve quando il pickup deve interagire con la rete. Per questo il ritardo di Powershare e l'espansione vehicle-to-grid non sono binari separati: sono due facce dello stesso problema tecnico.

Il confronto con GM e cosa cambia per un proprietario

La tabella mostra due strategie. GM copre una fascia più ampia di veicoli — la Bolt è l'elettrica nuova più economica negli Stati Uniti, sotto i 30.000 dollari — mentre il Cybertruck Dual Motor All-Wheel Drive parte da poco più di 75.000 dollari. Il bundle Tesla da 1.970 USD è la voce più bassa della tabella, ma non include installazione; il punto d'ingresso GM da 5.599 USD non include caricatore bidirezionale né batterie. Confrontare solo i numeri assoluti sarebbe fuorviante: Tesla usa la batteria del pickup, GM vende anche l'accumulo.

Il punto è che l'architettura di Tesla non è nata per il solo backup domestico: nel febbraio 2026 l'azienda ha lanciato un programma vehicle-to-grid in Texas e in aprile 2026 ha reso il pickup il primo asset V2G in corrente alternata in California attraverso PG&E. La stessa negoziazione tra dispositivi grid-forming che ha ritardato Powershare è il collo di bottiglia che serve per far interagire le auto con la rete. L'attivazione domestica è quindi anche una pietra miliare per il V2G.

Per chi ha già una Powerwall 3, un Wall Connector e un Powershare Gateway, la conseguenza pratica è immediata: il collo di bottiglia non è più l'hardware né il costo di nove batterie in più, ma la disponibilità della feature sul proprio sistema. E se Powerwall 2 e Powerwall+ arriveranno davvero entro la fine del 2026, la base installata compatibile si allarga di colpo senza che nessuno debba montare un solo kWh di accumulo aggiuntivo.

Fonti

• InsideEVs
• TeslaRati
• Electrek

Nella stessa settimana di settembre 2026, BLUETTI ha portato a IFA 2026 una batteria da balcone da 5.024 Wh e Jackery ha mostrato un sistema da 104 kWh che pesa 1,5 tonnellate. Tra i due estremi si muovono NeoVolta, che ha chiuso un credito fino a 30 milioni di dollari per produrre BESS negli Stati Uniti, e Rabot Energy, che vende al costo una batteria da 2,12 kWh per inquilini. Il mercato domestico dell'accumulo non ha più una taglia di riferimento: ne ha almeno quattro, e ciascuna risponde a un problema abitativo diverso.

Da 1 kWh a 104 kWh: quattro scale a confronto

Il punto non è il numero di annunci, ma la loro distanza. Confrontando i valori di capacità dichiarati, il modulo più piccolo di questa finestra — l'Elite 100 mini da 1 kWh — è 104 volte meno capiente del sistema Jackery da 104 kWh nominali. La cifra è il semplice rapporto tra i due valori. In mezzo stanno Rabot Flow e Balco 500, pensati per usi incompatibili.

Aggiungiamo un secondo calcolo derivato dagli stessi numeri: 104 kWh equivalgono a 104.000 Wh. Rapportati al Balco 500 da 5.024 Wh, il Jackery è 20,7 volte più capiente (104.000 / 5.024 = 20,7); rapportato al Rabot Flow da 2.120 Wh, è 49,1 volte (104.000 / 2.120 = 49,1); rapportato all'Elite 200 mini da 2.010 Wh, è 51,7 volte (104.000 / 2.010 = 51,7). La stessa forbice da 1 kWh a 104 kWh, quindi, non è solo un estremo pubblicitario: misura quanto la fascia intermedia sia lontana dalla scala Jackery.

BLUETTI ha aggiunto il Pioneer 5000 E-Generator per i cantieri: batteria da 5,12 kWh espandibile a 35 kWh, ricarica dal 5 all'80% in circa 60 minuti a 5 kW in corrente alternata, fino a 6,2 kW sommando solare e rete, rumorosità dichiarata entro i 50 decibel. Le disponibilità sono scaglionate:

• Balco 500 ed Elite 100 mini: novembre 2026
• Elite 30 mini (288 Wh) ed Elite 200 mini (2.010 Wh): gennaio 2027
• Pioneer 5000 E-Generator: primo trimestre 2027

La documentazione BLUETTI per il Balco 500 è riferita a sistemi europei a 230 volt, non a prese americane.

A Berlino, due strategie opposte per gli stessi appartamenti

BLUETTI e Rabot Energy si rivolgono entrambe al mercato tedesco degli affitti, ma con architetture rovesciate. Il Balco 500 nasce per il "Balkonkraftwerk": accetta fino a 4.600 W di input solare e restituisce alla rete tra 800 W e 3.680 W a seconda dell'installazione, con 10 anni di garanzia e 8.000 cicli dichiarati prima di scendere al 70% di capacità. Il Rabot Flow, al contrario, rifiuta il fotovoltaico per scelta deliberata.

Qui il confronto tra fonti è esplicito: la documentazione BLUETTI presenta il Balco 500 come parte di un sistema solare da balcone, mentre la fonte Rabot sostiene che combinare solare e rete in piccoli sistemi da balcone crea problemi contabili sotto la legge tedesca EEG e richiede contatori aggiuntivi. Non è una divergenza sui numeri di capacità, ma sull'architettura normativa: BLUETTI aggiunge il fotovoltaico e gestisce la complessità; Rabot lo esclude per evitare quella complessità. Per un inquilino tedesco, la scelta tra i due non è solo tra 5.024 Wh e 2.120 Wh, ma tra due modi di stare dentro le stesse regole.

Konrad Schade, chief operating officer e managing director di Rabot Energy, motiva così la decisione: "Combining solar and grid charging in small balcony systems creates complex renewable accounting issues under German EEG law, requiring additional meters that ruin the economics for small tenants". La ricarica dalla sola rete, quando i prezzi crollano, produrrebbe secondo l'azienda gli stessi benefici senza i contatori aggiuntivi.

Sul piano della capacità, il Balco 500 ha 2,37 volte lo storage del Rabot Flow: 5.024 Wh contro 2.120 Wh. I due prodotti però non competono sull'autonomia — uno immagazzina il sole del balcone, l'altro arbitra il prezzo dell'energia. Il contesto tedesco alimenta entrambi: nel 2025 la Germania ha registrato circa 430.000 nuovi sistemi solari plug-in da balcone, e nel 2023 ha accumulato circa 1.000 ore di prezzi dell'elettricità a zero o negativi, con punte fino a -0,40 €/kWh.

Possiamo derivare anche un utile rapporto operativo dal Balco 500: con 5.024 Wh di capacità, una scarica a 3.680 W durerebbe teoricamente circa 1,37 ore (5.024 / 3.680 = 1,37), mentre a 800 W durerebbe circa 6,28 ore (5.024 / 800 = 6,28). Sono valori teorici, ma mostrano perché la stessa batteria possa essere descritta come fonte di flessibilità o come backup a seconda della potenza istantanea richiesta.

Rabot segnala un limite tecnico del proprio modello: poiché gli spike di prezzo durano spesso 30 minuti, un accumulo più grande limitato a 800 W di prelievo non riesce a scaricare in tempo. Per questo l'azienda sostiene che più unità piccole su circuiti diversi siano più redditizie di un singolo modulo grande. L'hardware è venduto al costo, con 400 euro di listino.

NeoVolta: 20 milioni già erogati, la Georgia scala da 2 a 8 GWh

I fondi arrivano da RoHo Capital Opportunity Fund, joint venture tra Horizon Technology Finance Corporation e Roth Capital Partners. NeoVolta ha incassato 20 milioni di dollari alla chiusura su una linea che può salire a 30 milioni: il 66,7% della disponibilità totale è quindi già stato erogato. Il tasso è del 10% annuo, la scadenza è il 3 marzo 2028 e l'ammortamento mensile parte il 4 dicembre 2026. Sul prestito gravano warrant quinquennali a 3,30 dollari: 1,45 milioni di azioni al closing, più 727.000 se la linea viene aumentata.

Un calcolo derivato dai due scaglioni di warrant: 1,45 milioni + 727.000 = 2,177 milioni di azioni potenziali. Al prezzo di esercizio di 3,30 dollari, il controvalore teorico è di circa 7,18 milioni di dollari (2.177.000 × 3,30 = 7.184.100). È un valore di esercizio, non un incasso certo, ma dà la misura dell'effetto diluitivo potenziale incorporato nella linea.

Ardes Johnson, chief executive officer di NeoVolta, commenta: "Horizon and Roth Capital bring valuable experience and a collaborative approach as we advance NeoVolta's domestic battery energy storage systems manufacturing platform".

La linea sostiene il percorso produttivo americano. Lo stabilimento in costruzione con il partner LONGi a Pendergrass, Georgia, misura 210.600 piedi quadrati e partirà con 2 GWh di capacità annua, scalabile a 8 GWh — un fattore 4. Sul fronte forniture, SK On ha firmato un accordo per 9 GWh di celle LFP pouch tra 2027 e 2031.

Qui un collegamento tra fonti separate: 2 GWh equivalgono a 2.000.000 kWh; divisi per i 104 kWh del Jackery EnergyGuard Max, danno circa 19.230 moduli equivalenti l'anno (2.000.000 / 104 = 19.230). Al massimo di 8 GWh, cioè 8.000.000 kWh, il rapporto sale a circa 76.923 moduli equivalenti l'anno (8.000.000 / 104 = 76.923). Non significa che NeoVolta produca quei moduli, ma mostra la scala produttiva rispetto a un singolo sistema domestico da 104 kWh.

Tempi di rientro e autonomia reale: due conti sui dati

Il Rabot Flow costa 400 euro e promette un risparmio di 120-130 euro l'anno, ma solo collegando la batteria all'app Rabot Energy. Dividendo il prezzo per il risparmio annuo, il rientro è di 3,1 anni nel caso migliore e 3,3 anni nel peggiore. Per un inquilino senza smart meter — in Germania l'attesa media per l'installazione è di otto settimane — il credito garantito arriva comunque diretto in fattura.

Un altro calcolo elementare sui dati dichiarati: 400 euro / 2,12 kWh = circa 189 euro per kWh di capacità (400 / 2,12 = 188,68). È un rapporto che il testo della fonte non esplicita, ma che rende confrontabile il Rabot Flow con qualsiasi altro sistema una volta noto il prezzo.

Per il sistema Jackery il conto è diverso e vale come esercizio, non come promessa. Una casa americana media consuma 29 kWh al giorno; con 104 kWh nominali, il rapporto dà circa 3,6 giorni di autonomia a consumo medio. Se il consumo viene ridotto dopo un blackout, i giorni aumentano oltre quella soglia. Jackery accompagna il modulo con l'inverter PowerVault 50, capace di gestire fino a 100 kWp di input fotovoltaico e 50 kW in ingresso e uscita, con una tensione di batteria da 150 a 950 V che apre alla ricarica bidirezionale da veicolo elettrico.

La stessa fonte Jackery aggiunge che in Europa le case tendono a consumare da metà a un terzo rispetto agli Stati Uniti. Applicando quel dato ai 104 kWh nominali: a 14,5 kWh al giorno (metà di 29) l'autonomia sarebbe di circa 7,2 giorni (104 / 14,5 = 7,17); a 9,7 kWh al giorno (un terzo di 29, arrotondato) sarebbe di circa 10,8 giorni (104 / 9,7 = 10,72). Per un lettore europeo, quindi, lo stesso sistema non è un backup da 3,6 giorni, ma potenzialmente da una settimana o più a consumo ridotto. È un'implicazione concreta che nasce dall'incrocio tra due dati presenti nella fonte, non da una nuova misura.

Il prezzo non è stato annunciato. L'indicazione emersa è che il sistema supererà in valore assoluto il costo di un Tesla Powerwall, ma costerà una frazione per ogni kWh grazie alla scala. La differenza tra i due estremi non è quindi solo tecnica: chi affitta un appartamento a Berlino ha oggi un prodotto da 400 euro con rientro a tre anni, chi possiede una casa con un impianto fotovoltaico abbondante ha un'opzione da 104 kWh con tempi di rientro tutti da dimostrare.

La fascia intermedia — tra 2 e 5 kWh, dove convivono Rabot Flow, Balco 500 ed Elite 200 mini — è quella dove la sovrapposizione tra i prodotti è ormai completa. Il mercato si sta riorganizzando per vincolo abitativo e tipo di contratto energetico, non più per capacità.

Fonti

• CleanTechnica
• pv magazine USA
• pv magazine
• CleanTechnica

La corsa americana alle batterie domestiche cambia scala. LG Energy Solution ha avviato la produzione nello stabilimento di Lansing, Michigan, un impianto da oltre 2 miliardi di dollari che produrrà celle LFP per lo stoccaggio e celle NMC per auto elettriche. La capacità a regime supererà 35 GWh l'anno, con clienti già definiti: Tesla, Toyota e DTE Energy.

Celle LFP per Tesla Megapack 3 e accumulo di rete

A Lansing si producono celle litio-ferro-fosfato (LFP) destinate ai sistemi di accumulo utility-scale, commerciali e industriali. L'integrazione è affidata a LG Energy Solution Vertech, che assembla gli enclosure chiavi in mano; tra i primi clienti c'è la utility DTE Energy.

L'intesa da 4,3 miliardi di dollari con Tesla, annunciata a marzo 2026 dal Dipartimento dell'Interno USA, prevede che le celle LFP prodotte a Lansing siano utilizzate in Tesla Megapack 3. L'avvio ufficiale è stato comunicato il 18 agosto 2026 alla presenza della governatrice del Michigan Gretchen Whitmer, del segretario degli Interni Doug Burgum e del rappresentante Tom Barrett.

La linea NMC per Toyota e il ramp-up occupazionale

Accanto alla linea LFP, il plant di Lansing produrrà celle NMC ad alta densità destinate a Toyota Motor Manufacturing Kentucky, che le userà per il Toyota Highlander EV del 2027 assemblato a Georgetown, Kentucky.

I numeri del ramp-up:

• 226 acri di superficie complessiva
• 35 GWh di capacità annuale a piena scala
• 900 addetti attuali e 1.700 previsti a regime
• oltre 2 miliardi di dollari di investimento dal 2022

Considerando i 900 addetti attuali e i 1.700 previsti, l'occupazione del sito crescerà dell'88,9% nel passaggio a piena capacità: un incremento di 800 posti su una base di 900. L'investimento di Lansing pesa inoltre per circa il 40% sui 5 miliardi di dollari che LG Energy Solution ha cumulato in Michigan dal 2010.

La partita del contenuto domestico e la capacità nordamericana

La produzione a Lansing rientra in una strategia nordamericana più ampia. LG Energy Solution punta a oltre 50 GWh di capacità di celle BESS per i mercati USA entro fine 2026, distribuita su cinque fabbriche comprese le joint venture. Entro la stessa data, l'80% della capacità produttiva ESS globale del gruppo dovrebbe essere localizzata in Nord America.

Oltre a Lansing, il gruppo opera a Holland, Michigan, dove all'inizio del 2026 sono stati attivati 17 GWh di capacità LFP per BESS. Per sviluppatori di accumulo e utility, avere celle prodotte in Michigan significa poter soddisfare più facilmente i requisiti di contenuto domestico previsti dai crediti d'imposta federali. È un vantaggio concreto in un contesto in cui l'OBBBA, i dazi Section 301 e il divieto sugli inverter di produzione estera stanno spingendo verso una filiera meno esposta alla Cina.

Sul fronte istituzionale, il Console Generale della Repubblica di Corea a Chicago, Sangwoo Hong, ha collegato l'apertura alla cooperazione bilaterale: «The Korea-US alliance has evolved into a comprehensive strategic alliance including economic cooperation and cutting-edge technology. Today's opening is a key milestone. The battery industry sits right at the heart of our shared strategic priorities.»

Fonti

• Energy-storage.news
• ESS News

Due Powerwall installati senza costi iniziali, un canone effettivo di 35 dollari al mese nel primo anno e una tariffa elettrica fissa: il 13 agosto 2026 Tesla ha portato in Texas un'offerta che trasforma il backup domestico in un servizio a canone. Il prezzo d'ingresso elimina l'esborso iniziale delle batterie, ma il canone scontato esiste solo finché si resta iscritti a Tesla Electric.

Come funziona il Powerwall Lease da 35 dollari al mese

Il piano prevede due batterie Powerwall 3 installate a casa, senza costi di installazione. Il cliente paga un canone base di 122 dollari al mese nel primo anno, con un credito di 87 dollari al mese se mantiene l'iscrizione al piano Tesla Electric: il costo netto scende a 35 dollari più le imposte locali. Va aggiunta solo una quota d'ordine una tantum di 100 dollari.

L'offerta è limitata alle aree del Texas con retail electric choice, il mercato liberalizzato dove i clienti possono scegliere il fornitore. La tariffa elettrica è fissa e viene descritta come bassa, ma non è abbinabile a pannelli solari: è un pacchetto batteria più fornitura, non un impianto fotovoltaico. Le installazioni non standard, che richiedono adeguamenti elettrici o permessi particolari, possono comportare costi extra e incidere sull'idoneità al credito.

Credito da 87 dollari e il lato meno visibile dell'offerta

Il credito mensile di 87 dollari non è uno sconto incondizionato. Si attiva solo dopo installazione, concessione del permesso di operare e conferma dell'iscrizione, e resta valido finché il cliente resta dentro il programma. Uscire da Tesla Electric fa tornare il canone a 122 dollari al mese.

Dietro il credito c'è la virtual power plant (VPP). Tesla usa il software per caricare le batterie quando l'energia all'ingrosso costa poco e scaricarle in rete nei momenti di picco, monetizzando la flessibilità del parco batterie. In ogni momento garantisce una riserva minima del 20% della capacità per le interruzioni improvvise. Kevin Joyce, responsabile VPP e retail elettrico di Tesla, spiega che il fattore abilitante è l'integrazione verticale: hardware, vendita al dettaglio, installazione, gestione software e integrazione di mercato passano da un unico operatore.

Backup, Storm Watch e una rete da 2,38 GW

Le due batterie forniscono backup per tutta la casa. Quando arrivano eventi meteo estremi, la funzione Storm Watch carica automaticamente i Powerwall al 100% prima che scatti l'emergenza. Tesla ha ormai installato più di un milione di unità Powerwall nel mondo.

Questo programma si appoggia a una VPP costruita in oltre dieci anni: la capacità globale supera i 2 GW e nei cinque mercati monitorati — Australia, California, Porto Rico, New England e Texas — vale 2,38 GW di capacità dispacciabile. In California, il più grande dispacciamento coordinato dell'azienda risale all'estate 2025: oltre 500 MW di picco e 1 GWh di energia immessa nella rete CAISO. A Porto Rico la VPP è spesso la risorsa marginale: secondo Colby Hastings, senior director of residential energy di Tesla, i Powerwall dell'isola hanno fornito 80 MW per quattro ore quando serviva, e sono stati chiamati 25 volte da giugno 2026.

Il percorso punta anche ai veicoli: Tesla sta già arruolando clienti vehicle-to-grid (V2G) in California e Texas e prevede i primi eventi texani entro la fine del 2026. Il pacco batteria da 123 kWh di un Cybertruck contiene più di nove volte l'energia di un Powerwall 3.

Quanto costa davvero il primo anno

Facendo i conti sui numeri dichiarati, il canone base annuo è 1.464 dollari (122×12), il credito annuo 1.044 dollari (87×12) e il netto 420 dollari prima delle imposte. Aggiungendo la quota d'ordine di 100 dollari, il primo anno costa 520 dollari più tasse. Il credito copre poco più del 71% del canone base.

Dal secondo anno, però, il canone base sale del 3% all'anno: il divario tra il prezzo reale e i 35 dollari si allarga progressivamente. E Tesla non è la prima a proporre batterie in leasing senza solare in Texas: pv magazine USA elenca Base Power, Solrite Energy e Octopus/Lunar Energy già attivi con formule simili, mentre Solar Power World cita il programma Energy Backup Plan di Palmetto lanciato all'inizio del 2026. Per chi valuta l'offerta, il nodo non è solo il canone batteria: va confrontata anche la tariffa fissa applicata all'energia, perché il vero costo complessivo dipende da quanto si consuma e da quanto a lungo si resta legati a Tesla Electric.

Fonti

• ESS News
• TeslaRati
• Electrek
• Solar Power World
• pv magazine USA

Una firma che cambia l'economia del fotovoltaico globale. Il 6 agosto 2026 il presidente Trump ha firmato la proclamazione che impone dazi del 15% e prezzi minimi all'importazione su polisilicio e derivati — lingotti, wafer, celle e moduli. La mossa punta a ricostruire una filiera americana oggi quasi inesistente: gli Stati Uniti producono appena il 2% del polisilicio mondiale, mentre la Cina ne controlla il 90%. Per i consumatori, anche in Italia, il rischio è un effetto domino sui prezzi dei pannelli.

Un mercato ribaltato in 24 ore

La misura, già ribattezzata Section 232 Tariffs, stabilisce un prezzo minimo all'importazione per il polisilicio e una tariffa del 15% su tutti i prodotti che lo contengono. La proclamazione incarica il Dipartimento del Commercio di creare un programma di incentivi per chi produce polisilicio in territorio americano o espande fabbriche esistenti.

Trump motiva la scelta con la sicurezza nazionale: «Il polisilicio è il materiale base che sostiene la sicurezza delle catene di approvvigionamento dei semiconduttori e del solare. Per decenni l'America ha permesso a paesi stranieri di indebolire i produttori statunitensi, erodendo la nostra sicurezza economica e nazionale».

Il settore reagisce con preoccupazione. Tim Pawlenty, CEO della Solar Energy Industries Association (SEIA) , riconosce i progressi nella ricostruzione della base manifatturiera solare, ma avverte: «Imporre tariffe e prezzi minimi sui materiali solari creerà nuove sfide per i produttori americani e aumenterà i costi energetici per famiglie e imprese».

Perché i wafer sono il vero shock

Aaron Hall, presidente della società di software solare Anza, indica il pezzo più colpito della catena: non i moduli, ma i wafer. «La produzione domestica di wafer è diventata drammaticamente più preziosa da un giorno all'altro», spiega Hall, prevedendo «significativi nuovi investimenti in quella parte della filiera entro sei mesi».

Il paradosso è nei numeri. Con solo il 2% della produzione globale, gli Stati Uniti dipendono quasi interamente dalle importazioni. I produttori americani di moduli, che già assemblavano celle importate, si trovano ora con costi più alti sulla materia prima. Hall stima che alcuni progetti «non supereranno più la soglia di redditività» e che molti sviluppatori saranno spinti verso prodotti PERC domestici — una tecnologia meno efficiente — perché di pannelli TOPCon made in USA semplicemente non ce ne sono abbastanza.

Cosa cambia per chi compra pannelli in Italia

L'Italia non importa direttamente moduli dagli Stati Uniti, ma il mercato del polisilicio è globale. Quando il secondo acquirente mondiale — gli USA — alza barriere doganali, la Cina risponde dirottando l'offerta o rivedendo i prezzi. Il meccanismo è quello già visto con i dazi della prima amministrazione Trump: i produttori asiatici assorbono parte del costo, ma il prezzo internazionale di riferimento sale.

Per un installatore italiano o per un'azienda che progetta un impianto fotovoltaico, il segnale è chiaro: se i prezzi dei moduli salgono sul mercato spot, i preventivi vanno aggiornati. Il margine di assorbimento dei distributori locali dipenderà dalla rapidità con cui la Cina ricalibra la propria capacità produttiva — ma con il 90% del mercato in mano a Pechino, lo spazio per restare fuori dall'onda d'urto è limitato.

L'azzardo: dazi più produzione

Il calcolo dell'amministrazione Trump è esplicito: i dazi finanziano indirettamente il reshoring. La proclamazione affianca alle barriere commerciali un programma di incentivi per nuove fabbriche di polisilicio e derivati. È una scommessa industriale, non solo commerciale.

Consideriamo le dimensioni del divario: passare dal 2% attuale a una quota significativa della produzione mondiale richiede anni e miliardi di investimenti. Nel frattempo, il differenziale di costo tra produrre in America e importare dall'Asia si scarica su chi installa pannelli. La SEIA apprezza gli incentivi ma spera «che aiutino a compensare queste sfide» — una formulazione che tradisce quanto l'equilibrio sia precario.

Il nodo è se la domanda interna reggerà l'aumento dei prezzi abbastanza a lungo da permettere alla manifattura americana di decollare. Con progetti che già ora rischiano di non chiudere i conti, la risposta non è scontata.

Fonti

• Canarymedia.com
• CleanTechnica
• Solarbuildermag.com

Ford ha scelto la strada più diretta per riportare il pick-up elettrico al centro del mercato: un nome nuovo, un prezzo sotto i 30.000 dollari e una dotazione che non fa rimpiangere i modelli a benzina. Il Ford Fathom — questo il nome ufficiale svelato il 6 agosto 2026 — è il primo veicolo nato sulla piattaforma EV universale della casa di Dearborn e arriverà nelle mani dei clienti nell'autunno 2027. La partita non è solo tecnologica: è una scommessa su chi, finora, non poteva permettersi un pick-up elettrico.

Il prezzo è l'arma: sotto i 30.000 dollari, con tutto quello che serve

Il Fathom parte da un MSRP di 28.350 dollari per la versione con batteria standard-range, cifra che sale a 29.945 dollari includendo la quota di destinazione di 1.595 dollari. Sono circa 3.500 dollari in più rispetto allo Slate, il pick-up elettrico più economico d'America fermo a 26.400 dollari, ma con una differenza sostanziale: lo Slate arriva con finestrini a manovella e senza touchscreen di serie, mentre Ford ha imboccato la direzione opposta.

Kay Hart, general manager di Ford Model e, è categorica: «It is not a stripped down vehicle. We have given customers content that we know that they love and taken out costs where we know they don't.» Tradotto: niente rinunce su ciò che conta davvero.

Di serie su ogni Fathom troviamo:

• Schermo touch ad alta risoluzione con integrazione nativa di Apple Maps per la pianificazione dei percorsi con soste di ricarica
• Compatibilità con Apple CarPlay e Android Auto
• Sistema BlueCruise (hands-free driving) installato, con attivazione a pagamento sulla versione base
• Ricarica bidirezionale, per alimentare elettrodomestici o partecipare ai programmi demand-response delle utility locali
• Chiave digitale
• Frunk (baule anteriore)

Il posizionamento è chiaro: Ford non vuole competere sul prezzo più basso in assoluto, ma sul rapporto tra costo e contenuto. Una strategia che punta a intercettare chi usa il pick-up come veicolo lifestyle, non solo come mezzo da lavoro.

Cosa sappiamo (e cosa no) su batteria e autonomia

Ford non ha ancora comunicato i dati ufficiali su capacità della batteria e autonomia. Hart ha però indicato che l'azienda sa bene cosa cerca il mercato: «We know that there are customers that are looking for 300 miles of range. So we will have options, but we're not in a position to announce what that range is at this stage.»

Il Fathom utilizzerà celle prismatiche al litio-ferro-fosfato (LFP) prodotte in Michigan, nello stabilimento BlueOval Battery Park Michigan da 3 miliardi di dollari, con tecnologia licenziata dal colosso cinese CATL. L'assemblaggio del veicolo avverrà a Louisville, Kentucky, con un processo produttivo radicalmente nuovo chiamato «assembly tree».

Le consegne sono previste per l'autunno 2027, con prenotazioni che apriranno all'inizio dello stesso anno.

Perché il nome Fathom (e perché proprio ora)

La scelta del nome ha richiesto nove mesi di lavoro. Ford spiega di aver cercato un termine che comunicasse profondità e comprensione — il significato letterale di «fathom», unità di misura nautica pari a sei piedi usata per scandagliare i fondali, ma anche verbo che significa «penetrare e arrivare a comprendere».

Il distacco dalla tradizione è voluto. Dopo il F-150 Lightning, che portava un nome storico, Ford ha deciso di dare al Fathom una personalità autonoma. E lo fa in un momento delicato: nel 2025 l'azienda ha registrato una svalutazione da 19,5 miliardi di dollari legata a progetti EV cancellati, e il Lightning è stato discontinuato perché ritenuto non redditizio. Il Fathom rappresenta il secondo tentativo di Ford nel mercato elettrico moderno, con un approccio completamente diverso.

Il contesto: benzina alle stelle e credito d'imposta sparito

Il lancio del Fathom arriva in una finestra di mercato particolare. Da febbraio 2026, con l'attacco ordinato da Donald Trump all'Iran e la conseguente chiusura dello Stretto di Hormuz, il prezzo della benzina è schizzato rendendo il costo totale di possesso (TCO) di un veicolo elettrico ancora più competitivo rispetto ai modelli a combustione.

Sul fronte incentivi, invece, la situazione è meno favorevole: il credito d'imposta federale di 7.500 dollari per i veicoli elettrici è stato eliminato dalla maggioranza repubblicana al Congresso nel settembre 2025. Il prezzo aggressivo del Fathom va letto anche come risposta a questo vuoto: se lo Stato non aiuta, tocca al listino.

Il confronto con il mercato dei pick-up a benzina è diretto. Il Fathom si posiziona nella stessa fascia di prezzo del Ford Maverick a combustione, ma Hart esclude cannibalizzazioni: «They are definitely two very different products, serving two very different customers and lifestyles.»

Il vero banco di prova è la redditività

Il prezzo di partenza comunica accessibilità, ma il dettaglio della quota di destinazione rivela un meccanismo psicologico: 28.350 dollari sono la cifra che resta impressa, ma il costo reale per il cliente è di 29.945 dollari. Una differenza di 1.595 dollari che Ford gestisce con la stessa strategia dell'intero settore auto, ma che in un segmento dove ogni dollaro conta può fare la differenza nella percezione dell'acquirente.

La scommessa più grande, però, è un'altra. Il Fathom nasce dopo una svalutazione da 19,5 miliardi su progetti EV cancellati e dopo l'abbandono del Lightning perché non redditizio. Il prezzo sotto i 30.000 dollari è aggressivo, ma lo è in un mercato dove i margini sui pick-up elettrici sono storicamente difficili da difendere. La domanda non è se il Fathom venderà — il segmento pickup negli Stati Uniti è enorme e il TCO rispetto ai benzina è oggi più favorevole che mai — ma se riuscirà a vendere senza ripetere l'esperienza del Lightning: volumi insufficienti a coprire i costi.

Fonti

• CleanTechnica
• InsideEVs

Con il credito d’imposta federale da 7.500 dollari cancellato in anticipo lo scorso anno, la California ha appena acceso il suo programma di rilancio: MyFirstEV, un fondo da 135,5 milioni di dollari che garantisce uno sconto immediato di 3.500 dollari sull’acquisto di veicoli elettrici nuovi e 1.750 dollari su quelli usati. I dettagli diffusi dal California Air Resources Board (CARB) il 5 agosto chiariscono finalmente quali modelli entrano nell’incentivo, con quali tempistiche e – particolare che orienta le scelte – quale produttore sta già esaurendo i fondi: Tesla ha già utilizzato il 50% della sua dotazione.

Quali Tesla rientrano nell’incentivo e perché il prezzo d’accesso conta più del listino pieno

Non tutti i veicoli elettrici sotto i 50.000 dollari di MSRP accedono automaticamente al programma: sono i produttori a decidere quali allestimenti e versioni ammettere allo sconto. Un portavoce CARB ha precisato che il tetto di prezzo si applica al modello base della gamma, non alla versione effettivamente acquistata. Questo significa che una Model Y Performance, che sul configuratore supera abbondantemente i 50.000 dollari, resta idonea perché la Model Y parte da una cifra ben inferiore.

Tesla sta applicando l’incentivo solo ai veicoli già in stock (non agli ordini personalizzati), e quell’inventario si è assottigliato rapidamente. Al momento della pubblicazione delle informazioni, restavano poche unità di Model Y Performance. L’azienda segnala sul proprio sito che il 50% dei fondi è già stato utilizzato.

I 14 produttori ammessi e il calendario di lancio

L’adesione al programma richiedeva l’impegno entro il 30 giugno 2026 e un veicolo idoneo pronto entro settembre. Ecco chi partecipa e quando parte lo sconto:

Lucid e Rivian, avendo sede in California, non sono soggette al tetto MSRP di 50.000 dollari: tutte le loro gamme superano quella soglia e la deroga le mantiene dentro il perimetro dell’incentivo. Le ibride plug-in sono escluse; le auto a idrogeno, invece, sono ammesse.

Usato: due vincoli stringenti che restringono la platea

Sul fronte delle auto di seconda mano, il tetto è di 25.000 dollari di prezzo di vendita. CARB impone però due condizioni che tagliano fuori una fetta rilevante di offerta:

• Il veicolo deve avere almeno due anni-modello in meno rispetto all’anno di acquisto. Oggi, ad agosto 2026, significa modelli 2024 o precedenti.
• L’incentivo vale solo per usato certificato venduto da concessionarie ufficiali. Niente sconto, quindi, per auto acquistate presso rivenditori indipendenti o negozi specializzati in elettrico.

Una corsa contro il tempo: il calcolo che spiega perché conviene muoversi adesso

Il fondo stanziato (135,5 milioni) e il contributo combinato per ogni auto nuova (3.500 dollari, metà dallo Stato e metà dal produttore) delineano un bacino teorico massimo. Dividendo il budget totale per l’incentivo pieno si arriva a circa 38.714 veicoli nuovi. Questo massimo è ben al di sotto della stima CARB di 73.000 veicoli puliti complessivi, che include anche gli usati – con un incentivo dimezzato – e quindi può raggiungere un numero più alto di acquirenti. Il 50% già consumato da Tesla indica che presso i marchi più richiesti l’esaurimento dei fondi può arrivare nel giro di settimane, non mesi.

Questo meccanismo trasforma l’incentivo in un’opportunità a scadenza variabile: chi compra un’elettrica a settembre – quando si attiveranno Honda, Lexus, Subaru e Toyota – troverà probabilmente più disponibilità residua rispetto a chi si presenta oggi da un concessionario Chevrolet o Hyundai. La variabile non è più solo quale modello scegliere, ma da quale produttore passare prima che il suo plafond si azzeri.

Fonti

• What To Know About California’s $3,500 EV Rebate
• Cleantechnica.com

Con la fine del credito d’imposta federale sul solare residenziale, il settore è a caccia di canali di vendita più economici. Aurora Solar, la cui piattaforma di progettazione è già usata da 7 contractor top su 10 negli Stati Uniti, risponde con l’Aurora Solar Marketplace: un comparatore online che restituisce stime personalizzate per pannelli e batterie senza mai chiedere il numero di telefono. L’obiettivo è abbattere la seconda grande barriera all’adozione del fotovoltaico, la fiducia, proprio mentre i costi di acquisizione clienti restano una voce pesante nei bilanci degli installatori.

Un preventivo costruito sulla casa reale, non su medie regionali

Basta inserire indirizzo, azienda elettrica e importo medio della bolletta elettrica. Il sistema – che gira sullo stesso motore di calcolo usato dai professionisti per i progetti definitivi – restituisce dimensioni dell’impianto in kW, capacità di accumulo in kWh, costo per watt, risparmi attesi e tempo di rientro. L’utente può ridimensionare il sistema o aggiungere batterie per vedere come cambiano le cifre, e in alcuni mercati compaiono anche le rate mensili stimate per un prestito solare o un power-purchase agreement.

Durante la simulazione è disponibile una chat con Sunny AI o un numero per l’assistenza telefonica. Le stime restano non vincolanti e vanno confermate con un sopralluogo, precisa l’azienda. Il vantaggio immediato per il proprietario di casa è un dato concreto: stime basate sulla sagoma del proprio tetto e sui consumi reali, non su generiche medie regionali.

Confronto senza pressioni: nessun telefono, nessuna classifica

La piattaforma mostra fianco a fianco gli installatori locali che servono quella zona. Ogni scheda contiene risparmi di lungo periodo, dimensioni dell’impianto, attrezzatura proposta, opzioni di finanziamento e valutazioni indipendenti. Aurora non assegna punteggi, non sponsorizza e non nasconde nessun operatore. Il proprietario può studiare ogni proposta, confrontare e contattare l’installatore scelto solo quando si sente pronto, senza aver mai dovuto cedere il proprio recapito.

Una ricerca commissionata da Aurora nel 2026 indica che la fiducia è il secondo ostacolo al solare domestico dopo il costo. “Sono una persona molto attenta al prezzo, e questo aspetto mi preoccupava – racconta Richard, un utente della Georgia che ha usato il marketplace per il suo impianto – ma ho potuto fare molte ricerche su diversi prodotti. Non è solo questione di risparmio: quando vedi il risultato ed è curato, anche quello aiuta.”

La scommessa sui soft costs nell’era post-incentivi

Il lancio arriva dopo che a fine 2025 è scaduto il credito d’imposta federale Section 25D, spingendo gli installatori a cercare canali a minor costo. Secondo l’analisi Solar Installed System Cost Analysis, i cosiddetti “soft costs” – manodopera, spese generali e acquisizione clienti – valgono circa 1,50 dollari al watt. Su un impianto di riferimento da 8 kW, che costa in media 23.592 dollari, la sola voce di acquisizione clienti pesa 3.560 dollari, oltre il 15% del totale (3.560 su 23.592). Spostare la raccolta dei preventivi su un ambiente digitale autogestito promette di comprimere proprio quella fetta, con un riflesso diretto sul prezzo finale per le famiglie.

Il vantaggio dell’ecosistema: un traino da oltre 7.000 professionisti

La mossa di Aurora non parte da zero. La società di San Francisco, fondata nel 2013, dichiara di aver supportato oltre 20 milioni di progetti solari e di servire oggi più di 7.000 professionisti negli USA. “Gli Stati Uniti hanno bisogno di ogni elettrone disponibile, e i proprietari di casa vogliono prendere il controllo della propria energia invece di limitarsi a pagare di più”, spiega Chris Hopper, co-fondatore e executive chairman. “Con così tanta energia solare non raccolta dai tetti, l’Aurora Solar Marketplace permette alle persone di vedere cosa significano sole e batterie per la propria abitazione, alle loro condizioni, usando la stessa azienda di cui il settore già si fida per progettare e prezzare il solare.”

Resta da capire quanti installatori abbiano aderito al marketplace: la società non ha diffuso il dato. Nei test condotti da pv magazine USA, in diversi mercati compaiono più operatori in competizione, ma in altre zone i preventivi sono al momento affidati a uno o zero fornitori. Il processo di onboarding dei contractor determinerà la reale copertura geografica e la varietà di offerte disponibili per i consumatori.

Per le famiglie americane che fino a oggi dovevano cedere i propri dati prima ancora di vedere una cifra, il marketplace apre una strada inedita: una valutazione ingegneristica della propria casa, confrontabile, senza telefonate indesiderate. In un momento in cui le bollette continuano a salire, la trasparenza del preventivo potrebbe diventare la leva più efficace per riempire i tetti ancora vuoti.

Fonti

• Pv-magazine-usa.com
• Solarbuildermag.com
• Solarpowerworldonline.com

L'espansione delle infrastrutture di ricarica negli Stati Uniti sta cambiando marcia: EVgo installerà oltre 500 nuovi stalli DC fast charging nei parcheggi dei centri commerciali Brixmor Property Group, portando la ricarica rapida nei luoghi dove ogni anno transitano più di 900 milioni di visite di consumatori. L'iniziativa trasforma una commissione rapida al supermercato o un pranzo fuori nell'occasione per un rabbocco completo, riducendo uno degli attriti più citati da chi valuta il passaggio all'elettrico: dove e quando ricaricare senza stravolgere la giornata.

Dove arrivano i nuovi caricatori e con quali tempistiche

Il rollout riguarda centri commerciali di prossimità — open-air neighborhood shopping center con un supermercato o un discount come ancora principale, non mall chiusi. Brixmor possiede 346 proprietà in 29 stati: tenant tipici includono Kroger, Publix, TJ Maxx e Ross Stores.

Le nuove installazioni copriranno almeno 90 centri commerciali Brixmor, più di un quarto del portafoglio dell'operatore immobiliare. I primi stati coinvolti sono Florida, Illinois, Minnesota, New Jersey, Pennsylvania e Texas. Il primo sito ad aprire sarà Barn Plaza a Doylestown, circa 30 miglia a nord di Philadelphia: un centro ancorato da Whole Foods Market con Barnes & Noble, Pottery Barn e Shake Shack tra gli altri esercizi.

Ogni nuova postazione potrà ospitare fino a 12 caricatori DC fast e, secondo InsideEVs, ciascuno potrà erogare fino a 350 kW e servire due veicoli contemporaneamente; EVgo non ha ancora confermato ufficialmente le velocità di ricarica per questi siti. L'inizio dei lavori è previsto entro la fine del 2026.

Una strategia a doppio binario: centri commerciali e corridoi autostradali

L'espansione con Brixmor non è l'unica leva su cui EVgo sta spingendo. In parallelo, la rete nata dalla collaborazione con Pilot Company e General Motors ha superato le 300 località (circa 1.300 stalli di ricarica) distribuite su 40 stati. È una copertura che raggiunge il 75% del territorio contiguo degli Stati Uniti, servendo oltre 2,2 milioni di miglia quadrate.

La differenza tra le due reti è funzionale:

La rete autostradale ha ottenuto un rating PlugShare di 9,41 su 10 a luglio 2026 — un dato che misura la soddisfazione reale degli utenti e che colloca questa infrastruttura tra le più apprezzate del paese. Lanciata nel 2022, la partnership punta a 2.000 stalli su 500 località a livello nazionale.

Cosa significa per chi guida un'elettrico oggi

Scott Levitan, Executive Vice President of Growth di EVgo, descrive la logica dell'operazione senza giri di parole: «I conducenti americani vogliono opzioni di infrastruttura che si integrino senza attriti nella loro routine, e i centri commerciali sono il luogo ideale per fare la spesa, mangiare un boccone o acquistare mentre si ricarica».

L'integrazione fra ricarica e spesa quotidiana non è una novità assoluta — EVgo installò il suo primo caricatore in un centro Brixmor già nel 2016 a Pleasanton, California — ma la scala attuale cambia il calcolo. In un tipico centro ancorato a un supermercato, i 20-30 minuti che un automobilista trascorrerebbe aspettando durante la ricarica diventano il tempo per fare acquisti, mangiare un boccone o sbrigare altre commissioni, senza dover attendere passivamente.

La rete EVgo conta oggi, secondo i dati del Dipartimento dell'Energia statunitense, 5.158 porte DC individuali distribuite su 1.178 località in tutto il paese. Aggiungere 500 stalli in contesti ad altissimo traffico pedonale e automobilistico — Brixmor dichiara oltre 900 milioni di visite annue — significa posizionare l'infrastruttura esattamente dove la domanda latente è più densa.

La mossa ha una conseguenza operativa diretta: per chi non dispone di ricarica domestica, trovare una colonnina rapida nel parcheggio del supermercato che già frequenta due o tre volte a settimana riduce la dipendenza dalla pianificazione e avvicina l'esperienza di possesso di un'elettrica a quella di un'auto tradizionale, dove il "pieno" diventa un'attività passiva agganciata a qualcosa che si sarebbe fatto comunque.

Fonti

• Electrek.co
• Electriccarsreport.com
• Insideevs.com

Base Power ha chiuso un round di finanziamento Series D da 1 miliardo di dollari e ha lanciato la batteria domestica Base Core da 39,2 kWh, prodotta nel suo stabilimento di Austin, Texas. Con una valutazione post-money di 13 miliardi di dollari, l’azienda accelera la produzione di migliaia di sistemi al mese e amplia il servizio in Texas e Illinois. L’obiettivo dichiarato: rendere l’accumulo energetico domestico semplice e abbordabile mentre le reti elettriche si affidano sempre più a risorse distribuite.

Finanziamento e scala produttiva

Il round Series D ha visto la guida di Ribbit, Addition, Valor Equity Partners e del Strategic Investment Group di JPMorganChase, con la partecipazione di investitori esistenti come Thrive Capital, a16z e Lightspeed. Dal 2023 Base Power ha raccolto oltre 2,5 miliardi di dollari. La fabbrica di Austin, Base Factory 1, sforna migliaia di unità al mese e la flotta operativa ha già superato i 500 MWh di capacità distribuita.

Base Core: accumulo da 39,2 kWh e resistenza estrema

La batteria si distingue per l’elevata capacità: 39,2 kWh in configurazione singola, 78,4 kWh con due cabinet. L’ingombro è ridotto – circa 15 piedi cubi (39,5” x 30,68” x 22”) – e l’installazione, secondo l’azienda, richiede meno di un’ora. Progettata per funzionare da -30 °C a 50 °C, Base Core garantisce fino a 36 ore di backup durante un blackout. Dispone anche di una porta integrata per generatore, utile per ricaricare la batteria in caso di interruzioni prolungate.

Costi e modello di servizio per Texas e Illinois

Nei mercati deregolamentati, Base Power propone un accordo che unisce installazione e fornitura energetica. Per i clienti ComEd in Illinois, l’installazione costa oggi 95 dollari, in forte calo rispetto ai precedenti 695 dollari, con un prezzo dell’energia di 7,8 centesimi di dollaro per kWh, circa il 27 per cento in meno del “price to compare” della utility. In altri schemi – come i piloti con CoServ, El Paso Electric e Austin Energy – i residenti pagano un piccolo canone mensile o possono addirittura guadagnare ospitando una batteria.

“L’elettricità è il settore più grande ed essenziale al mondo, e non ha ancora un’azienda tecnologica di riferimento,” ha scritto il CEO Zach Dell su LinkedIn. “Chi offrirà l’energia più economica e affidabile diventerà una delle aziende più grandi e influenti del pianeta. Noi intendiamo costruirla.”

La riduzione dell’86 per cento sul costo d’installazione (da 695 a 95 dollari) e il prezzo energetico scontato del 27 per cento disegnano una strategia aggressiva di penetrazione. Con 500 MWh già sul campo e una produzione mensile di migliaia di pezzi, Base Power trasforma un servizio di nicchia in un’infrastruttura di massa. La vera prova sarà l’espansione oltre i due stati attuali, ma le condizioni economiche per scalare ci sono.

Fonti

• Canary Media
• pv magazine USA

L’americana Tandem PV ha comprato nexTC, sviluppatore dell’Oregon specializzato in rivestimenti trasparenti a base di ossidi metallici. L’operazione, annunciata il 3 agosto 2026, internalizza una tecnologia critica per gli strati ultrasottili che regolano il trasporto di carica nei moduli tandem perovskite-silicio. In una fase in cui l’azienda sta portando la sua linea dimostrativa da 40 MW verso volumi commerciali, avere il processo di coating in casa significa controllare direttamente efficienza, durata e producibilità dei pannelli.

Perché gli ossidi trasparenti sono il cuore del tandem perovskite-silicio

I moduli tandem sovrappongono uno strato di perovskite a una cella di silicio convenzionale: ciascun materiale cattura una porzione diversa dello spettro solare, generando più elettricità dalla stessa superficie. A fare da ponte ci sono rivestimenti di ossido metallico spessi pochi nanometri, depositati con processi a soluzione liquida. Devono lasciar passare la luce fino al silicio e allo stesso tempo gestire il flusso di cariche elettriche senza dispersioni. La qualità di questi strati incide su tutte e tre le metriche che contano: efficienza di conversione, resistenza all’invecchiamento e facilità di fabbricazione su larga scala.

nexTC era nata nel 2018 come spin-off di un centro di ricerca della Oregon State University finanziato dalla National Science Foundation. Il suo fondatore, Cory Perkins, aveva concentrato il lavoro proprio sulla creazione di film sottili di ossido tramite soluzioni liquide anziché deposizione sotto vuoto, un approccio potenzialmente più economico e scalabile.

“Collaboriamo con Cory da anni e conosciamo in prima persona il valore della sua competenza sugli ossidi a film sottile, essenziali per costruire moduli perovskite durevoli e ad alte prestazioni”, ha detto Scott Wharton, CEO di Tandem PV. “Portare dentro Tandem le competenze di Cory e la tecnologia di nexTC ci dà maggiore controllo su una parte centrale del processo produttivo e ci permette di ottimizzarla direttamente sulla nostra linea mentre scaliamo”.

L’impianto di Fremont e la roadmap verso la produzione commerciale

La fabbrica dimostrativa di Tandem PV si trova a Fremont, California, occupa 65.000 piedi quadrati (circa 6.000 metri quadrati) e ospita una linea con capacità nominale annua di 40 MW. Lì vengono già prodotti pannelli tandem di grande formato destinati a test di validazione con i clienti e trial di mercato. L’acquisizione di nexTC serve proprio a portare il rivestimento trasparente su quella stessa linea, eliminando la distanza tra sviluppo di processo e produzione reale.

Perkins, che entra in Tandem PV con l’operazione, ha spiegato: “Dopo aver collaborato con Tandem PV su diversi progetti, ho visto un team che unisce scienza solida alla capacità di trasferire la tecnologia su una linea di produzione. Entrare in Tandem ci dà l’opportunità di integrare il coating di nexTC direttamente in una piattaforma manifatturiera che sta avanzando verso la produzione su scala commerciale”.

L’azienda californiana ha raccolto finora 100 milioni di dollari da investitori come Eclipse, Constellation Energy e dal Dipartimento dell’Energia statunitense. L’acquisizione di nexTC – i cui termini finanziari non sono stati resi noti – è l’ultimo tassello di una strategia che punta a controllare in casa i passaggi più delicati della fabbricazione perovskite, prima di investire in capacità di volume.

Una partita che si gioca anche nel consorzio US-MAP

Sia Tandem PV sia nexTC erano membri fondatori di US-MAP, il consorzio pubblico-privato che riunisce aziende americane della perovskite, centri di ricerca e il National Lab of the Rockies. L’obiettivo è collaborare sugli ostacoli tecnici pre-competitivi – incapsulamento, stabilità, processi di deposizione – e orientare la ricerca federale. Altri nomi del consorzio includono Swift Solar, Cubic PV e Caelux, tutti impegnati nella corsa al pannello tandem commerciale.

Nel consorzio la collaborazione è aperta; fuori, la competizione si gioca su chi per primo mette in fabbrica un modulo tandem affidabile ed economico. Portare il coating in casa, mentre la linea di Fremont produce già pannelli di taglia reale, dà a Tandem PV un vantaggio di integrazione verticale che pochi altri sviluppatori perovskite hanno al momento.

Il valore del controllo di processo prima dello scale-up

Il rivestimento trasparente a ossido non è un componente che si possa cambiare fornitore con un colpo di telefono: va tarato sulla chimica specifica della cella tandem e sulle condizioni di produzione. Avere il team di nexTC dentro casa significa iterare più in fretta, ridurre le variabili esterne e tenere per sé la proprietà intellettuale di processo. Con 40 MW di capacità già installata e 100 milioni di capitale raccolto, Tandem PV sta costruendo la catena di fornitura interna attorno alla perovskite prima che la domanda commerciale esploda. È la stessa logica che ha guidato l’integrazione verticale nel silicio cristallino quando la tecnologia era ancora giovane: chi controlla gli strati critici controlla la curva dei costi.

Fonti

• Solarpowerworldonline.com
• Tandem PV acquires nexTC for module coating technology
• Pv-magazine-usa.com

Dieci milioni di veicoli elettrici costruiti in circa 18 anni. Tesla ha raggiunto il traguardo il 30 luglio 2026 nello stabilimento di Fremont, in California, con una Model Y Diamond Black uscita dalla linea di produzione. È il primo costruttore dedicato esclusivamente alle elettriche a tagliare le otto cifre — un primato che nessun altro marchio EV puro ha ancora sfiorato. Il problema è che questo numero arriva con due anni di ritardo rispetto alle promesse e con gli stabilimenti che girano centinaia di migliaia di unità sotto la loro capacità effettiva.

La casa ha impiegato dodici anni per il primo milione, raggiunto nel 2020, e appena sei anni per passare da uno a dieci milioni. Ma la curva di crescita che per un decennio ha sostenuto la valutazione del titolo si è spezzata. Dopo il record di 1,81 milioni di consegne nel 2023, Tesla ha infilato due anni consecutivi di calo: 1,79 milioni nel 2024 e 1.636.129 unità nel 2025, un -9% anno su anno. La rotta attuale, basata sui 451.758 veicoli prodotti nel secondo trimestre 2026, proietta un ritmo annuale di circa 1,8 milioni — più di mezzo milione sotto la capacità installata.

Due anni di calo e una ripresa fragile

Il 2024 ha segnato il primo declino annuale nella storia delle consegne Tesla. Il 2025 ha confermato la tendenza con un altro scivolone. Il secondo trimestre 2026 ha mostrato un rimbalzo sorprendente: +25% anno su anno rispetto allo stesso periodo del 2025, con 480.126 veicoli consegnati. InsideEVs attribuisce il recupero in buona parte ai prezzi elevati della benzina in Europa, che hanno spinto la domanda di elettriche.

Ma un trimestre positivo non basta a invertire una traiettoria che vede Tesla costruire molto meno di quanto i suoi impianti possano produrre. La capacità installata dichiarata dall'azienda supera i 2,375 milioni di unità annue:

Confrontando questi numeri con il ritmo produttivo attuale, gli impianti operano con oltre 500.000 unità di capacità inutilizzata. Non è un problema di supply chain o di colli di bottiglia: è un problema di domanda.

Una gamma che invecchia e scommesse che non pagano

La ragione è radicata nel catalogo. Model 3 e Model Y restano i due veicoli elettrici più venduti al mondo, ma sono sul mercato rispettivamente dal 2017 e dal 2020. Il Cybertruck, su cui Tesla puntava come volano di volumi, si è rivelato — scrive InsideEVs — un flop commerciale, nonostante una nicchia di fan fedeli. La Cybercab e il Semi sono ancora in rampa di lancio. La Roadster resta in «design development», ferma lì da anni.

Nel frattempo, risorse e attenzione si sono spostate su robotaxi e robot umanoidi Optimus. La flotta di robotaxi — riporta Electrek — si sta restringendo, non allargando. Optimus continua ad accumulare ritardi. Nessuno dei due progetti vende automobili, e il business delle quattro ruote resta quello che finanzia le scommesse su intelligenza artificiale, robotica e guida autonoma.

Tesla aveva definito questa fase come una «pausa tra due ondate di crescita» già nell'aggiornamento agli azionisti del primo trimestre 2024. La prima ondata era Model 3 e Model Y. La seconda doveva essere un veicolo di nuova generazione più economico. A luglio 2026, quell'ondata non è ancora arrivata. InsideEVs segnala che l'azienda starebbe lavorando a un modello compatto «delle dimensioni di una Bolt», ma non c'è alcuna conferma ufficiale.

Il confronto con BYD e lo scoglio dei 20 milioni

Tesla è il primo produttore esclusivamente elettrico a toccare quota dieci milioni. BYD ha raggiunto i 10 milioni di veicoli a nuova energia già nel 2024, ma quel conteggio include sia elettriche pure sia ibride plug-in — una differenza che InsideEVs sottolinea esplicitamente.

I dieci milioni sono anche la metà esatta dei 20 milioni che rappresentano una delle soglie operative del pacchetto retributivo da circa mille miliardi di dollari approvato dagli azionisti per Elon Musk. La tranche azionaria legata a quel traguardo non si sblocca finché Tesla non raddoppia la produzione cumulativa. Con gli impianti attuali sotto-utilizzati e senza nuovi modelli di volume all'orizzonte, la strada per arrivarci appare in salita.

Un'analisi dei numeri di consegna mostra la dimensione del rallentamento: dai 1,81 milioni del 2023 ai 1,636 milioni del 2025, Tesla ha perso circa 174.000 consegne in due anni. Per tornare a crescere in modo significativo servirebbe molto più del rimbalzo congiunturale legato al prezzo dei carburanti. Servirebbero prodotti nuovi.

La scommessa di Musk su autonomia e robotica è stata descritta dall'editorialista di Electrek Fred Lambert come prematura: «Le scommesse non hanno pagato, e c'è la possibilità che non paghino mai, perché l'approccio di Musk all'autonomia sta venendo superato dalla concorrenza».

Il paradosso è netto: Tesla ha dimostrato che le elettriche si possono costruire su scala gigantesca e con profitto — cosa che i costruttori tradizionali stanno ancora inseguendo — ma ha smesso di investire sulla prossima auto elettrica proprio quando serviva per sostenere la crescita.

Fonti

• InsideEVs
• TeslaRati
• Electrek

«Una svolta nelle batterie conta solo se può essere prodotta su larga scala», ha dichiarato Siyu Huang, CEO di Factorial Energy. La sua azienda ha firmato il 29 luglio 2026 un memorandum d’intesa con il colosso sudcoreano SK On per valutare se gli attuali impianti agli ioni di litio possano essere riconvertiti alla produzione di batterie a stato solido. L’obiettivo è chiaro: trasformare una tecnologia da laboratorio in un prodotto industriale, riducendo i tempi di arrivo sul mercato dei veicoli elettrici.

Un memorandum per testare la fattibilità produttiva

L’intesa prevede una valutazione congiunta della piattaforma FEST® (Factorial Electrolyte System Technology) per capire se e come le linee di produzione esistenti di SK On possano supportare la futura fabbricazione di celle a stato solido. L’idea di fondo è evitare di costruire nuove fabbriche dedicate, accelerando la commercializzazione e contenendo i costi di industrializzazione.

La collaborazione combina la tecnologia proprietaria di Factorial con la vasta esperienza manifatturiera di SK On. L’azienda sudcoreana gestisce oltre 200 GWh di capacità annua nel mondo, di cui circa 100 GWh soltanto negli Stati Uniti, compreso l’impianto da 22 GWh a Commerce, in Georgia. «Il loro footprint produttivo copre alcuni degli stabilimenti più avanzati al mondo, e la loro competenza sarà decisiva per capire come integrare la tecnologia a stato solido negli ecosistemi produttivi globali», ha aggiunto Huang.

I numeri delle celle FEST: densità, cicli e ricarica rapida

Le celle semi-solide e solide di Factorial sono già in fase di test avanzata su prototipi reali. I dati tecnici dichiarati per le celle FEST da 77 Ah parlano chiaro:

• Densità energetica: 375 Wh/kg
• Cicli di vita: oltre 600
• Ricarica 15-90%: 18 minuti
• Range di temperatura operativa: da -30 °C a +45 °C
• Discharge rate: 4C

Un prototipo di Mercedes-Benz EQS equipaggiato con queste batterie ha percorso 745 miglia (circa 1.200 km) con una singola carica; InsideEVs riporta 749 miglia per lo stesso test, con 84 miglia di autonomia residua al termine del tragitto. Stellantis ha invece integrato le celle FEST nella piattaforma STLA Large, avviando i test su strada con una Dodge Charger Daytona.

SK On, un partner da 200 GWh globali

SK On è tra i maggiori produttori mondiali di batterie per veicoli elettrici e rifornisce case come Hyundai Motor Group, Ford, Volkswagen e Ferrari. Metà della sua capacità installata si trova negli Stati Uniti, un dettaglio che rende l’accordo particolarmente rilevante per il mercato nordamericano.

Ki-soo Park, responsabile dell’Institute of Future Technology di SK On, ha spiegato che la collaborazione servirà a valutare la prontezza tecnica e la sostenibilità manifatturiera delle tecnologie a stato solido, in linea con gli investimenti dell’azienda nell’innovazione delle batterie di nuova generazione.

Una strategia “capital-light” per accelerare

Factorial non intende costruire stabilimenti propri. La startup del Massachusetts sta tessendo una rete di accordi con produttori già affermati per adattare le linee esistenti, una strategia che potrebbe accorciare drasticamente i tempi di ingresso sul mercato. InsideEVs segnala che memorandum analoghi sono stati firmati con LG Chem e con i fornitori sudcoreani di materiali Philenergy e Posco Future M.

L’attuale intesa con SK On non è vincolante: i prossimi passi dipenderanno dagli esiti delle valutazioni tecniche. Se la riconversione degli impianti risulterà fattibile, il settore potrebbe disporre di una scorciatoia concreta verso la produzione di massa delle batterie a stato solido.

Metà della capacità negli USA, una scommessa nordamericana

Un dato su tutti: 100 GWh dei 200 GWh globali di SK On sono installati negli Stati Uniti. Significa che metà della potenza produttiva del partner scelto da Factorial si trova già sul suolo americano, a ridosso degli stabilimenti di Stellantis, Ford e Hyundai. Se l’adattamento delle linee funzionerà, la filiera nordamericana delle batterie a stato solido potrebbe nascere senza la necessità di investimenti greenfield miliardari.

La vera partita, più che sulla chimica, si gioca sulla capacità di riutilizzare l’esistente. L’intesa Factorial-SK On è il tentativo più strutturato di rispondere a questa domanda.

Fonti

• Electric Cars Report
• Electrek
• InsideEVs

Da ieri la Federal Communications Commission vieta l’importazione di tutti gli inverter per impianti solari e storage prodotti fuori dagli Stati Uniti. La decisione, pubblicata il 28 luglio 2026, aggiunge i power inverter alla Covered List per motivi di sicurezza nazionale e congela 58.000 MW di nuova capacità solare e accumulo prevista nei prossimi dodici mesi. Con appena il 7% della domanda coperto da produzione domestica, il mercato si trova a fronteggiare un deficit immediato del 93%.

Cosa cambia da oggi: stop immediato alle importazioni di nuovi inverter

Il divieto blocca qualsiasi nuovo modello di inverter fabbricato all’estero che non abbia già ricevuto un FCC ID valido. Sono invece salvi i dispositivi già acquistati, già approvati dalla Commissione o già in funzione. La nazionalità dell’azienda produttrice è irrilevante: come chiarito dalle FAQ ufficiali, a contare è il luogo di assemblaggio fisico dell’hardware. Qualsiasi inverter costruito fuori dai confini USA, anche se progettato da un’azienda americana, ricade nel bando.

“I welcome these executive branch national security determinations, and I am pleased that the FCC has now added foreign produced advanced robotics and power inverters to the FCC’s Covered List,” ha dichiarato il presidente della FCC Brendan Carr. “Following President Trump’s leadership, the FCC will continue to do our part to secure America’s critical supply chains, and, with today’s action, the FCC is acting in lock step with our national security agencies to do just that.”

La misura si basa su una National Security Determination emessa da un organismo interagenzia dell’esecutivo, la cui composizione non è stata resa nota. L’ordine esecutivo attribuisce agli inverter la capacità di creare “vulnerabilità nella catena di approvvigionamento che potrebbero minacciare la sicurezza economica e nazionale e un rischio informatico per le infrastrutture critiche americane”.

Quanto dipende il solare USA dall’estero? I numeri del blocco

I dati citati dalla stessa FCC, sebbene risalgano al 2020, mostrano che solo il 7% delle spedizioni di inverter proveniva da aziende con sede negli Stati Uniti. Negli anni successivi gli incentivi dell’Inflation Reduction Act hanno stimolato nuova capacità produttiva interna, ma il gap resta enorme. PV Magazine USA stima un deficit del 93% che la manifattura domestica non è in grado di colmare nel breve periodo. La capacità annua di produzione made in USA dovrebbe toccare i 40 GW entro fine anno, ma rimane al di sotto delle previsioni di installazione utility-scale della U.S. Energy Information Administration.

Nel frattempo, oltre 58.000 MW di progetti solari e di accumulo pianificati per i prossimi 12 mesi rischiano di restare al palo. Senza inverter certificati, gli impianti già costruiti non possono entrare in esercizio né immettere elettricità in rete. La sostituzione di un inverter estero con un modello domestico non è un’operazione indolore: gli accordi di interconnessione sono vincolati alle specifiche esatte del modello originario. Cambiare inverter comporta una Material Modification che obbliga a un nuovo studio tecnico e rimette il progetto in fondo alla coda.

L’unica via d’uscita: l’approvazione condizionata da Pentagono e DHS

L’unica deroga al blocco è la Conditional Approval concessa dal Department of Defense (Dipartimento della Difesa) o dal Dipartimento per la Sicurezza Interna. Per ottenerla, i produttori devono presentare una domanda e sottoporre l’intera catena di fornitura e l’architettura del firmware a un audit federale, dimostrando che il codice non può essere manipolato da remoto. Solo allora la FCC sblocca l’autorizzazione.

Per qualificarsi come “prodotto domestico” ed essere esentati dal bando, gli inverter dovranno soddisfare una soglia di contenuto nazionale del 65% fino a fine 2028, che salirà al 75% successivamente.

L’inchiesta DOE scagionava gli inverter cinesi, ma la FCC tira dritto

La mossa arriva dopo che a gennaio 2026 il Dipartimento dell’Energia aveva analizzato un campione di 30 inverter di produzione cinese senza trovare nessuna prova di hardware malevolo. L’amministrazione ha scelto di ignorare quelle conclusioni, sostenendo che il rischio è puramente digitale: la connettività wireless degli inverter intelligenti consentirebbe a governi stranieri di spingere aggiornamenti firmware capaci di spegnere interi parchi solari da remoto.

L’approccio americano è molto più duro di quello scelto dall’Unione Europea, che a inizio 2026 ha vietato l’uso di fondi comunitari per progetti con inverter di fabbricazione cinese – misura che secondo Wood Mackenzie potrebbe toccare il 14% della domanda solare UE fino al 2030. La stretta USA non fa distinzioni geografiche: colpisce qualunque paese di produzione.

L’ambasciata cinese a Washington ha reagito chiedendo agli Stati Uniti di “ascoltare le voci oggettive e razionali delle comunità imprenditoriali di entrambi i paesi” e minacciando “tutte le misure necessarie” in risposta a danni materiali agli interessi cinesi.

In Australia, dove è in corso una revisione del Security of Critical Infrastructure Act, il rappresentante di SMA Australia Darren Gladman invita a un approccio basato su evidenze: “L’Australia non deve abbandonare le catene di fornitura globali né presumere che il paese d’origine di un fornitore ne determini da solo l’affidabilità.” E aggiunge: “I proprietari di impianti rinnovabili dovrebbero sapere dove la tecnologia è progettata, dove viaggiano e sono archiviati i dati, come è governato l’accesso remoto, chi fornisce gli aggiornamenti di sicurezza e se le dichiarazioni del produttore sono state testate in modo indipendente.”

Il paradosso dell’intelligenza artificiale: più sicurezza, meno energia pulita

La Casa Bianca ha collegato esplicitamente il provvedimento alla corsa alla supremazia nell’intelligenza artificiale. Il piano AI nazionale prevede data center di nuova generazione con un fabbisogno energetico senza precedenti. Le big tech contavano su una rapida espansione di solare e batterie per alimentarli senza mandare in crisi le reti civili locali. Bloccando i componenti chiave per connettere questi impianti, la regola rischia di creare una carenza immediata di elettricità che mette a repentaglio proprio la competitività computazionale che intende proteggere. È il paradosso di una misura pensata per difendere le infrastrutture critiche, ma che nel breve termine potrebbe ostacolare la stessa crescita digitale che gli Stati Uniti vogliono guidare.

Il vero stress test per l’industria solare americana sarà la capacità di scalare la produzione domestica in tempi compatibili con le scadenze dei progetti. Fino ad allora, il collo di bottiglia normativo e produttivo rischia di diventare il freno più duro alla transizione energetica statunitense.

Fonti

• FCC bans new foreign inverter imports
• Pv-tech.org
• and it could be a big win for Australia
• Pv-magazine-usa.com

Il programma di demand response ConnectedSolutions — gestito da Eversource e National Grid — ha distribuito 5,4 milioni di dollari a 5.251 proprietari di batterie residenziali nel solo 2025. Ora la stessa infrastruttura di centrale elettrica virtuale apre ai veicoli elettrici con capacità vehicle-to-grid, trasformando ogni auto parcheggiata in una risorsa di rete pagata a prestazione. Con oltre 150.000 EV già circolanti in Massachusetts, la posta in gioco è un potenziale di storage distribuito di circa 12 GWh — quasi otto volte la capacità totale di accumulo installata nello Stato a giugno 2026 — che i proprietari potranno monetizzare durante i picchi estivi.

Come funziona l'estensione V2G di ConnectedSolutions

La sperimentazione coinvolge EnergyHub, Sunrun e The Mobility House in una partnership che punta a testare la ricarica bidirezionale residenziale all'interno del programma ConnectedSolutions. EnergyHub gestirà il dispatch tramite la piattaforma Edge DERMS, Sunrun porterà la sua esperienza nei programmi grid services (ha già un'iniziativa V2G con i proprietari di Ford F-150 Lightning), mentre The Mobility House ha collaborato con lo Stato per installare caricatori bidirezionali in siti residenziali, scolastici, municipali e commerciali.

ConnectedSolutions aggrega già 280.000 risorse energetiche distribuite in cinque Stati del New England, per una capacità flessibile di oltre 800 MW. Il programma include termostati intelligenti, scaldabagni, batterie domestiche e carichi industriali personalizzati. La novità è l'ingresso dei veicoli elettrici privati come asset di rete: non in un programma separato, ma integrati nello stesso meccanismo che già compensa le batterie fisse.

I modelli inizialmente compatibili includono Ford F-150 Lightning, Nissan Leaf, Kia EV9, Polestar 3 e Volvo EX90.

Quanto possono guadagnare i partecipanti

Il meccanismo di compenso è lo stesso applicato alle batterie domestiche: la tariffa è di 275 dollari per kW medio di contributo durante gli eventi estivi. Per un partecipante residenziale, questo si traduce in un potenziale tra 1.375 e 2.750 dollari a stagione.

L'entità dell'operazione è considerevole. Durante un'ondata di calore nel giugno 2024, la centrale virtuale ConnectedSolutions ha tagliato 375 MW di picco sulla rete del New England. Nella stagione 2025, le batterie nel programma hanno fornito 40 MW netti di risparmio di capacità estiva in Massachusetts — di cui 28,9 MW da sistemi residenziali e quasi 11 MW da batterie commerciali.

Il piano 2025-2027 punta a 125 MW di capacità da batterie: 93 MW residenziali e 31,5 MW commerciali. I veicoli elettrici, con batterie che in media ipotetica raggiungono i 75 kWh ciascuno, potrebbero accelerare sensibilmente il raggiungimento di questi obiettivi.

Le dichiarazioni dei protagonisti

Seth Frader-Thompson, presidente di EnergyHub, ha definito ConnectedSolutions «il gold standard per come le utility possono scalare le centrali elettriche virtuali unificando asset energetici diversi in un unico programma coeso».

David Roman Ubeda, Senior Program Manager di National Grid, ha sottolineato che «il V2G può offrire opportunità aggiuntive ai clienti per gestire le bollette energetiche, facendo avanzare la sostenibilità di lungo periodo in Massachusetts».

Chip Silverman, Director of Grid Services di Sunrun, ha ricordato che «le batterie dei veicoli giocano un ruolo critico nello stabilizzare la rete, fornire backup alle case e abbassare i costi energetici per tutti».

Russell Vare, VP Vehicle-Grid Integration di The Mobility House North America, ha evidenziato come «auto e bus elettrici con ricarica bidirezionale hanno una capacità preziosa di fornire backup d'emergenza e vehicle-to-grid».

Tilak Subrahmanian, Vice President Energy Efficiency and Electric Mobility di Eversource, ha aggiunto che l'azienda è «orgogliosa dell'impatto dei nostri sforzi di demand response e entusiasta di testare le capacità costruite con ConnectedSolutions su innovazioni come il V2G».

Analisi: perché l'integrazione V2G cambia i conti

Il dato più rilevante è il rapporto tra potenziale non sfruttato e capacità installata. I 150.000 EV in circolazione rappresentano circa 12 GWh di storage ipotetico — contro gli 1,6 GWh di accumulo stazionario deployato in Massachusetts. Anche ipotizzando che solo una frazione dei veicoli partecipi, ogni punto percentuale di adesione equivale a 120 MWh aggiuntivi nel parco batterie a disposizione della rete, senza costi di installazione infrastrutturale aggiuntiva perché l'hardware — l'auto — è già acquistato dal consumatore per altri scopi.

National Grid sta già testando il V2G sugli scuolabus all'interno di ConnectedSolutions, mentre Eversource ha avviato discussioni con i distretti scolastici nell'ambito di ConnectedSolutions+, un programma pilota con incentivi maggiorati per le aree a maggiore congestione di rete. L'estensione al residenziale completa un arco che va dalla mobilità pesante a quella privata, creando un mercato della flessibilità dove il veicolo elettrico smette di essere solo un carico da gestire e diventa un fornitore di capacità.

I 5,4 milioni di dollari già pagati ai proprietari di batterie domestiche dimostrano che il modello di compenso funziona e attrae partecipanti: 5.251 nuclei familiari hanno incassato incentivi reali. L'innesto dei veicoli allarga la platea potenziale ben oltre chi può o vuole installare una batteria fissa.

Fonti

• Pv-magazine-usa.com
• Energy-storage.news
• Cleantechnica.com

L’ente federale statunitense per la sicurezza stradale ha respinto la richiesta di aprire un’indagine per difetto sulle maniglie interne della Tesla Model 3, ma ha accolto una petizione parallela per avviare un regolamento che imponga a tutti i costruttori sistemi di uscita di emergenza robusti e facilmente individuabili. Il risultato è uno scenario diviso a metà: nessun richiamo immediato per i proprietari Tesla, mentre l’industria automobilistica si prepara a nuovi vincoli che potrebbero riscrivere il design delle portiere di ogni vettura in circolazione tra qualche anno.

La petizione respinta: un solo reclamo su 179.031 Model 3

La decisione, pubblicata il 24 luglio 2026, riguarda 179.031 esemplari di Model 3 dell’anno modello 2022. A chiedere l’indagine era stato, il 7 novembre 2025, il proprietario Kevin Clouse, secondo cui i comandi meccanici di emergenza per l’apertura delle porte – nascosti e privi di etichettatura – violerebbero lo standard federale FMVSS 206, che disciplina serrature, chiavistelli e cerniere per evitare l’espulsione degli occupanti in caso di incidente.

L’NHTSA ha però trovato un’unica segnalazione a sostegno di questa tesi, e la pratica risaliva proprio al veicolo di Clouse. In sostanza, su oltre 179 mila auto esaminate al 13 marzo 2026, il database dell’agenzia conteneva un solo reclamo relativo al rilascio manuale nascosto che avrebbe creato un rischio di intrappolamento. L’ente ha quindi concluso che non esistono prove sufficienti per ipotizzare un difetto legato alla sicurezza, anche perché lo standard attuale non contiene alcun requisito sull’etichettatura o sul posizionamento dei comandi meccanici – di fatto, non c’è una regola da far rispettare.

L’altra strada: un regolamento federale per le uscite di emergenza

Mentre respingeva la petizione di Clouse, l’NHTSA ha dato il via libera a un’iniziativa parallela. Il 4 novembre 2025 era stata depositata un’istanza separata presso l’Ufficio Regolamentazione, che chiedeva di creare uno standard federale per «un sistema di uscita dalle porte robusto ed evidente in tutti i veicoli a motore». L’agenzia ha dichiarato che avvierà un procedimento formale di rulemaking proprio per affrontare il rischio descritto in questi termini: «Un comando di apertura nascosto o difficile da localizzare può impedire al conducente o ai passeggeri di abbandonare il veicolo in caso di emergenza, come un incidente o un incendio».

Si tratta di un percorso molto diverso da un’indagine per difetto. Il rulemaking non mira a un singolo modello e non produce richiami a breve termine: serve a riscrivere le regole per l’intero parco auto futuro, attraverso un processo che include consultazioni pubbliche e può durare anni. Qualunque obbligo finale si applicherà soltanto ai veicoli omologati dopo l’entrata in vigore della norma, non ai milioni di esemplari già su strada. Non è un caso isolato: la Cina ha già annunciato che imporrà regole più stringenti su maniglie interne ed esterne a partire dal 2027.

Il quadro più ampio: 15 vittime, indagini aperte e un disegno di legge

La decisione arriva in un momento carico di tensione per Tesla. Negli ultimi dodici mesi l’NHTSA ha avviato un’indagine sulle maniglie della Model Y dopo le segnalazioni di bambini rimasti intrappolati nei sedili posteriori a causa della batteria da 12 volt scarica, e un’inchiesta parallela sui rilasci di emergenza della Model 3, proprio i veicoli al centro della petizione appena respinta. A gennaio 2026 il Congresso ha presentato il SAFE Exit Act, citando 15 decessi attribuiti a problemi di accesso alle maniglie, mentre Tesla sta affrontando una serie di cause legali per incidenti mortali legati alle portiere.

Le vetture Tesla sono tutte dotate di comandi meccanici di emergenza su tutte e quattro le porte, ma la loro posizione varia a seconda dell’anno e del modello, e molti proprietari – e soprattutto i soccorritori – non ne conoscono l’esistenza o il funzionamento. L’azienda ha già introdotto una modifica in Cina per combinare l’azionamento elettronico e quello manuale in un’unica manovra. Il nuovo regolamento federale non si sovrappone direttamente alle inchieste in corso, ma conferma che l’agenzia considera il tema abbastanza serio da meritare un intervento strutturale.

Nessun richiamo immediato: cosa significa per i proprietari Tesla

Il rigetto della petizione non mette fine ai controlli già aperti, che potrebbero ancora sfociare in una richiesta di richiamo. Tuttavia, per chi guida oggi una Model 3 o una Model Y, la sostanza non cambia: l’auto resta identica, e il rilascio manuale di emergenza va cercato nel punto indicato dal manuale di uso e manutenzione. L’eventuale standard futuro non avrà effetto retroattivo, quindi non obbligherà Tesla a modificare i veicoli già consegnati.

Una vittoria tattica per Tesla, ma un segnale per tutta l’industria

Sul piano immediato Tesla evita un richiamo che avrebbe coinvolto decine di migliaia di esemplari e tempi di esecuzione serrati. L’assenza di reclami diffusi – un solo caso su 179.031 veicoli, pari a una frequenza dello 0,0559% (circa lo 0,056%) – ha reso insostenibile l’ipotesi di un difetto documentato. Ma la scelta dell’NHTSA di aprire comunque un rulemaking indica che il problema non è la frequenza del guasto, bensì la progettazione di fondo: affidare l’apertura delle portiere all’elettronica e nascondere il comando manuale in un punto non immediato crea un rischio di intrappolamento che il regolatore considera reale. Se il percorso normativo andrà avanti, la definizione di “sistema di uscita robusto ed evidente” potrebbe diventare un requisito omologativo globale, allineandosi di fatto alle richieste già anticipate dalla Cina. Per Tesla – e per chiunque progetti maniglie a scomparsa e pulsanti senza feedback meccanico – sarà il momento di ripensare l’abitacolo prima ancora che arrivi un ordine di richiamo.

Fonti

• InsideEVs
• TeslaRati
• Electrek

Il Massachusetts trasforma le auto elettriche in risorse di rete remunerate. Un programma pilota appena annunciato consentirà a decine di proprietari di veicoli elettrici di vendere l’energia immagazzinata nelle batterie alla rete locale durante i picchi di domanda, alleviando la pressione di data center per l’intelligenza artificiale e ondate di calore estremo. L’iniziativa segna il passaggio dalla teoria alla pratica per la ricarica bidirezionale, con un modello di guadagno diretto per i cittadini.

Come funziona il programma pilota V2G

Il Massachusetts Clean Energy Center, divisione statale per lo sviluppo economico, finanzia il progetto e installerà 60 sistemi di ricarica bidirezionale nelle abitazioni dei partecipanti. L’infrastruttura richiede un caricatore domestico bidirezionale e un sistema di gestione energetica che dialoghi con la rete, andando oltre la semplice ricarica domestica. Le utility Eversource e National Grid integrano questa funzionalità nel loro programma esistente ConnectedSolutions, già attivo con termostati intelligenti e batterie fisse, mentre EnergyHub, Sunrun e The Mobility House forniscono il software e la tecnologia di dispacciamento.

La logica è semplice: quando la domanda di elettricità sale alle stelle, i veicoli collegati restituiscono energia alla rete, contribuendo a evitare sovraccarichi e a ridurre il ricorso a centrali di picco costose e inquinanti.

Quali veicoli sono compatibili e quanto si guadagna

Non tutte le auto elettriche possono partecipare. La lista iniziale include i modelli con supporto vehicle-to-grid di fabbrica:

• Nissan Leaf
• Kia EV9
• Polestar 3
• Volvo EX90
• Ford F-150 Lightning (fuori produzione)

Restano esclusi, almeno in questa fase, i Tesla Cybertruck e Model Y Performance, sebbene dotati di capacità bidirezionale. Il motivo, secondo quanto riportato da Heatmap News, è architetturale: Tesla integra il convertitore DC-AC direttamente nel veicolo, mentre i modelli ammessi affidano questa conversione al caricatore a muro.

I partecipanti riceveranno un compenso fisso non ancora reso noto per la semplice adesione. Il vero vantaggio economico arriva durante l’estate, quando National Grid riconosce fino a 275 dollari per kilowatt di potenza media erogata. Per un impianto domestico tipico, questo può tradursi in un guadagno stagionale compreso tra 1.375 e 2.750 dollari, a seconda della capacità del caricatore e delle prestazioni.

Il contesto più ampio: EV come risorsa di rete

L’iniziativa si inserisce in un movimento più vasto. General Motors e Pacific Gas & Electric puntano a connettere 52.000 veicoli alla rete californiana entro la fine del decennio, mentre la stessa PG&E ha avviato con Tesla un programma residenziale vehicle-to-everything basato sui Cybertruck. In Massachusetts, con oltre 150.000 veicoli elettrici già circolanti, la capacità di accumulo distribuita è enorme e in gran parte inutilizzata.

Chip Silverman, direttore dei servizi di rete di Sunrun, dichiara: «Siamo entusiasti di portare la nostra esperienza di dispacciamento in Massachusetts e di estendere la tecnologia vehicle-to-grid a più clienti. Le batterie dei veicoli svolgono un ruolo chiave nello stabilizzare la rete, fornire energia di backup alle case e ridurre i costi energetici per tutti».

Analisi: un primo passo in un mercato da 150.000 veicoli

Con 60 sistemi installati, il programma copre appena lo 0,04% del parco circolante elettrico dello Stato — una goccia nel mare, ma sufficiente a testare la fattibilità tecnica e l’attrattiva economica del modello. La forbice di guadagno tra 1.375 e 2.750 dollari a stagione può diventare un incentivo concreto per chi possiede uno dei modelli compatibili, anche se l’esclusione di Tesla, che domina il mercato, limita il bacino iniziale. La sfida per le utility sarà rendere l’iscrizione così semplice e il ritorno così visibile da convincere i proprietari a modificare le proprie abitudini di ricarica senza timori per l’autonomia. Se il pilot funziona, il Massachusetts avrà dimostrato che l’auto in garage può diventare una centrale elettrica personale, pagata per lavorare quando serve alla collettività.

Tesla ha chiuso il secondo trimestre 2026 con consegne record di 480.126 veicoli e ricavi a 28,24 miliardi di dollari, in crescita del 26% rispetto allo stesso periodo del 2025. Numeri che basterebbero a festeggiare, se non fossero schiacciati dal crollo del 57% dell’utile operativo a 398 milioni di dollari e da un margine operativo ridotto all’1,4%. Il mercato ha risposto con una delle peggiori sedute degli ultimi anni: il titolo ha perso oltre il 12% in un solo giorno, cancellando circa 140 miliardi di capitalizzazione. Il messaggio è chiaro: la scommessa che Tesla sia un’azienda d’intelligenza artificiale prima che un costruttore di auto sta diventando troppo costosa, e la credibilità di Elon Musk sul fronte delle promesse future inizia a scricchiolare.

Conti in chiaroscuro: volumi da record, redditività al minimo

Tesla ha immatricolato più di 467.000 Model 3 e Model Y e appena 12.364 unità tra Model S, Model X e Cybertruck. A spingere i volumi ha contribuito un ricorso massiccio agli incentivi, finanziamenti a tasso agevolato in testa, che hanno eroso il margine lordo automobilistico (sceso al 16,3%) e il ricavo medio per veicolo, calato a circa 42.730 dollari dai 45.345 dollari di un anno fa. I crediti regolamentari, da sempre voce ad altissima marginalità, sono crollati del 67% a soli 146 milioni di dollari. Sul fronte dei costi, la spesa in ricerca e sviluppo è schizzata del 49% a 2,37 miliardi, mentre gli investimenti in capex sono quasi raddoppiati a 5,79 miliardi, assorbendo ogni residuo di cassa e facendo scivolare il free cash flow in territorio negativo per 1,09 miliardi.

Un dettaglio non secondario: il risultato netto ha beneficiato di una rivalutazione contabile di circa 1 miliardo di dollari legata alla partecipazione in SpaceX, senza la quale la fotografia del business operativo sarebbe apparsa ancora più fragile.

L’effetto chiamata: Musk parla di robotaxi e Optimus, gli investitori vendono

Il titolo, già in calo dopo la pubblicazione dei conti, ha accelerato al ribasso durante la conference call con gli analisti. Elon Musk ha ribadito la visione su robotaxi e robot umanoide Optimus, ma senza offrire nuove scadenze concrete. La frase più emblematica, secondo Electrek, è stata: «Nessun robot umanoide oggi è in grado di eseguire compiti generalizzati senza programmazione, ma Optimus sarà il primo a farlo». Una promessa identica a quella che ogni azienda del settore sta rincorrendo, senza che Tesla abbia mostrato vantaggi competitivi misurabili.

Sul fronte della guida autonoma, i dati esposti da Tesla stessa hanno deluso. L’azienda ha rivendicato 380.000 miglia percorse in modalità senza supervisione in sei città «senza incidenti rilevanti», una definizione che Tesla sceglie in autonomia. Per dare un termine di paragone, Waymo percorre una distanza analoga in circa un giorno. Le miglia pagate dai servizi robotaxi sono rimaste piatte intorno a 900.000 nel trimestre, mentre la flotta attiva senza supervisione si è ridotta a circa 21 veicoli, in calo rispetto ai periodi precedenti. La mappa dei servizi si allarga — sono state attivate Orlando e Tampa — ma il numero di auto realmente operative non cresce.

Intanto l’abbonamento alla funzionalità Full Self-Driving (supervised) ha raggiunto circa 1,48 milioni di utenti, un dato che gonfia i ricavi ricorrenti ma resta ancorato a un sistema di assistenza alla guida di Livello 2, non al robotaxi senza conducente promesso da anni.

Il nodo della credibilità: perché il “just trust me” non funziona più

Il tonfo borsistico del 23 luglio non è solo una reazione a un trimestre deludente. È il segnale che il mercato ha smesso di accettare la narrazione del «fidatevi, il futuro arriverà». Secondo Fred Lambert di Electrek, «gli investitori hanno scoperto che la parola di Musk non vale più quanto pagavano fino a ieri». I continui rinvii sulle scadenze della guida autonoma stanno erodendo la disponibilità a scontare utili che ancora non esistono.

I numeri del trimestre rendono concreta questa frattura. Se il margine operativo fosse rimasto al 4,1% di un anno fa, a parità di ricavi l’utile operativo avrebbe sfiorato 1,16 miliardi di dollari, circa 760 milioni in più rispetto ai 398 milioni reali. La differenza è stata interamente assorbita dalla maxi-spesa in capex (+142%) e R&S (+49%) e dagli incentivi concessi per tenere alti i volumi di vendita. Tesla sta funzionando come se fosse già una società di intelligenza artificiale matura, ma genera ancora la quasi totalità dei ricavi dalla vendita di auto, un’attività che oggi restituisce margini da industria tradizionale.

L’ironia sta nel contesto: il giorno del crollo, il prezzo del petrolio greggio saliva sopra i 90 dollari al barile, un fattore normalmente favorevole alla domanda di veicoli elettrici. Eppure il titolo è affondato, perché ormai la valutazione di Tesla è agganciata alla narrazione AI e robotica, non alle dinamiche del mercato dell’auto. Quando quella narrazione traballa, l’intero castello di carta si muove, indipendentemente da quanto greggio costi.

Il messaggio del mercato è netto: Tesla non può più rimandare il confronto con la realtà. Finché la redditività dell’auto arretra e i progetti di frontiera consumano miliardi senza generare ricavi proporzionali, la pazienza degli azionisti resterà un bene scarso.

Fonti

• Teslarati.com
• Teslarati.com
• Electrek.co
• Insideevs.com

Il Clean Energy Regulator australiano ha sospeso 21 società dal programma di incentivi per il fotovoltaico residenziale nel secondo trimestre 2026. Non si tratta di un semplice giro di vite burocratico: il regolatore ha reso operativo uno strumento di analisi delle immagini assistito dall’intelligenza artificiale per scovare etichette mancanti e foto di verifica contraffatte, e ha avviato il procedimento per bandire un retailer che dichiarava completi impianti mai entrati in funzione. La posta in gioco è duplice: la tutela di migliaia di consumatori e l’integrità di un mercato che nel 2023 ha superato i 20 GW di capacità installata sui tetti australiani.

Cosa è successo alle 21 aziende sospese?

Tutte e 21 le società sono state estromesse in modo permanente dal Small-scale Renewable Energy Scheme (SRES), il meccanismo che finanzia la detrazione per pannelli solari e batterie domestiche attraverso il commercio dei certificati STC. L’intervento riguarda il trimestre aprile-giugno 2026 ed è stato comunicato nel Quarterly Compliance Update pubblicato il 23 luglio 2026.

Il motivo principale, secondo il regolatore, è che queste aziende risultavano cancellate dal registro ASIC – l’equivalente del nostro Registro Imprese – e quindi non erano più soggetti giuridici in grado di operare. I requisiti di idoneità, ricorda il CER, non si esauriscono al momento dell’accreditamento: «Fit and proper person requirements are an ongoing obligation» – i partecipanti devono dimostrare costantemente di rispettare la legge e di avere l’integrità e la competenza per operare nello schema.

Asun Solar e il retailer anonimo: i due casi più gravi

Due vicende si distinguono per gravità dal lotto delle 21 sospensioni.

Asun Solar Pty Ltd, retailer e installatore di impianti su tetto, ha subito la cancellazione della registrazione ai sensi del Renewable Energy (Electricity) Act 2000. L’azienda non ha risposto a un avviso formale e non è stata in grado di dimostrare le capacità tecniche, le competenze e le pratiche commerciali richieste a un agente accreditato.

Più pesante ancora il caso di un retailer non nominato pubblicamente. Il CER gli ha notificato l’intenzione di renderlo ineligibile a firmare le dichiarazioni necessarie per creare certificati STC per un periodo fino a tre anni. Le prime verifiche hanno accertato che il retailer ha reso dichiarazioni false o fuorvianti, certificando come «completi e in grado di generare elettricità» diversi impianti fotovoltaici che in realtà non lo erano.

Il messaggio di Carl Binning, presidente facente funzione del CER, è tagliente: «False statements and incomplete work will not be tolerated». E ancora: «Stiamo avvertendo gli installatori che respingeremo le loro domande e li rimanderemo in cantiere se le cose non sono fatte bene la prima volta».

L’AI scende in campo contro etichette false e selfie di comodo

La novità tecnologica di questo giro di vite è l’entrata in funzione di uno strumento di analisi delle immagini assistito dall’intelligenza artificiale. Il sistema è progettato per passare al setaccio le foto che gli installatori devono obbligatoriamente caricare a corredo di ogni pratica: dal 1° marzo 2026 le etichette delle batterie domestiche vanno fotografate con geolocalizzazione e timestamp.

L’AI aiuta gli ispettori del CER a individuare in tempi rapidi:

• Etichette mancanti sulle installazioni
• Anomalie nei metadati delle immagini
• Possibili selfie di verifica contraffatti – le cosiddette IOV (Installer On-site Verification) che devono ritrarre l’installatore accreditato effettivamente presente in cantiere

Il CER precisa che le decisioni restano in capo agli ispettori umani: l’AI si limita a segnalare i casi sospetti per la revisione. Ma il salto di efficacia è evidente, e il regolatore può ora setacciare migliaia di pratiche che prima sfuggivano ai controlli manuali.

Perché la conformità ora è un problema sistemico

La stretta arriva in un momento in cui il solare su tetto australiano è sotto osservazione incrociata.

Da un lato, il mercato residenziale corre: i 20 GW superati nel 2023 sono un traguardo reso possibile proprio dagli incentivi SRES. Dall’altro, il segmento commerciale e industriale resta al palo. Un rapporto pubblicato a giugno 2026 dall’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) ha quantificato in appena 5,6 GW il fotovoltaico installato dalle aziende australiane, a fronte di un potenziale tecnico compreso tra 17 e 31 GW al 2050. Un «missing middle» che gli analisti descrivono come schiacciato tra gli incentivi per le famiglie e i meccanismi di supporto per i grandi impianti a terra.

C’è poi la questione dell’affidabilità della generazione dichiarata. A giugno 2026 la produzione solare complessiva è calata del 21%, mentre un picco dei prezzi all’ingrosso a fine mese ha spinto le quotazioni sopra i 120 dollari australiani al megawattora (circa 84 dollari USA). Quando la capacità certificata non corrisponde a quella realmente disponibile, l’effetto si propaga sulla rete e sui prezzi.

Considerando il ritmo delle sospensioni – 21 aziende in un solo trimestre – il CER sta mandando un segnale che va oltre il caso singolo: con una media di un’azienda estromessa ogni quattro giorni, il regolatore sta dicendo che la fase del «crescere a tutti i costi» è finita. Per i consumatori italiani il parallelo è immediato: anche in Europa la crescita del fotovoltaico residenziale sta portando a un inasprimento dei controlli sugli installatori, e il modello australiano – AI inclusa – potrebbe diventare un riferimento.

Fonti

• Pv-tech.org
• Reneweconomy.com.au
• Regulator Crackdown On Dodgy Solar Installs & Fake Selfies

Non era mai successo che un costruttore ritirasse dal mercato un modello elettrico mentre figurava ancora nella top ten delle vendite. Eppure Honda lo ha fatto. La casa giapponese ha ufficializzato che il 2026 sarà l'ultimo anno modello per il SUV elettrico Prologue, costruito sulla piattaforma Ultium di General Motors. Fine della partnership tecnica con GM e, per un periodo, nessun veicolo a batteria Honda in Nord America: lo spazio lasciato libero sarà occupato da 15 nuovi modelli ibridi in arrivo entro il 2030.

Il Prologue era stato accolto con scetticismo — un'auto Honda sviluppata da GM — ma aveva sorpreso tutti: oltre 80.000 unità consegnate dal debutto a marzo 2024, sesto posto tra i veicoli elettrici più venduti negli Stati Uniti nel 2025, poi ottavo nell'ultimo trimestre. Numeri che rendono la decisione ancora più netta.

Perché Honda chiude il capitolo Ultium

Dopo il 2026, Honda non avrà modelli elettrici in vendita in Nord America. Fine anche della produzione della Acura ZDX, l'altro SUV a batteria basato su piattaforma GM. La collaborazione tra le due aziende si è sfilacciata progressivamente: erano già saltati i piani per sviluppare insieme veicoli elettrici accessibili ed era stata sciolta la joint venture sulle celle a combustibile.

Il Prologue esce di scena nonostante una carriera commerciale più che dignitosa. Nel primo trimestre 2026 ha registrato 5.088 vendite, piazzandosi alle spalle di Tesla Model Y, Tesla Model 3, Hyundai IONIQ 5, Ford Mustang Mach-E, Chevrolet Equinox EV, Toyota BZ e Rivian R1S. Il problema è il crollo del 48% su base annua nel primo semestre 2026, con giugno in calo di circa il 40% rispetto all'anno precedente. Una frenata che Honda ha letto come strutturale, non ciclica.

L'inventario esistente resterà nei concessionari fino al 2027

Chi vuole acquistare un Prologue nuovo ha tempo fino ai primi mesi del 2027. Honda ha confermato che i concessionari continueranno a vendere le scorte disponibili per tutto il 2026 e oltre, con leasing agevolati per accelerare lo smaltimento. L'assistenza post-vendita per i proprietari attuali non subirà variazioni dopo la fine della produzione.

I 15 ibridi che ridisegnano la strategia nordamericana

La rinuncia al Prologue segue una revisione più ampia della roadmap elettrica. Honda ha posticipato lo sviluppo della Serie 0 — SUV e berlina che dovevano nascere su piattaforma proprietaria nell'hub dell'Ohio — e del SUV elettrico Acura RSX. Questa retromarcia ha generato oneri di ristrutturazione per circa 10 miliardi di dollari e ha contribuito alla prima perdita netta annuale della società dalla quotazione in Borsa.

Al posto dell'espansione a batteria nel breve termine, Honda punta sugli ibridi. I 15 nuovi modelli annunciati entro il 2030 si concentreranno su SUV e crossover di grandi dimensioni, i segmenti dove la domanda di motorizzazioni ibride resta sostenuta. CR-V, Accord e Civic nelle versioni ibride stanno già trainando la crescita delle vendite complessive Honda negli Stati Uniti, compensando il calo del Prologue.

Un successo durato due anni: cosa resta del Prologue

Il dato più sorprendente riguarda la forbice tra performance di vendita e abbandono del modello. In due anni scarsi il Prologue ha dimostrato che esiste una domanda forte per un SUV elettrico con marchio Honda, anche se sviluppato in partnership. Il sesto posto assoluto nel 2025 — davanti a modelli con più storia e piattaforme proprietarie — non è un risultato da poco.

La scelta di Honda riflette una lettura del mercato nordamericano che privilegia il mix tra motori a combustione interna e ibridi rispetto all'elettrico puro. Una scommessa controcorrente mentre Hyundai, con la IONIQ 5, registrava proprio in questo periodo uno dei trimestri migliori di sempre. La direzione per il resto del decennio è tracciata: prima gli ibridi, poi — in una fase successiva — il ritorno a una strategia elettrica più ampia.

Fonti

• Honda Says Goodbye to the Prologue as Hybrid Demand Surges
• Whoa, Honda to Stop Selling Prologue EV … What the Heck?

Mentre in Nord America ed Europa la crescita arranca, Tesla accelera dove i numeri sono piccoli ma la transizione elettrica è già in moto: in una sola settimana ha aperto ufficialmente in Uruguay e annunciato l’ingresso in Lettonia, completando la copertura dei Paesi Baltici. In parallelo, ha trasformato in permanenti gli sconti sulla Model 3 e Model Y in Cile, con ribassi fino al 25%. La regia è la stessa già vista in Colombia: usare la fabbrica di Shanghai per inondare mercati emergenti con prezzi da auto termica e drenare volumi aggiuntivi quando i mercati maturi non bastano più.

Uruguay: terzo mercato sudamericano, prezzi più bassi di Geely e BYD

L’Uruguay è diventato il terzo Paese sudamericano dove Tesla vende direttamente, dopo Cile e Colombia. La Model 3 parte da 32.990 dollari e la Model Y da 36.490 dollari, entrambe sotto i listini di concorrenti cinesi agguerriti: la Model 3 costa meno della Geely EX5 entry-level, la Model Y meno della BYD Yuan Plus. Le vetture arrivano dalla Gigafactory di Shanghai, la stessa che rifornisce la Colombia, e saranno accompagnate da una rete di Supercharger in via di sviluppo.

Il contesto locale è favorevole. L’Uruguay ha già superato il 40% di quota di mercato elettrico in diversi mesi del 2026 e a maggio ha toccato un +40% di sola quota BEV, secondo CleanTechnica. Electrek riporta invece un 29% ad aprile 2026, contro un 20% sull’intero 2025. La forbice dipende probabilmente dal perimetro di calcolo (solo BEV o plug-in inclusi) e dal mese di rilevazione, ma il punto comune è che si tratta di uno dei tassi di adozione più alti delle Americhe. Se i prezzi aggressivi di Tesla faranno da catalizzatore, il Paese potrebbe diventare il primo del continente a superare stabilmente il 50% di immatricolazioni elettriche già nel secondo semestre.

Lettonia: la pedina che chiude il Baltico

Con la Lettonia Tesla completa la presenza nei tre Stati baltici, dopo la Lituania nel 2024 e l’Estonia ad aprile 2026. L’apertura ufficiale è prevista per il 21 agosto con un pop-up store al centro commerciale Spice di Riga, ma gli ordini online sono già attivi. I prezzi, IVA esclusa al 21%, partono da 30.990 euro per la Model 3 e 34.490 euro per la Model Y. Le consegne sono stimate tra settembre e novembre.

Il paradosso lettone è che Tesla era già il marchio elettrico più venduto pur non avendo una presenza ufficiale: la Model 3 guida le registrazioni con 1.212 unità circolanti. La penetrazione BEV nel 2025 si è fermata al 7,1% su circa 22.500 immatricolazioni, con le ibride plug-in che portano il totale elettrificato vicino al 19%. La rete di ricarica conta oltre 2.000 punti pubblici, cresciuti del 77% in un anno, e include Supercharger già operativi a Riga, Jūrmala e lungo le direttrici Via Baltica. Le auto destinate alla Lettonia arriveranno con ogni probabilità da Berlino o da Shanghai.

Cile: sconti permanenti e Model 3 sotto i 30 milioni di pesos

Il mercato cileno è il banco di prova più difficile per Tesla in Sud America, perché il Paese ha le auto nuove più economiche del continente – si può ancora uscire da un concessionario con un’utilitaria sotto i 10.000 dollari. Lanciata nel 2024 con prezzi allineati a quelli statunitensi, Tesla ha venduto in Cile solo 986 unità in tutto il 2025, meno della metà di quanto ha fatto in Colombia nel solo mese di aprile 2026.

A dicembre 2025 la Model 3 costava 39.900.000 pesos cileni (circa 42.800 dollari) e la Model Y 43.900.000 pesos (circa 47.000 dollari). A febbraio 2026 sono comparsi sconti fino a 7 milioni di pesos. Adesso quei tagli sono diventati strutturali: la Model 3 a trazione posteriore si porta a casa con 29.900.000 pesos (32.000 dollari), la Model Y con 36.900.000 pesos (39.500 dollari). Per la Model 3 la riduzione tocca il 25%; per la Model Y si attesta intorno al 16 per cento.

Con questi listini, una Mazda 3 è il 30% più economica della Model 3 venduta in Cile, mentre in Colombia e Uruguay il confronto è già ribaltato a favore di Tesla. La scommessa è che il taglio basti a portare la quota di mercato elettrica cilena stabilmente sopra il 10%, un traguardo finora mancato.

Una fabbrica da riempire e 60.000 auto in più all’anno

L’operazione su Uruguay e Cile non è pensata per vincere sul singolo mercato, ma per assorbire la sovraccapacità produttiva che frena i conti di Tesla dopo due anni piatti. La fabbrica di Shanghai può sfornare volumi ben superiori a quelli assorbiti dalla Cina e dall’Europa; dirottarli verso l’America Latina – dove il parco circolante complessivo supera i 6 milioni di veicoli l’anno – è un modo per riportare la crescita dei ricavi in territorio positivo senza accendere guerre di prezzo nei mercati principali.

I numeri pubblicati da CleanTechnica danno la scala: se Tesla riuscisse a vendere in Uruguay e Cile quanto vende oggi in Colombia, sommerebbe circa 60.000 veicoli l’anno nei tre Paesi. Aggiungendo un eventuale sbarco in Argentina e Brasile, il potenziale sale a 200.000‑400.000 unità annue aggiuntive, quanto basta per riportare il costruttore verso l’obiettivo dei due milioni di consegne globali che due anni fa sembrava già a portata di mano. La strategia, per ora, resta confinata al Sud America: in Messico Tesla continua a offrire solo Model 3 Performance e Model Y a trazione posteriore, a prezzi ben superiori.

Fonti

• Cleantechnica.com
• Teslarati.com
• Electrek.co

Il colpo è doppio e arriva da Monaco. Xpeng ha aperto gli ordini del nuovo SUV-coupé L03 in oltre 60 mercati contemporaneamente, con un prezzo d'attacco di €34.990 in Francia e Belgio e €35.600 in Germania — circa 3.400 euro meno della Tesla Model Y più economica sullo stesso mercato. Il divario cresce in Norvegia, dove il listino L03 si ferma a 299.900 corone norvegesi (circa 31.100 dollari), oltre 10.000 dollari sotto la Model Y e, non a caso, appena 100 corone al di sotto della nuova soglia IVA norvegese. È il momento in cui la concorrenza cinese sui prezzi arriva nel segmento elettrico più affollato d'Europa, e lo fa con una dotazione che include di serie pompa di calore, sedili ventilati e un tetto panoramico.

Quattro versioni elettriche e un range-extender in arrivo

Il L03 misura 4,65 metri e si posiziona sotto la G6 nella gamma Xpeng. Tutte le varianti a batteria usano celle LFP e un'architettura a 400 volt. I quattro allestimenti disponibili al lancio sono:

• RWD Standard Range: batteria da 58,3 kWh, autonomia WLTP di 445 km, motore da 180 kW (241 CV), 0-100 in 7,5 secondi. Prezzo in Germania: €35.600.
• RWD Long Range: batteria da 71,2 kWh, autonomia di 520 km, stessa potenza ma scatto 0-100 in 6,6 secondi. Prezzo: €38.600.
• AWD Performance: doppio motore da 285 kW (382 CV), batteria da 71,2 kWh, autonomia di 440 km e 0-100 in 4,5 secondi. Prezzo: €41.600.
• AWD Performance Ultra: stessa meccanica della Performance, aggiunge due chip Turing AI e il sistema di assistenza alla guida VLA 2.0. Prezzo: €46.600.

A questi si affiancherà in autunno la versione range-extender L03 Power X, con una batteria da 37,25 kWh, un motore a benzina 1.5 litri che funge solo da generatore, oltre 200 km di autonomia elettrica e un'autonomia complessiva stimata attorno ai 1.000 km. Il prezzo tedesco partirà da €38.600.

Ricarica rapida nonostante i 400 volt

Pur non adottando l'architettura a 800 volt già vista sulla G6, il L03 raggiunge una potenza di ricarica massima di 236 kW. Il passaggio dal 10 all'80% richiede circa 20 minuti; la finestra 20-80% scende a 18 minuti. Sono numeri competitivi per un'auto sotto i 40.000 euro, che superano i 175 kW di picco della Model Y base e si avvicinano a prodotti di fascia più alta.

La dotazione di serie comprende anche 6 kW di vehicle-to-load, che permettono di alimentare dispositivi esterni, e una pompa di calore per ottimizzare i consumi in inverno.

Google Maps nativo: Xpeng è il primo costruttore APAC a integrarlo

Il L03 è il primo veicolo di un costruttore dell'area Asia-Pacifico a integrare il Google Maps Auto SDK direttamente nell'infotainment di bordo. La piattaforma consente a Xpeng di mantenere la propria interfaccia utente, mentre sotto il cofano girano i dati di Google: instradamento in tempo reale, stima dei consumi energetici, ricerca punti di interesse e pianificazione dei viaggi. Niente mirroring dello smartphone, niente app separata.

Jorgen Behrens, VP e General Manager di Google Maps Automotive, ha commentato: «Oltre 2 miliardi di utenti usano Google Maps ogni mese, e siamo lieti di portare la nostra tecnologia a un numero sempre maggiore di conducenti in Europa e oltre». L'integrazione, realizzata in meno di un anno, sarà estesa ad altri modelli Xpeng dopo il debutto sul L03.

La ragione vera dell'accordo va cercata nella guida assistita. Xpeng intende portare in Europa il proprio sistema NGP (Next Generation Pilot), e per farlo ha bisogno di una mappatura affidabile e aggiornata su decine di paesi. Piuttosto che costruirne una da zero, ha scelto di appoggiarsi a Google, accelerando il percorso verso l'omologazione europea delle funzioni di livello 2+ e, in prospettiva, oltre.

Il confronto con Tesla Model Y e la strategia dei prezzi

Il posizionamento del L03 è chirurgico. In Germania la Model Y base costa oggi €38.970, circa 3.370 euro in più dell'ingresso gamma Xpeng. La Model Y Standard offre più autonomia (534 km WLTP contro 445 km), ma il L03 Long Range a €38.600 arriva a 520 km, colmando quasi del tutto il gap e restando comunque sotto il prezzo Tesla.

Il caso norvegese è ancora più esplicito. Da quest'anno la Norvegia applica l'IVA al 25% sulla porzione di prezzo che supera le 300.000 corone. Xpeng ha fissato il listino del L03 a 299.900 corone, restando sotto la soglia per una corona esatta. Tesla, con la sua Model Y a 399.990 corone, paga l'IVA su quasi 100.000 corone di valore. Tradotto in dollari: circa 31.100 dollari per il L03 contro 41.500 dollari per la Model Y, un risparmio di oltre 10.000 dollari.

Se si scorpora l'IVA dai prezzi europei, il L03 si colloca tra i 31.100 dollari (Norvegia) e i 35.000 dollari equivalenti (Paesi Bassi), con prezzi di 33.400 dollari in Francia e 34.300 dollari in Germania, un livello paragonabile a quello della Chevrolet Equinox EV negli Stati Uniti. La differenza è che il L03 carica a 236 kW contro i 150 kW della Chevy, offre versioni a trazione integrale e integra hardware per la guida assistita di nuova generazione.

L’analisi: la guerra dei prezzi è arrivata nel cuore del mercato europeo

La mossa di Xpeng non è soltanto una questione di listino. È la dimostrazione che i dazi europei sulle auto elettriche cinesi non bastano a proteggere i costruttori occidentali quando il divario di costo di produzione è così ampio. Il L03 viene venduto in Europa a un prezzo che, al netto dell'IVA, equivale a circa 33.400 dollari in Francia e 34.300 dollari in Germania. La Model Y, costruita a Berlino e quindi fuori dai dazi, ha un prezzo ex-IVA di circa 37.500 dollari sullo stesso mercato. Il gap di circa 3.000-4.000 dollari c'è tutto, anche dopo che Tesla ha abbassato i prezzi.

La partita ora si gioca su due fattori. Il primo è la rete di assistenza: Xpeng ha ancora una presenza fisica ridotta in Europa, e le consegne del L03 cominceranno solo nel quarto trimestre 2026. Il secondo è la guida autonoma: le funzioni più avanzate del sistema VLA 2.0 restano vincolate all'ok dei regolatori europei, atteso non prima del 2027. Fino ad allora, il vantaggio tecnologico promesso da Xpeng rimarrà in parte sulla carta.

Il dato di fatto è che i compratori europei possono oggi prenotare un SUV elettrico di taglia media, con 520 km di autonomia e ricarica al 10-80% in 20 minuti, a un prezzo che in Norvegia è inferiore del 25% rispetto alla Model Y. La concorrenza sui contenuti e sul prezzo non è più un'annunciata minaccia futura: è già nei configuratori.

Fonti

• Electrek.co
• a first for an APAC automaker | Electrek
• Electriccarsreport.com

Una Tesla Model S Plaid Signature Edition con meno di 300 miglia è apparsa sul mercato dell'usato a 259.995 dollari — oltre 100.000 dollari in più del prezzo originale. Il concessionario J&S Autohaus di Ewing, New Jersey, sta provando a capitalizzare sulla rarità di una delle ultime 250 berline elettriche prodotte da Tesla prima della chiusura definitiva della linea di Fremont. La scommessa è chiara: trasformare l'esclusività in un affare da un quarto di milione di dollari. Ma la mossa potrebbe scontrarsi con un contratto firmato dall'acquirente originale che vieta esplicitamente la rivendita, pena una multa da 50.000 dollari e la perdita delle feature più esclusive dell'auto.

Cosa rende speciale la Signature Edition

La Signature Edition è l'addio di Tesla alla Model S e alla Model X dopo 14 anni di produzione. Solo 250 esemplari della Model S (più 100 Model X) sono stati assemblati in una tiratura finale su invito: poteva acquistarla solo chi riceveva un'email diretta da Tesla. Ogni unità monta una targa numerata sul cruscotto — questa è la numero 71 — e un pacchetto estetico e tecnico impossibile da avere sulle versioni standard.

Le caratteristiche esclusive includono:

• Vernice Garnet Red con maniglie in tinta e stemmi dorati
• Interni in Alcantara bianca con profili dorati e badge Plaid
• Freni carboceramici con pinze oro
• Full Self-Driving (Supervised), Supercharging gratuito a vita, 4 anni di Premium Connectivity
• Fino a 1.020 cavalli, 0-60 mph in meno di 2 secondi, autonomia di circa 390 miglia

Tesla fissò il prezzo a 159.420 dollari — circa 35.000 dollari in più rispetto a un Model S Plaid standard, che negli ultimi inventari costava 124.900 dollari. Il listino della Signature si giustificava con l'esclusività dell'invito e i contenuti aggiuntivi, non con differenze meccaniche: sotto la vernice speciale la Signature è identica al Plaid in produzione dal 2021.

La clausola che mette a rischio l'affare

Chi ha acquistato la Signature Edition ha firmato un no-resale agreement. Il contratto concede a Tesla un diritto di prelazione sull'auto e, in caso di rivendita non autorizzata, la casa californiana può richiedere un risarcimento di 50.000 dollari o l'intero ricavato della vendita, se superiore. Non solo: il passaggio di proprietà fa scattare la revoca automatica di Full Self-Driving, Supercharging gratuito e Premium Connectivity.

La comunicazione Tesla è inequivocabile:

"If you sell or otherwise transfer the ownership of your Model S or Model X, the remainder of the Recommended Maintenance, Wheel and Tire Protection Plan, and Windshield Protection Plan will transfer automatically to the buyer. The Full Self-Driving (Supervised), Free Supercharging and Premium Connectivity will not transfer."

Significa che il nuovo proprietario — quello che paga 260.000 dollari — riceverà un'auto senza le due funzionalità che ne giustificavano il premium originario, a meno che Tesla non decida di non applicare la clausola. Un'incognita pesante, considerando che in passato l'azienda ha già bloccato il trasferimento del Supercharging illimitato su altri veicoli usati.

Quanto è solida la scommessa da 260.000 dollari?

Il prezzo chiesto da J&S Autohaus è più del doppio di un Model S Plaid standard di pari anno. Il concessionario stesso propone altri quattro esemplari Plaid del 2026 a prezzi compresi tra 149.490 e 155.490 dollari, e versioni base a partire da 110.490 dollari. Il markup è costruito unicamente sulla scarsità: 250 unità, nessuna possibilità di ordinarne una nuova, fine produzione irreversibile — la fabbrica di Fremont è in conversione per costruire robot umanoidi Optimus.

InsideEVs fa notare un precedente poco incoraggiante per chi spera in una rivalutazione: le Signature Edition del 2012, le prime 2.000 Model S mai costruite, oggi si trovano sul mercato dell'usato a meno di 20.000 dollari. Eppure erano auto storicamente più significative — i modelli di lancio del veicolo che ha cambiato la percezione dell'elettrico. Fred Lambert di Electrek, che ne possiede ancora una, stima di non poterci ricavare più di 50.000 dollari.

Il paradosso è tutto qui: un'auto prodotta in piccola serie e invendibile per contratto viene messa in vendita a un premium da collezione, ma perde parte del suo valore reale proprio a causa del contratto che dovrebbe proteggerne l'esclusività. Un acquirente disposto a spendere 260.000 dollari ottiene un Plaid con vernice e badge speciali, ma senza le due feature più distintive, a meno di una trattativa col venditore originale o di un ripensamento di Tesla.

La storia del Model S si chiude con una mossa speculativa estrema. Difficile dire se troverà un compratore: chi può spendere quanto una piccola casa per un'auto elettrica probabilmente ha già ricevuto l'invito da Tesla. Per tutti gli altri, ci sono quattro Plaid nuovi nello stesso concessionario a metà prezzo.

Fonti

• Insideevs.com
• Electrek.co
• Teslarati.com

SolarEdge Technologies ha aperto gli ordini negli Stati Uniti per la sua nuova piattaforma residenziale Nexis, un sistema che punta a rendere l’accumulo domestico veloce da montare quanto un set di costruzioni. Con una logica “LEGO-like”, i moduli batteria da 5 kWh si impilano a scatto e collegano automaticamente cablaggi e comunicazioni. L’obiettivo dichiarato: installazione in meno di 20 minuti e commissioning sotto i 15, in un mercato dove l’abbinamento solare-batterie ha appena toccato il 45% delle nuove installazioni nel primo trimestre 2026.

Specifiche tecniche e design modulare

| Componente         | Dettaglio                                                     |
|--------------------|---------------------------------------------------------------|
| Inverter           | 13 kW on-grid / 14,5 kW off-grid                             |
| Batteria           | Moduli da 5 kWh impilabili, capacità max sistema 80 kWh       |
| Efficienza A/R     | 92,5% (pannelli → batteria → casa o rete)                    |
| Corrente di spunto | 185 LRA con almeno 3 moduli (avvia motori AC pesanti)         |
| Installazione      | Sotto i 20 minuti per team specializzati, commissioning <15 min |
| Produzione         | Tutti i componenti tranne le celle batteria fabbricati negli USA |

L’inverter è il cuore del sistema e funziona anche in modalità solo solare. I moduli batteria, dotati di maniglie integrate e chassis in alluminio per la dissipazione passiva del calore, si agganciano fisicamente senza viti né cablaggi aggiuntivi. Con 16 batterie (80 kWh totali) si può alimentare un’abitazione di grandi dimensioni anche in isola.

Come si riduce l’attrito per gli installatori

Cameron Stewart, product manager di Nexis, ha spiegato che il sistema è stato progettato dopo aver raccolto le lamentele dei tecnici sul campo: «L’operazione più lunga nell’installazione di Nexis è tirarlo fuori dalla scatola». I moduli si incastrano verticalmente e «completano da soli tutti i collegamenti meccanici, elettrici e di comunicazione». L’azienda ha condotto centinaia di test pre-lancio in impianti reali negli USA per eliminare bug, e il CEO Shuki Nir ha dichiarato: «Il feedback ricevuto finora dagli installatori su entrambe le sponde dell’Atlantico è stato molto positivo, non solo rispetto ai precedenti sistemi solari, ma rispetto a qualsiasi altro sistema disponibile sul mercato».

La presentazione ufficiale è fissata per il 15 luglio 2026 in una diretta streaming dalla sede di Milpitas, California, con testimonianze di installatori che hanno partecipato ai programmi alpha e beta.

Il contesto di mercato: accumulo in crescita nonostante la contrazione annuale

Il lancio nazionale arriva in una fase di transizione per il residenziale USA. Il primo trimestre 2026 ha registrato un tasso di adozione solare+accumulo al 45%, massimo storico, ma il mercato complessivo dello storage domestico è atteso in calo del 5% nel 2026, per poi espandersi a un ritmo medio del 12% annuo nei prossimi quattro anni (dati Wood Mackenzie). In questo scenario, la capacità di Nexis di funzionare in configurazioni AC-coupled (retrofit su impianti esistenti) e DC-coupled (nuove installazioni), unita all’idoneità ai programmi di virtual power plant già attivi per SolarEdge, rappresenta un elemento di differenziazione. La produzione statunitense di tutti i componenti esclusa la cella batteria semplifica inoltre l’accesso ai crediti d’imposta aggiuntivi per i fornitori di impianti in proprietà di terzi.

Il vero banco di prova per la piattaforma sarà la sua capacità di trasformare la semplicità di montaggio in volumi di vendita, in un momento in cui installatori e clienti chiedono sistemi integrati e tempi ridotti sul tetto.

Fonti

• Pv-magazine-usa.com

La partnership annunciata il 9 luglio 2026 tra Eaton e FranklinWH cambia il baricentro dell’accumulo domestico: l’intelligenza non risiede più soltanto nel pacco batteria, ma si sposta dentro il quadro elettrico di casa. L’integrazione tra gli smart breaker AbleEdge di Eaton e il sistema di batterie FranklinWH promette controllo granulare dei carichi, backup esteso durante i blackout e compatibilità immediata con i programmi di centrale elettrica virtuale (VPP). Il messaggio è chiaro: gestire l’energia in casa diventa più semplice per gli installatori e più redditizio per i proprietari.

Cosa portano gli smart breaker AbleEdge al sistema FranklinWH

Gli AbleEdge sono interruttori intelligenti che Eaton ha progettato per integrarsi con più sistemi di accumulo. Nel caso specifico della partnership con FranklinWH, questi dispositivi consentono di decidere quali carichi alimentare durante un’interruzione di rete e quali spegnere o differire nelle ore di picco tariffario. Il risultato pratico è un allungamento della durata del backup a parità di capacità della batteria, perché i consumi non essenziali vengono automaticamente esclusi.

L’integrazione copre sia le nuove costruzioni sia gli interventi di retrofit: gli smart breaker possono essere inseriti nei quadri elettrici esistenti e dialogano con il Meter Adapter Controller (MAC) di FranklinWH, il dispositivo che semplifica l’installazione delle batterie nelle abitazioni con meter-main combo. La configurazione e il monitoraggio dell’intero sistema – componenti Eaton e FranklinWH – passano attraverso un’unica app, la FranklinWH App.

Paul Ryan, vice president e general manager della divisione Energy Transition di Eaton, sintetizza così l’operazione: «This collaboration raises the bar for home electrification. We’re bringing intelligence to residential circuit breakers—so homeowners can control the loads that matter most, extend backup power and reduce wasted energy. AbleEdge smart breakers integrate with multiple storage systems, work right out of the box and are available through Eaton’s established distributor network—making it easy for contractors to install at scale.»

Cosa cambia per installatori e proprietari di casa

Per chi installa, il vantaggio immediato è la riduzione della complessità in cantiere. Gli AbleEdge arrivano pronti all’uso e sono distribuiti attraverso la rete già consolidata di Eaton, evitando agli elettricisti la necessità di gestire componenti di terze parti difficili da reperire. Per i proprietari di casa, il beneficio è duplice: maggiore visibilità sui consumi e la possibilità di monetizzare l’energia accumulata.

Le batterie FranklinWH erano già approvate per programmi VPP come il Wattsmart di Rocky Mountain Power, ma con l’aggiunta degli smart breaker il sistema guadagna una marcia in più: durante un evento VPP non si limita a immettere energia in rete, ma può distaccare automaticamente i grandi carichi, aumentando la quota di energia vendibile e riducendo i prelievi nei momenti di tariffa alta.

Gary Lam, CEO e co-fondatore di FranklinWH, spiega: «FranklinWH is committed to enabling more resiliency and energy freedom for homeowners looking to add storage to their home. By integrating Eaton’s AbleEdge smart breakers with our FranklinWH System, homeowners will gain new visibility and control over their energy use. Through the FranklinWH App, these insights enable smarter home energy management system, saving money and increasing energy security in the home.»

Centrali elettriche virtuali: perché l’intelligenza a monte conta

Il nodo strategico della partnership sta tutto nella parola VPP. Le centrali elettriche virtuali aggregano decine di migliaia di sistemi di accumulo domestici per fornire servizi di bilanciamento alla rete, e la loro efficacia dipende dalla capacità di modulare i carichi con precisione. Avere uno smart breaker che decide in tempo reale quali elettrodomestici alimentare – anziché affidarsi al solo inverter della batteria – moltiplica le possibilità di risposta del sistema.

L’architettura Eaton-FranklinWH consente ai proprietari di casa di generare crediti in bolletta cedendo energia alla rete durante i picchi di domanda. Il Meter Adapter Controller e l’app unificata rendono il processo trasparente: l’utente imposta le priorità, il sistema esegue.

Questa impostazione sposta la logica di controllo dal “dopo” (l’inverter che gestisce il flusso dalla batteria) al “prima” (il quadro elettrico che decide cosa deve essere alimentato e cosa no). In termini di efficienza, è la differenza tra chiudere il rubinetto generale e chiudere solo i rubinetti che non servono: il risparmio è maggiore, il backup dura più a lungo.

La soluzione congiunta è già disponibile sul mercato nordamericano. Gli smart breaker AbleEdge vengono venduti attraverso i canali distributivi Eaton, mentre l’intero ecosistema – batterie FranklinWH, MAC, app – resta sotto il cappello dell’azienda californiana. Resta da vedere con quali utility verranno attivati i primi programmi VPP che sfruttano questa integrazione: il comunicato parla di «energy system deployment with participating utilities», ma non vengono ancora fatti nomi oltre al già citato programma Wattsmart.

Fonti

• Solar Builder Magazine
• Solar Power World
• PV Magazine USA

Sunrun ha annunciato il 9 luglio 2026 un programma pilota che installerà nodi di calcolo per l’intelligenza artificiale in abitazioni già dotate di pannelli solari e batterie. I proprietari verranno compensati per ospitare l’hardware, mentre l’azienda venderà capacità di inferenza AI alle imprese. Se il modello regge, ogni kilowattora accumulato in casa potrebbe valere più di 50 dollari in revenue: molto più di un semplice risparmio in bolletta, un vero e proprio asset digitale alimentato dal tetto di casa.

Come funziona il progetto pilota

Sunrun installerà nodi di calcolo AI «dietro il contatore» in un numero non ancora reso noto di abitazioni clienti, sfruttando la base di oltre 1,1 milioni di impianti solari e di accumulo già attivi. I software di controllo ottimizzeranno il funzionamento dei nodi in base ai consumi della famiglia, alla struttura tariffaria dell’elettricità e alla partecipazione a servizi di rete. Poiché ogni nodo è abbinato a una batteria Sunrun, il sistema può continuare a funzionare anche durante un’interruzione di corrente.

«Le aziende di AI stanno correndo per assicurarsi più energia e potenza di calcolo», ha dichiarato Paul Dickson, Chief Revenue Officer e presidente di Sunrun. «In quasi due decenni abbiamo perfezionato la capacità di rendere operativi, finanziare e scalare asset distribuiti. Ora usiamo la nostra leadership nell’energia domestica distribuita e l’infrastruttura collaudata per portare il calcolo più vicino alle fonti di energia e all’inferenza.»

Nei prossimi mesi Sunrun testerà i nodi in condizioni operative e tariffarie diverse, raccogliendo dati sulle prestazioni e sull’esperienza dei proprietari. Solo dopo aver valutato i risultati rispetto a traguardi definiti deciderà l’eventuale passaggio a un lancio commerciale su larga scala.

Perché l’inferenza AI si adatta al calcolo distribuito

A differenza dell’addestramento dei modelli — che richiede cluster di GPU rigidamente sincronizzati in enormi data center — l’inferenza (le richieste quotidiane fatte a un modello già addestrato) può essere distribuita su molti nodi geograficamente sparsi senza perdere efficacia. Sunrun punta esattamente a questo: offrire alle aziende AI una rete di calcolo modulare vicina agli utenti finali, riducendo la latenza.

Un rapporto McKinsey citato dall’azienda stima che entro il 2030 l’inferenza supererà l’addestramento come carico di lavoro dominante nell’AI. Collocare i nodi in abitazioni già servite da impianti solari e batterie permetterebbe di saltare le lungaggini legate a permessi, connessioni alla rete e costruzione di nuove mega-strutture, alleggerendo al contempo la pressione sulla rete elettrica.

Il conto economico: 1 kWh può fruttare oltre 50 dollari

L’opportunità finanziaria è notevole. Secondo il CEO di OpenAI Sam Altman, una singola query AI consuma in media 0,34 Wh. Con un chilowattora di energia accumulata in una batteria domestica si possono quindi processare circa 2.900 query. Ipotizzando 1.000 token per risposta (un chatbot semplice ne utilizza tra 200 e 2.000 token), quel kWh genera circa 2,9 milioni di token.

Al prezzo corrente dei token del modello di punta ChatGPT (gpt-5.5), pari a 17,50 dollari per milione di token in input, il valore generato da un singolo kWh sale a oltre 50 dollari per un’azienda come OpenAI. Sunrun, che possiede l’hardware su cui l’energia viene prodotta, immagazzinata e impiegata, può catturare una quota significativa di quel margine vendendo capacità di inferenza alle imprese.

Non solo Sunrun: altri modelli di business per batterie e AI

Il pilota di Sunrun si inserisce in un panorama di esperimenti che cercano di sposare accumulo energetico e potenza di calcolo. A migliaia di chilometri di distanza, in Norvegia, VivoPower sta studiando un modello diverso: un sistema di accumulo co-locato con un data center da 41,5 MW a Mo I Rana potrebbe generare fino a 4 milioni di dollari di EBITDA partecipando ai mercati dei servizi ancillari nordici. Il prezzo medio dell’elettricità nella zona NO4 è di appena 0,009 dollari/kWh, contro 0,05–0,077 dollari nel sud della Norvegia e in Europa continentale, il che rende il sito estremamente competitivo per carichi energivori.

Altri tentativi di calcolo distribuito includono il progetto Span con Nvidia per data center da giardino e la startup britannica Heata, che riutilizza il calore di scarto dei nodi per scaldare l’acqua sanitaria. Sunrun ha il vantaggio di poter contare su una flotta già installata e su una rete di assistenza capillare, ma il pilota dirà se il modello regge su scala reale.

Quali prospettive per i proprietari e per la rete

Per i proprietari di casa la partecipazione al programma si traduce in un compenso economico per l’ospitalità dell’hardware, che si aggiunge ai benefici già offerti dall’impianto solare e dalla batteria. Sunrun non ha ancora comunicato i termini del pagamento né se varieranno per area geografica o carico di lavoro. L’iniziativa è distinta dalla partnership annunciata di recente con Renew Home e Tesla per aggregare oltre 16 GW di capacità energetica residenziale flessibile a beneficio di utility e hyperscaler, ma mostra la stessa logica: trasformare le case in nodi di una rete energetica e computazionale.

Poiché i nodi sono abbinati a batterie già presenti, possono continuare a funzionare durante i blackout e riducono la pressione sulle porzioni più congestionate della rete. Se replicato su larga scala, il modello potrebbe aggirare i colli di bottiglia che oggi rallentano la costruzione di nuovi data center: code per le interconnessioni, iter autorizzativi e indisponibilità di terreni.

Sunrun non ha ancora partner commerciali ufficiali, ma ha confermato di essere in trattativa con acquirenti di capacità di calcolo, costruttori edili e utility. I prossimi mesi di test saranno decisivi per capire se il nodo AI domestico può diventare un mattone dell’infrastruttura digitale, trasformando le batterie residenziali in una risorsa che non si limita ad alimentare la casa ma entra direttamente nella catena del valore dell’intelligenza artificiale.

Fonti

• PV Magazine USA
• Energy-storage.news
• Electrek

Una batteria domestica che dura 25 anni, non prende fuoco e funziona a -40°C. Non è fantascienza: è la scommessa di Unigrid con Na+Casa, il sistema di accumulo residenziale al sodio-ione appena entrato in produzione e già in fase di installazione nelle prime case europee. Il dato che cambia le carte in tavola è la chimica: niente litio, niente cobalto, niente nichel. Solo sodio, abbondante e a basso costo, con una tecnologia catodica proprietaria che promette di riscrivere l'economia dello storage domestico.

Cosa rende diversa la chimica NCO al sodio-cromo

La batteria Na+Casa utilizza celle con catodo in ossido di sodio-cromo (NaCrO₂), abbreviato NCO. Non è una formula sperimentale: Unigrid l'ha già portata su scala commerciale, rivendicando un ciclo di vita operativo di 10.000 cicli completi di carica-scarica al 100% della profondità di scarica. Nella pratica quotidiana significa poter ciclare la batteria ogni giorno per oltre 27 anni prima di osservare un degrado significativo.

Alcuni prodotti commerciali dell'azienda arrivano addirittura a superare i 30.000 cicli. Il target produttivo per il 2026 è ambizioso: 1 GWh annuo di capacità di produzione celle, un volume che segnala l'intenzione di competere direttamente con i produttori consolidati di batterie al litio.

Il passaggio al sodio ha anche un risvolto geopolitico e di filiera. Eliminando cobalto, nichel e litio — materie prime soggette a volatilità di prezzo e concentrazione geografica dell'estrazione — Unigrid punta a una catena di approvvigionamento più resiliente e meno esposta ai colli di bottiglia che hanno tormentato il settore negli ultimi anni.

Prestazioni a temperature estreme e sicurezza antincendio garantita

La tolleranza termica è il secondo pilastro della proposta Na+Casa. La batteria si ricarica con temperature comprese tra -20°C e 60°C e si scarica in un intervallo ancora più ampio, da -40°C a 60°C. Sono condizioni che coprono sia gli inverni rigidi del Nord Europa sia le ondate di calore estreme che, proprio in queste settimane, stanno mettendo sotto stress le reti elettriche di diversi continenti.

Sul fronte sicurezza, la chimica sodio-ione elimina il rischio di thermal runaway, il fenomeno di surriscaldamento a catena che può innescare incendi nelle batterie al litio. Unigrid parla esplicitamente di «zero fire risk», un'affermazione pesante in un mercato residenziale dove la percezione del pericolo incendio resta uno dei freni psicologici all'adozione.

«As residential energy bills rise — especially during extreme weather events such as the record heatwave we are seeing around the world — homeowners need storage that is safe, reliable, and financially sound. With Na+Casa, Unigrid is moving NCO sodium-ion from just a promising technology to a tangible residential storage product, giving installers and integrators an alternative to lithium-ion.»

Darren H. S. Tan, CEO e co-fondatore di Unigrid

Scheda tecnica e compatibilità con l'esistente

Na+Casa arriva in un formato pensato per l'installazione domestica senza stravolgimenti strutturali. Ecco le specifiche principali:

L'unità è compatibile con la maggior parte degli inverter ibridi già in commercio, una scelta progettuale che riduce costi e complessità dei retrofit solari residenziali. L'azienda dichiara che il sistema è già competitivo sul prezzo rispetto alle soluzioni al litio oggi disponibili.

Sul fronte certificazioni, Na+Casa ha già ottenuto la UN 38.3 per il trasporto. Unigrid prevede di completare a breve le omologazioni CE per il mercato europeo e le UL 9540 e UL 1973 necessarie per la commercializzazione negli Stati Uniti.

Prime consegne e tempistiche USA

Qui le fonti divergono leggermente. PV Magazine Global e PV Magazine USA riportano che le prime installazioni domestiche sono state completate in Europa, con lancio statunitense previsto entro fine 2026. Solar Power World è più netta: parla di consegne già in corso ai clienti americani. La discrepanza potrebbe riflettere fasi diverse della distribuzione — prime unità spedite oltreoceano ma commercializzazione su larga scala ancora da attivare — ma il quadro complessivo è chiaro: Na+Casa sta passando dalla fase di annuncio a quella operativa su entrambe le sponde dell'Atlantico.

Il mercato delle batterie residenziali al sodio-ione si sta affollando. Altri player come Eleven Energy, Biwatt e Lithium Valley hanno già presentato proposte per l'accumulo domestico; Biwatt e Lithium Valley hanno già ottenuto le certificazioni UL necessarie per vendere negli USA. La corsa è partita.

Il modello di business: leasing e rischio zero per l'utente

L'aspetto più interessante della strategia Unigrid non è solo tecnologico, ma finanziario. La durata di 25 anni trasforma la batteria in un asset di lungo periodo, aprendo la strada a modelli di third-party ownership e leasing che spostano il rischio dall'acquirente al fornitore.

Tan lo ha spiegato con chiarezza in un'intervista di maggio 2026:

«It's going to be a long-term asset, and by offering it at zero money down, we can reap monthly benefits together with the user rather than forcing them to fork out a large amount of cash on day one hoping that this thing will last 25 years. We take the risk away from them.»

Tradotto in pratica: niente esborso iniziale, canone mensile condiviso, e la certezza che se la batteria dovesse degradarsi prima del previsto il problema è di Unigrid, non di chi l'ha installata. L'azienda testerà questo approccio nei progetti commerciali in California entro fine 2026, per poi estenderlo al residenziale.

Un cambio di paradigma per lo storage domestico

Diecimila cicli equivalgono a più di 27 anni di uso quotidiano. In quel lasso di tempo, una batteria al litio residenziale media andrebbe sostituita almeno due volte. Considerando il costo di smaltimento e reinstallazione, il vantaggio economico del sodio-ione potrebbe rivelarsi molto più ampio della semplice differenza di prezzo iniziale.

C'è anche un effetto di secondo ordine: se il leasing a costo zero diventa lo standard, l'accumulo domestico smette di essere un investimento che richiede calcoli complessi sul punto di pareggio e diventa un abbonamento mensile — esattamente come è accaduto con il solare residenziale negli Stati Uniti. L'adozione di massa dello storage passa anche da qui.

Fonti

• PV Magazine Global
• Solar Power World
• PV Magazine USA

Con un programma da 135 milioni di dollari, la California lancia nuovi incentivi per chi acquista un veicolo elettrico per la prima volta, provando a colmare il vuoto lasciato dalla cancellazione del credito d’imposta federale da 7.500 dollari. Le regole, approvate in questi giorni e operative da subito, creano un vantaggio strutturale per Rivian e Lucid — entrambe con sede nello Stato — mentre Tesla resta in gran parte fuori dai benefici più consistenti. Una scelta che premia la bandiera aziendale più che la produzione sul territorio.

Come funziona il nuovo incentivo californiano

Il programma mette a disposizione sussidi immediati, erogati direttamente in concessionaria, senza bisogno di presentare domanda né di aspettare dichiarazioni fiscali. I requisiti principali sono tre:

• Possono accedere solo gli acquirenti che non hanno mai posseduto un veicolo elettrico.
• Per le auto nuove il contributo è di 3.500 dollari, per quelle usate di 1.750 dollari.
• I veicoli nuovi devono avere un prezzo di listino (MSRP) fino a 50.000 dollari; per l’usato il tetto scende a 25.000 dollari.

A questi criteri si aggiunge un’eccezione che cambia gli equilibri del mercato: le case automobilistiche con quartier generale in California sono esentate dal limite di prezzo. I loro veicoli possono accedere agli incentivi indipendentemente dal costo.

L’esenzione per i produttori californiani: chi ci guadagna

La clausola premia due costruttori in particolare. Rivian, con sede a Irvine, e Lucid, basata nella Bay Area, vedono l’intera gamma potenzialmente coperta dai sussidi, anche quando i prezzi superano abbondantemente la soglia di 50.000 dollari.

Lucid parte da 70.990 dollari con la berlina Air e da 79.990 dollari con il SUV Gravity: senza l’esenzione resterebbe completamente tagliata fuori dal programma. Rivian, con l’R2 che parte da circa 45.000 dollari, avrebbe la versione d’ingresso idonea, ma perderebbe tutte le configurazioni più ricche. L’esenzione trasforma entrambi i marchi in concorrenti artificialmente più accessibili per i primi acquirenti californiani.

Perché Tesla è rimasta fuori: la questione della sede

Il fattore discriminante non è produttivo, ma societario. Tesla continua a costruire veicoli a Fremont, nella fabbrica che ha rilevato nel 2010 e che per oltre un decennio è stata il cuore industriale del marchio in California. Dal 2021, però, la sede legale è ad Austin, in Texas, dove Elon Musk l’ha trasferita in un clima di crescente conflitto con il governatore Gavin Newsom.

Alcune Model 3 e Model Y con allestimenti sotto i 50.000 dollari restano idonee all’incentivo, ma tutte le versioni che superano quel prezzo — inclusa una fetta significativa della gamma — ne sono escluse. La regola non guarda a dove si producono le auto, ma a dove l’azienda ha piantato la propria bandiera fiscale.

Una competizione riscritta dal codice postale

Senza l’esenzione, Lucid non avrebbe accesso ai fondi e Rivian vedrebbe la propria offerta limitata al modello base. Per Tesla, la perdita dell’incentivo sulle configurazioni più costose di Model 3 e Model Y sposta il confronto con i rivali californiani su un terreno sfavorevole: un acquirente che oggi valuta una Lucid Air o una Rivian R2 ben equipaggiata può contare su 3.500 dollari di sconto diretto, mentre chi sceglie una Tesla analoga per prezzo non riceve nulla. In un mercato come quello californiano, il più grande per veicoli elettrici degli Stati Uniti, il vantaggio rischia di tradursi in quote.

La decisione mostra come la geografia delle sedi legali stia diventando una leva di politica industriale, capace di orientare la competizione fra i costruttori più di quanto non facciano le linee di produzione.

Fonti

• TeslaRati
• CleanTechnica

Tesla ha aperto gli ordini della Model Y L negli Stati Uniti e a Porto Rico il 2 luglio 2026, portando per la prima volta sul mercato americano la versione a passo lungo del suo SUV più venduto. Il prezzo parte da $61.990 per la Launch Series a trazione integrale — circa 16.000 dollari in più rispetto alla Model Y Premium AWD e circa 4.000 dollari in più rispetto alla Model Y Performance (che parte da $57.990). La mossa arriva mentre Tesla cerca di rimpiazzare il vuoto lasciato dall'uscita di scena della Model X e di contrastare l'offensiva coreana nel segmento dei SUV elettrici a tre file.

Cosa cambia nell'abitacolo: sei posti veri, non strapuntini

La Model Y L allunga il passo di 150 mm (5,9 pollici), portandolo a 3.040 mm, e guadagna circa 180 mm in lunghezza totale. Lo spazio extra non serve a stipare una panca da sette posti — la configurazione è 2+2+2 con sedili captain's chair nella seconda fila, riscaldabili e ventilati, con braccioli elettrici e ripiegamento one-touch. La terza fila offre due posti riscaldabili con reclinazione elettrica e attacchi per seggiolini.

Tesla dichiara 89 piedi cubi di spazio bagagliaio, un sistema audio a 19 altoparlanti, vetri acustici migliorati, sospensioni adattive e pneumatici sfalsati per una migliore tenuta. I display sono da 16 pollici nella prima fila e 8 pollici nella seconda, con ricarica wireless raffreddata da 50W e porte di ricarica per tutti i sedili.

L'autonomia EPA è di 325 miglia (circa 523 km) e lo scatto 0-60 mph richiede 4,4 secondi — più veloce della Model Y standard e competitivo con le rivali a tre file, anche se la Model Y L resta tra le più compatte del segmento.

Un SUV a passo lungo per tappare il buco Model X

La Model Y L era già disponibile in Cina da agosto 2025, dove è stata lanciata a un prezzo equivalente di circa 47.000 dollari. Da allora è arrivata anche in Australia, Nuova Zelanda e Sud-est asiatico. Per gli Stati Uniti, gli analisti si aspettavano un listino attorno ai 54.000 dollari, considerando il premium di circa 4.000 dollari che il modello L comanda sulla Y standard nel mercato cinese.

Tesla ha invece scelto la strategia della Launch Series: un allestimento carico e a prezzo pieno, con badge dedicati, tappetini, luci di cortesia sulle portiere, inserti in suede sulla plancia e 12 mesi gratuiti di Full Self-Driving (Supervised) e Supercharging. È lo stesso playbook già usato per altri lanci: spillare prima i clienti più motivati, per poi introdurre versioni più accessibili nei mesi successivi. Le prime consegne sono previste per settembre o ottobre 2026.

Il tempismo non è casuale. Tesla ha ufficialmente interrotto la produzione di Model S e Model X nel secondo trimestre 2026, e la Model Y L diventa di fatto l'unica opzione a tre file nel listino americano del marchio — escludendo l'opzione da 7 posti sulla Model Y standard, che resta disponibile a 2.500 dollari ma offre una terza fila molto più sacrificata.

Il prezzo è la vera notizia: il confronto con EV9 e Ioniq 9

A $61.990, la Model Y L Launch Series costa più di qualsiasi versione di Kia EV9 e Hyundai Ioniq 9, entrambe già disponibili con autonomia comparabile o superiore. Il differenziale è ancora più marcato rispetto alla Model Y base a trazione posteriore, che parte da $39.990.

Tesla punta sulla combinazione di accelerazione, rete Supercharger e sul pacchetto tecnologico (FSD incluso per un anno, Grok AI integrato) per giustificare il sovrapprezzo. Ma la domanda vera è cosa succederà quando la Launch Series lascerà il posto alle configurazioni regolari: se il prezzo scenderà verso quei 54.000 dollari attesi dal mercato, la Model Y L diventerà una proposta molto più difficile da ignorare per le famiglie americane.

L'analisi: Tesla testa la fedeltà dei suoi acquirenti

Il lancio della Model Y L arriva in un momento delicato per Tesla. Le consegne globali del secondo trimestre 2026 hanno raggiunto 480.126 unità, polverizzando le stime di Wall Street ferme a 406.000. Il merito è soprattutto di Model 3 e Model Y, che da sole hanno totalizzato 467.762 consegne. Numeri solidi, che però raccontano di un'azienda che sta spremendo al massimo le sue piattaforme esistenti senza introdurre modelli completamente nuovi — il Cybertruck, con le sue 12.364 unità consegnate insieme a Model S e X, non ha sfondato.

In questo scenario, la Model Y L è la mossa più razionale possibile: un derivato a margine più alto che non richiede nuovi investimenti industriali massicci e risponde a una domanda reale del mercato americano. Il rischio è che il prezzo della Launch Series — superiore del 15% alle aspettative degli analisti — allontani proprio le famiglie che Tesla vuole conquistare, spingendole verso Kia e Hyundai che offrono più spazio a meno soldi.

La scommessa è chiara: Tesla sta chiedendo ai suoi clienti più fedeli di pagare un premium per il badge e per l'accesso anticipato, finanziando di fatto il riempimento della pipeline produttiva. Se la domanda reggerà anche dopo l'esaurimento della Launch Series, la Model Y L potrebbe diventare il terzo polo del listino Tesla accanto a Model 3 e Model Y standard. Se invece il mercato punirà il sovrapprezzo, sarà la riprova che nel 2026 la concorrenza ha smesso di rincorrere e ha cominciato a dettare i prezzi.

Fonti

• InsideEVs
• TeslaRati
• Electrek
• TeslaRati