Categoria: Batterie

Il pacco batterie del Cybercab è più ingombrante del necessario, e non per un errore di progettazione. Tesla ha lasciato spazio accanto e sotto i moduli per poter passare in futuro alle celle LFP, meno dense di energia ma più economiche. È la differenza tra un'auto che si vende una volta e un robotaxi che deve macinare centinaia di migliaia di miglia senza finire smontato al primo guasto.

Quattro moduli sigillati al posto del pacco strutturale

Il pacco del Cybercab non è strutturale: invece di annegare centinaia di celle in un unico blocco, Tesla usa quattro moduli separati e sigillati individualmente. Un modulo guasto si sostituisce da solo, gli altri tre restano al loro posto.

Il paragone con il passato è impietoso e arriva da dentro Tesla. Robert Sumpf, direttore della progettazione meccanica di moduli e pacchi batteria, ha assegnato al pacco strutturale della Model Y "a grade D": difficile da costruire, quasi impossibile da riparare. La sua stima è che un pacco completamente strutturale guadagni circa il 10% di volume di celle in più, ma il problema è altrove: "the issue is the service cost".

Su un'auto privata quel costo si spalma su un utilizzo normale. Su un robotaxi diventa un vincolo di progetto. Eric Earley, chief engineer del Cybercab, è netto: sostituire l'intero pacco "before half a million miles is a killer on cost". Da qui i moduli sostituibili e la rigenerazione prevista fin dall'inizio.

Perché il pacco ha spazio vuoto

Accanto ai moduli e sotto di essi c'è spazio libero. Non è un margine di sicurezza: è la predisposizione per le celle LFP, che immagazzinano meno energia a parità di volume e richiedono quindi più celle per ottenere la stessa autonomia.

"So, we protected this pack to go to an even lower energy dense chemistry as we scale and need to bring LFP into the platform", ha spiegato Sumpf. L'attuale Cybercab monta celle 4680 con chimica al nichel; la descrizione tecnica del pacco parla di uno schema 88S6P, cioè 88 gruppi in serie da 6 celle in parallelo ciascuno. I due livelli non vanno confusi: 4680 è il formato della cella, NMC e LFP sono le chimiche, e un eventuale passaggio alle LFP non dice nulla sull'involucro che useranno le celle future.

Il cambio di chimica porterebbe celle che costano meno, scaldano meno e reggono più cicli di carica. Le LFP sono diventate la chimica più diffusa al mondo per le batterie dei veicoli elettrici l'anno scorso. C'è anche una ragione meno nobile per lo spazio extra: Lars Moravy, vicepresidente dell'ingegneria veicoli, ha ammesso che parte di quel margine esiste perché "we didn't need as many batteries as we thought we did". All'inizio del 2025 Tesla parlava di un pacco sotto i 50 kWh con autonomia vicina alle 300 miglia: su quei target l'efficienza implicita è di 6 miglia per kWh (300 diviso 50), pari a circa 9,7 km/kWh.

I numeri della flotta: 544 Cybercab contro 507 Model Y

Nei registri del DMV del Texas citati per l'elenco di martedì, i 544 Cybercab autorizzati nella flotta Robotaxi di Tesla superano le 507 Model Y presenti nello stesso elenco. È la prima volta che accade.

La differenza è di 37 veicoli, cioè il 7,3% in più calcolato sulle 507 Model Y. Moravy ha aggiunto che la linea del Cybercab a Giga Texas sta già superando il ritmo di dispiegamento dei robotaxi. Le prime consegne a clienti esterni sono in programma entro fine 2026, anche se la maggior parte dei veicoli resterà di proprietà Tesla per il servizio di trasporto.

Il pacco come ricambio, non come scocca

Il punto non è che Tesla rinunci al 10% di volume di celle: è che lo baratta con un pacco riparabile modulo per modulo: un pacco che, secondo Earley, non dovrebbe essere sostituito prima delle 500.000 miglia, perché la sostituzione integrale sarebbe troppo costosa. Sumpf non ha dato una data per la versione LFP, non ha nominato un fornitore di celle e non ha quantificato l'effetto sull'autonomia: lo spazio riservato è un'opzione di progetto, non un prodotto annunciato. Per chi gestisce una flotta, la differenza tra un pacco unico e quattro moduli sigillati è la differenza tra fermare un'auto e sostituire un pezzo.

Il vero test non sarà il prezzo di listino del primo Cybercab, ma quanto costa tenerlo in strada dopo il primo guasto: su questo si decide se il robotaxi economico esiste davvero.

Fonti

• TeslaRati
• Insideevs.com
• Tesla Cybercab LFP battery chemistry (non accessibile)
• Tom's Hardware

Sonnen ha depositato istanza di insolvenza in Germania, due mesi dopo essere passata da Shell alla family office TIVEN. La società conferma che continuerà a servire oltre 150.000 clienti esistenti, ma la riorganizzazione ridurrà a un solo sito produttivo la manifattura e porterà alla chiusura o all'autogestione di numerose controllate. Il nodo per chi ha una batteria domestica installata è capire cosa resta in piedi del servizio, mentre la controllata USA annuncia numeri opposti: vendite raddoppiate e produzione triplicata anno su anno.

L'istanza di insolvenza: 400 dipendenti informati a Wildpoldsried

Sonnen GmbH ha confermato il deposito e ha informato circa 400 dipendenti nella sede di Wildpoldsried, in Baviera, nella mattinata del 22 ottobre 2026. È stata Handelsblatt a riportare per prima la notizia, poi confermata dalla società. L'istanza arriva a due mesi dalla cessione da parte di Shell alla family office TIVEN, avvenuta nell'estate 2026 dopo anni di ricerca di un compratore.

Un dettaglio pesa: alla conferma dell'azienda non corrisponde ancora un avviso ufficiale nel registro delle insolvenze. La procedura è avviata ma non formalmente pubblicata. La ristrutturazione sarà profonda: numerose controllate saranno liquidate o entreranno in procedimenti di autogestione, e della manifattura resterà operativo un solo sito produttivo, che il rapporto non identifica.

Le reazioni pubbliche sono state minime. Sonnen non ha risposto alla richiesta di commento di pv magazine, e l'agenzia di comunicazione che rappresenta la società in Germania ha declinato di commentare la strategia dopo l'acquisizione. A fine agosto Franc Comino, managing director di Sonnen Ibérica, aveva dichiarato: "We remain in Spain and have high expectations here".

Il servizio ai 150.000 clienti: cosa è confermato e cosa manca

La conferma più solida riguarda i 150.000 clienti esistenti: Sonnen dice che continuerà a servirli. Non è invece chiaro come la riduzione a un solo sito produttivo e la chiusura delle controllate incideranno su assistenza, ricambi e software. Le due comunicazioni aziendali — quella tedesca e quella statunitense — non si parlano.

Per i proprietari di una batteria Sonnen, la domanda immediata è se il servizio post-vendita resterà lo stesso. Handelsblatt riporta l'impegno a servire la base installata, ma il quadro industriale che emerge è di contrazione: un solo sito produttivo, controllate chiuse o in autogestione. Il comunicato di sonnen USA non affronta l'insolvenza tedesca, e la controllata americana ha declinato di commentare gli sviluppi in Germania. Restano indeterminate le garanzie su manifattura, supporto software e assistenza durante la procedura.

Sonnen USA raddoppia le vendite mentre la Germania ristruttura

Mentre la controllata tedesca entra in procedura, sonnen USA annuncia vendite raddoppiate e produzione triplicata su base annua, con la manifattura ampliata a Stone Mountain, Georgia. La società prevede di consegnare più di 180 MWh di accumulo residenziale nel 2026.

Buona parte della crescita di sonnen USA arriva dalle virtual power plant: batterie domestiche collegate tra loro per sostenere la rete e generare valore per le famiglie. In Texas l'offerta SOLRITE — solare sul tetto, batterie, gestione energetica e partecipazione a VPP — serve più di 6.000 case. In Massachusetts il programma sonnenCommunity offre ricompense in denaro ai proprietari nei territori di National Grid e Eversource; lo Utah registra vendite in crescita con il programma Wattsmart.

Sul futuro della controllata USA si sono espressi sia il management sia il nuovo proprietario. Blake Richetta, US CEO di sonnen USA, ha detto: "TIVEN is firmly committed to the long-term success of sonnen USA as a strong, market-leading company in the North American VPP energy market". TIVEN ha dichiarato di guardare con favore al rafforzamento della crescita. Nessuna delle due dichiarazioni accenna all'insolvenza tedesca.

L'analisi: 375 clienti per ogni dipendente di sonnen GmbH

Rapportando i più di 150.000 clienti ai circa 400 dipendenti di sonnen GmbH, il carico è di circa 375 clienti per dipendente (150.000 ÷ 400). È una misura del peso che la base installata esercita su una struttura di quella dimensione, e spiega perché la continuità del servizio sia la variabile più delicata della ristrutturazione.

Il paradosso è tutto nei numeri. Sonnen USA dichiara vendite doppie e produzione triplicata anno su anno, con 180 MWh di accumulo residenziale da consegnare nel 2026: la domanda per il prodotto non è in discussione. In Germania la società arriva invece all'insolvenza due mesi dopo la cessione da Shell a TIVEN, dopo anni di ricerca di un compratore, con un solo sito produttivo destinato a restare operativo. La frattura tra i due comunicati — uno che annuncia il deposito, l'altro che celebra la crescita oltreoceano senza citarlo — lascia indeterminate le garanzie operative per i clienti esistenti: manifattura, software e assistenza non hanno, nelle fonti, una risposta esplicita.

Per chi ha una batteria Sonnen tra i più di 150.000 clienti che la società dice di voler servire, il dato da tenere a mente è uno: la continuità del servizio dipenderà da come il sito produttivo superstite e le controllate in autogestione verranno riorganizzati, non dalla solidità commerciale della controllata americana.

Fonti

• Electrek
• ESS News
• PV Magazine
• Energy-storage.news

EcoFlow attacca il costo dell'accumulo residenziale negli Stati Uniti con la serie TITAN, tre sistemi che partono da 5 kWh e scalano fino a 30 kWh. La tesi dell'azienda è che la maggior parte delle abitazioni non abbia bisogno di potenze superiori: su 100.000 famiglie analizzate, l'80% resta sotto i 6,7 kW di domanda per circa il 99% del tempo, cioè appena 15 minuti di assorbimento elevato in una giornata standard. Se il ragionamento regge, il backup domestico potrebbe smettere di essere una gara sul picco di potenza e diventare una questione di quanti kWh servono davvero durante un blackout.

Tre modelli, dal Classic al 5000 Plus

La gamma TITAN conta tre versioni — TITAN 5000 Classic, TITAN 5000 e TITAN 5000 Plus — e si affianca ai sistemi Delta Pro Ultra e Ultra X già a catalogo. Il modello di punta, il 5000 Plus, eroga 7,2 kW a 120/240 V, che salgono a 10 kW quando è collegato a un impianto solare grazie a una funzione di boost. EcoFlow dichiara che può alimentare un climatizzatore centralizzato da 3 tonnellate insieme a frigorifero, TV e luci, senza soft starter.

Le differenze dentro la famiglia sono nette:

• TITAN 5000 — 7,2 kW di uscita, ma ingresso solare limitato a 4 kW su un solo MPPT;
• TITAN 5000 Classic — la versione economica: 4 kW di uscita a 120 V e 3,2 kW di ingresso solare.

Rispetto al Delta Pro Ultra originale, il 5000 e il 5000 Plus mantengono gli stessi 7,2 kW di uscita ma partono da una batteria più piccola: 5 kWh contro 6,144 kWh. Il calcolo dà 1,144 kWh in meno, cioè circa il 18,6% di capacità in meno (1,144 su 6,144). Il Plus guadagna invece sull'ingresso solare: 8 kW contro 5,6 kW, pari a un +42,9% (2,4 kW di differenza su 5,6 kW). La differenza è di 1,144 kWh; le fonti non spiegano il motivo della scelta di 5 kWh.

Celle tabless, architettura a 200 V e dove si installa

L'hardware usa un'architettura a 200 V, celle LFP ed elettronica di potenza in carburo di silicio. EcoFlow indica la cella come "40160 tabless 2C LFP", presentata come una prima applicazione di settore: il design senza linguette riduce la resistenza e, di conseguenza, il calore generato. Il rapporto tra potenza di uscita e capacità del Plus è 1,44 C (7,2 kW su 5 kWh), quindi resta sotto il valore di 2C dichiarato per la cella.

Il Plus pesa 55 kg e misura 623 × 336 × 428 mm. Il grado di protezione è IP20, sia per il sistema sia per le batterie di espansione: serve una posizione in ambiente interno asciutto. La ricarica è specificata da 0 a 45 °C, lo scarico da -10 a 45 °C, con garanzia di 5 anni.

Smart Home Panel 10: 10 circuiti e 20 millisecondi di commutazione

L'integrazione domestica passa dal Smart Home Panel 10, che gestisce fino a 10 circuiti e supporta 50 A senza sostituire il quadro elettrico esistente. In caso di blackout la commutazione alla batteria avviene in meno di 20 millisecondi, con monitoraggio dall'app EcoFlow. Il sistema dialoga anche con impianti fotovoltaici di terze parti e ordina tre sorgenti insieme: prima il solare, poi l'energia accumulata in batteria, infine la rete nei momenti di tariffa più cara. Il software di gestione OASIS 3.0 regola carica e scarica in base ai consumi domestici, alle tariffe e alle previsioni meteo.

Prezzi a fasce e preordine con acconto da 50 dollari

I prezzi arrivano a fasce. TITAN 5000 e 5000 Plus stanno nella fascia dei 3.000 dollari in versione standalone, oppure intorno ai 7.000 dollari con pannello domestico e installazione inclusa. Il Classic parte dalla fascia dei 2.000 dollari da solo e dei 5.000 dollari installato.

Lo scarto tra le due fasce è di circa 4.000 dollari per i modelli superiori (7.000 meno 3.000) e di circa 3.000 dollari per il Classic (5.000 meno 2.000). Dentro quella differenza, EcoFlow quantifica in circa 1.200 dollari la manodopera di installazione, con circa due ore di lavoro in cantiere.

Sul fronte commerciale, l'offerta early-bird segnalata da Electrek prevede un acconto di 50 dollari per bloccare il prezzo, con un risparmio dichiarato fino a 2.999 dollari al momento del lancio, quando si paga il saldo; Electrek non chiarisce però a quale prezzo di riferimento si riferisca.

Le fonti divergono sulla tempistica. PV Magazine indica disponibilità dal 13 ottobre, con le pagine prodotto che offrono già la prenotazione e dettagli di prezzo ulteriori attesi per il 3 novembre. Electrek colloca invece il lancio ufficiale a novembre. Le due letture non sono incompatibili — prenotazioni aperte a ottobre, release ufficiale il mese successivo — ma chi vuole comprare deve sapere che i due calendari non coincidono.

Perché conta per chi vuole il backup di casa

Sul fronte del backup domestico, la serie TITAN punta su una batteria dedicata da 5 kWh, con un pannello che gestisce 10 circuiti e 50 A senza toccare il quadro elettrico.

«Whole-home backup has traditionally required households to choose between the power they want and the cost and complexity they're willing to take on», ha detto Brian Essenmacher, Head of U.S. Business Development di EcoFlow. «With Titan, we're giving more families a practical way to get the power they need, while also helping them manage energy more intelligently every day».

Il punto operativo è il cantiere. EcoFlow pre-assembla interruttori e pre-cabla i cavi prima della spedizione, e dichiara una riduzione fino all'80% del lavoro sul campo; il servizio di installazione dura sette giorni lavorativi dall'ottenimento di permessi e autorizzazioni. Le autorizzazioni FCC dei tre sistemi TITAN 5000 sono datate 20 luglio, prima delle restrizioni del 28 luglio sugli inverter di produzione straniera.

Una lettura possibile è che il vero banco di prova sarà la risposta di chi oggi rimanda l'acquisto per il costo dell'installazione. Secondo EcoFlow la manodopera di installazione vale circa 1.200 $ e la riduzione del lavoro sul campo potrebbe abbassarla ulteriormente; la batteria standalone resta la voce principale, mentre il salto a 7.000 $ comprende anche il pannello domestico.

Fonti

• PV Magazine
• ESS News
• Solar Power World
• Electrek

La chimica litio-manganese-arricchito di General Motors ha finalmente un impianto e una data: Spring Hill, in Tennessee, entro il 2028. Ultium Cells punta a diventare la prima fabbrica al mondo a produrre in massa celle LMR prismatiche, con il 33% di densità energetica in più rispetto all'LFP a costo comparabile. Il punto non è una cella migliore: è se un pickup elettrico può restare conveniente senza scendere sotto le 400 miglia di autonomia.

Spring Hill sarà la prima fabbrica al mondo di celle LMR prismatiche

Ultium Cells, la joint venture tra General Motors e LG Energy Solution, ha confermato il 29 settembre 2026 che lo stabilimento di Spring Hill, appena fuori Nashville, sarà riconvertito alla produzione di celle prismatiche LMR. Gli aggiornamenti partono entro la fine del 2026 e si chiudono nel 2028, l'anno in cui è atteso il primo veicolo GM con le nuove batterie. L'ampliamento aggiunge 500 posti di lavoro e porta l'organico del sito a 1.700 dipendenti. La pre-produzione delle celle è prevista entro la fine del 2027 in un impianto di LG Energy Solution.

Non è una mossa dell'ultima ora. GM aveva anticipato l'LMR a maggio 2025, e la cella si è poi presa il riconoscimento di Battery Innovation of the Year alla 15esima edizione del Battery Show North America, entrando anche nella lista "Next Big Things in Tech 2025" di Fast Company.

LMR si infila tra l'NMC e l'LFP, non li sostituisce

GM non abbandona le chimiche che già produce: la nuova cella occupa lo spazio vuoto tra le batterie ad alto contenuto di nichel, che restano quelle da massima autonomia, e le LFP, che restano le più economiche. L'LMR è una parente stretta delle NMC, ma con una quota molto più bassa di cobalto e nichel e una molto più alta di manganese, che GM descrive come più facile da reperire e meno costoso da estrarre e lavorare.

Kurt Kelty, vicepresidente per batterie e sostenibilità di GM, spiega che produrre più chimiche — alto contenuto di nichel, LFP e ora LMR — sia in formato pouch sia prismatico dimostra la capacità di Ultium Cells di adattarsi rapidamente all'evoluzione delle tecnologie, dalle auto elettriche all'accumulo di energia. Aggiungere l'LMR, sostiene, posiziona GM per superare le chimiche più economiche di oggi offrendo costi più bassi e prestazioni migliori.

Il 33% che le testate misurano in due modi diversi

Su un dato le fonti convergono: l'LMR promette circa il 33% di densità energetica in più dell'LFP a costo comparabile. Electrek, CleanTechnica ed Electric Cars Report parlano esplicitamente di densità energetica; InsideEVs scrive invece di 33% in più di autonomia rispetto alle LFP. Le due grandezze non coincidono: un aumento di densità energetica si traduce in chilometri in più solo a parità di peso, volume e consumi del veicolo. La discrepanza non cambia il senso dell'annuncio, ma cambia cosa si può promettere al cliente.

Il conto dei posti di lavoro e dei due miliardi

Sui numeri dichiarati si può fare qualche conto. I 500 posti aggiuntivi su un organico attuale di circa 1.200 dipendenti valgono un aumento del 41,7% della forza lavoro del sito (500 diviso 1.200), che arriva così a 1.700. Sul fronte autonomia, le oltre 400 miglia attese per i veicoli LMR corrispondono a circa l'84% delle 478 miglia stimate per il Chevrolet Silverado EV con celle ad alto contenuto di nichel (400 su 478): GM rinuncia a meno di un sesto dell'autonomia di punta per passare a una chimica dal costo paragonabile alla più economica sul mercato.

I 2 miliardi di dollari che GM destina complessivamente a LFP e LMR entro il 2030 vanno letti insieme ai dieci anni di sviluppo condotti con LG. Non è un esperimento: è la terza gamba di una strategia che tiene insieme chimiche diverse in due formati, per coprire segmenti con esigenze opposte — autonomia massima, prezzo, accumulo stazionario — dalla stessa base industriale.

Cosa cambia per chi comprerà un'elettrica di grandi dimensioni

Per chi guarda un pickup o un SUV full-size elettrico, l'LMR è la prima proposta credibile di autonomia da viaggio a un costo di cella da chimica economica. È lì che si decide la partita: negli Stati Uniti il credito d'imposta federale da 7.500 dollari è stato eliminato, e senza quel sostegno il prezzo di listino torna a pesare per intero. L'Institute of Energy Efficiency dell'University of California-Santa Barbara ha letto il progetto come la risposta americana alla dominanza cinese sulle LFP, nella gara per le batterie a basso costo.

Il contrasto è netto: mentre GM spinge sulla chimica economica, Tesla prepara per il 1° ottobre 2026 il lancio del Roadster da 200.000 dollari. Due idee opposte di auto elettrica, nello stesso mercato, nella stessa settimana.

Se le tempistiche reggono, il 2028 sarà il primo anno in cui un costruttore porterà sul mercato un'elettrica di grandi dimensioni con autonomia da cella ad alto contenuto di nichel pagando celle dal costo di una LFP. È questo, più del 33%, il numero che conta.

Fonti

• CleanTechnica
• Electrek
• Electric Cars Report
• InsideEVs

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

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

«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

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

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

Sedici gigawatt di capacità aggregata, zero nuove infrastrutture da costruire, e un cliente-target preciso: i data center che alimentano l'intelligenza artificiale americana. Il 24 giugno 2026, Sunrun, Tesla e Renew Home hanno annunciato un framework per trasformare le batterie già installate nelle case degli Stati Uniti nella più grande centrale elettrica virtuale del paese. I mercati hanno risposto nella stessa giornata: le azioni Sunrun (RUN) sono balzate del 26%, scommettendo che la crisi energetica dell'AI si converta in un flusso di ricavi ricorrenti per il principale installatore solare residenziale americano.

Come funziona la VPP da 16 gigawatt

La centrale elettrica virtuale (VPP, virtual power plant) aggrega tre categorie di risorse già esistenti: i sistemi di accumulo domestici operati da Sunrun e Tesla, e oltre 8 milioni di termostati intelligenti e dispositivi coordinati dalla piattaforma Renew Home — società del gruppo Sidewalk Infrastructure Partners con più di 6 milioni di abitazioni connesse. La capacità dichiarata supera i 16 GW: secondo l'infografica ufficiale delle tre aziende, riportata da Electrek, il valore preciso è 16,8 GW, mentre le comunicazioni ufficiali parlano genericamente di "oltre 16 GW".

La proposta commerciale — denominata "capacity-as-a-solution" — offre un punto unico di approvvigionamento per utility e data center che non richiede hardware aggiuntivo, nuove interconnessioni, acqua o suolo. La velocità è l'argomento principale: attivazione in mesi contro gli anni necessari per permitting e costruzione di centrali tradizionali o nuove linee di trasmissione. Le aziende specificano che la capacità disponibile sarà assegnata in ordine di arrivo, e che i clienti residenziali che partecipano ai programmi di supporto alla rete riceveranno compensi e premi.

Virginia: 300 MW disponibili subito, 500 MW entro il 2030

Il focus immediato è sulla Virginia, cuore della cosiddetta "Data Center Alley". Le tre aziende dichiarano di avere già 300 MW pronti per il deployment immediato nella regione, con proiezione di crescita ad almeno 500 MW entro il 2030 grazie all'espansione delle installazioni residenziali di batterie e termostati.

Sunrun e Tesla collaborano su programmi VPP già prima di questo accordo: a inizio 2026 le due aziende avevano ottenuto dal Puerto Rico Energy Bureau l'approvazione per l'iscrizione automatica dei partecipanti a un programma di capacità d'emergenza sull'isola. Il nuovo framework porta quella collaborazione su scala nazionale, con impegno formale a partecipare al Reliability Backstop Process proposto da PJM, l'operatore che gestisce il principale interconnesso elettrico degli stati orientali degli USA. Se approvato, potrebbe sbloccare immediatamente oltre 1 GW di capacità, con risorse aggiuntive negli anni successivi per peak shaving, sollievo locale alla rete e servizi ancillari rapidi.

Il costo dell'energia: meno infrastrutture, bollette più basse per tutti

Il framework si appoggia a un'analisi della società di consulenza The Brattle Group, che stima come un migliore utilizzo delle infrastrutture esistenti potrebbe ridurre le bollette energetiche americane tra 110 e 170 miliardi di dollari nel prossimo decennio, accelerando l'interconnessione dei data center di diversi anni. La logica: la rete è dimensionata per gestire i picchi che si verificano solo una frazione dell'anno, e il costo di quell'infrastruttura sovradimensionata ricade su tutti i consumatori. Tagliare quei picchi con batterie distribuite e termostati costa meno che costruire nuovi impianti di generazione.

«La rete dell'Ottocento non può alimentare l'innovazione del 2026», ha dichiarato Mary Powell, CEO di Sunrun. «Quando i data center sono costretti a ridurre le operazioni nelle ore più costose e critiche, possiamo attivare le nostre centrali distribuite per fornire loro l'energia di cui hanno bisogno, proteggendo le famiglie americane dal pagare il conto di nuove infrastrutture costose.»

Ben Brown, CEO di Renew Home, ha descritto la logica commerciale: «Crediamo che gli hyperscaler siano motivati a ridurre i costi attraverso questa transizione.» Colby Hastings, Senior Director of Residential Energy di Tesla, ha aggiunto che «una parte enorme della risposta è già in campo — nelle batterie, nei termostati e nei veicoli elettrici dentro milioni di case americane, in attesa di essere messa al lavoro.»

Analisi: tra i 16 GW dichiarati e la disponibilità reale

La domanda di energia dai data center americani è proiettata a 41 GW nel 2026 e a 66 GW nel 2027 — un aumento del 61% in un solo anno. Rispetto a questa traiettoria, i 300 MW disponibili in Virginia — meno del 2% della capacità totale dichiarata — misurano la distanza tra l'annuncio e la scala operativa reale nel breve termine.

La distinzione tra capacità teorica e disponibilità effettiva è concreta. Come nota Electrek nella propria analisi, il numero da 16 GW è un aggregato della potenza nominale delle batterie più la capacità di spostamento del carico dai termostati nelle ore di picco — non generazione continua garantita in ogni fascia oraria. I 300 MW in Virginia sono, scrive la stessa testata, "la cifra più onesta" per valutare il breve periodo. Questa lettura non smentisce il progetto: dice semplicemente che il percorso da 300 MW a 16 GW richiederà anni di iscrizioni, approvazioni da parte delle utility e accettazione dei programmi da parte di PJM.

Un metro di paragone utile: a giugno 2026 Voltus e Google hanno firmato un accordo triennale da 100 MW in PJM, aggregando risorse distribuite di aziende e abitazioni locali. Il progetto Sunrun-Tesla-Renew Home è, sulla carta, 160 volte più grande in termini di capacità dichiarata.

Il banco di prova vero non sarà l'accettazione della proposta PJM né un ulteriore rialzo in Borsa: sarà il primo contratto di fornitura firmato con un hyperscaler. La capacità è aggregata, il modello commerciale è definito, la domanda dei data center è documentata. Manca ancora il nome di un cliente sull'ordine.

Fonti

• Energy-storage.news
• Electrek
• Solar Power World

Venticinque gigawattora di batterie di accumulo distribuite in cinque cantieri tra Italia e Regno Unito, con ricavi proiettati superiori a 15 miliardi di dollari in vent'anni: il 24 giugno 2026, NatPower e Tesla hanno siglato un accordo pluriennale che cambia il modo in cui si costruisce storage di rete su scala. La novità centrale non è la dimensione — è l'architettura: procurement dei sistemi, finanziamento ed esecuzione in più paesi vengono coordinati per la prima volta sotto un unico schema integrato, aggirando il ritardo esecutivo cronico che ha storicamente frenato i grandi impianti di accumulo europei.

Priolo, Sicilia: cinque cantieri per 25 GWh, obiettivo 100 GWh

Il primo lotto copre cinque progetti iniziali in Italia e UK. Tra i siti confermati c'è un impianto a Priolo, in Sicilia; gli altri si trovano nel Regno Unito. NatPower possiederà e gestirà gli asset; Tesla fornirà i sistemi Megapack, i servizi di engineering, procurement e construction (EPC) e l'ottimizzazione commerciale tramite la piattaforma Autobidder — già attiva sulle installazioni europee di Megapack esistenti e con un track record operativo documentato.

Questi cinque siti rappresentano soltanto il primo step. Il programma complessivo punta a superare i 100 GWh di capacità totale. L'accordo affronta simultaneamente cinque priorità operative: riserva di capacità manifatturiera, accesso alla rete, permitting e conformità regolatoria, struttura finanziaria e calendario esecutivo.

Fabrizio Zago, CEO di NatPower, ha sintetizzato il problema che il deal intende risolvere: "The sector has access to technology and capital, but still struggles to deliver infrastructure consistently and within the required timelines. What we have built with Tesla is an ecosystem that enables alignment between capital and execution, and that can be replicated across multiple markets."

Mike Snyder, VP Energy & Charging di Tesla, ha descritto il contributo dell'azienda come una "vertically integrated offering" che include hardware, software, costruzione, ottimizzazione del trading e servizi operativi — un posizionamento che sposta Tesla dal ruolo di fornitore di batterie a quello di partner sistemico lungo l'intero ciclo di vita degli asset.

Quanto vale l'accordo: 4-5 miliardi per la prima fase da 25 GWh

Il costo di costruzione della prima fase da 25 GWh è stimato tra i 4 e i 5 miliardi di dollari — cifra su cui concordano tutte e tre le fonti consultate. Electrek lo indica esplicitamente come costo della prima fase; Energy-Storage.News e ESS News usano rispettivamente le espressioni "full scope" e "full project pipeline" riferendosi all'ambito contrattuale del deal, ovvero i 25 GWh iniziali. Il costo per GWh risulta quindi tra 160 e 200 milioni di dollari. Se il programma complessivo da 100+ GWh mantenesse lo stesso costo unitario, comporterebbe una spesa ben superiore a 4-5 miliardi, ma questo scenario non è annunciato né quantificato nelle fonti.

Il 62,5% di Lathrop — e il momento di Tesla energy

I 25 GWh della prima fase mettono alla prova la capacità produttiva di Tesla in modo concreto. Lo stabilimento Megapack di Lathrop, California, ha una capacità annuale di circa 40 GWh: se l'ordine NatPower venisse evaso in un unico ciclo produttivo, assorbirebbe il 62,5% dell'intera produzione annuale di quella fabbrica. Tesla ha strutturato il deal su più anni anche per questo motivo, con riserva esplicita di slot produttivi.

La divisione energy di Tesla ha attraversato un trimestre difficile: dal Q1 2025 al Q1 2026, i deployment sono calati del 15% e i ricavi energetici del 12% anno su anno — una regressione dopo il record di 46,7 GWh installati nell'intero 2025 (+48% sull'anno precedente) e i circa 14,4 GWh stimati per il Q1 2026. L'accordo NatPower porta visibilità su un pipeline contrattuale a lungo termine, esattamente il tipo di segnale che gli investitori della divisione energy chiedevano.

Il titolo TSLA ha perso il 3,3% nel pre-market di martedì, ma il movimento è stato ricondotto a notizie separate relative a una fuoriuscita di documenti riservati da parte di un gruppo ransomware — non all'accordo con NatPower.

NatPower è nata nel 2022 per iniziativa di Zago e di Stefano Sommadossi. L'accordo con Tesla si aggiunge a un progetto da 1 GW / 8 GWh nel Regno Unito annunciato con la filiale di Sembcorp — circa 1 miliardo di sterline di investimento privato — e a due altri impianti britannici da 1 GW ciascuno per cui NatPower aveva presentato domanda di pianificazione all'inizio del 2025.

Se il framework integrato regge alla prova dei cantieri — e in particolare ai tempi reali di connessione alla rete, che restano un collo di bottiglia noto in entrambi i paesi — diventa un modello replicabile su altri mercati europei. La sfida non è più tecnologica né finanziaria: è esecutiva.

Fonti

• Energy-storage.news
• ESS News
• Electrek

Honda e QuantumScape hanno annunciato il 18 giugno 2026 un accordo di ricerca congiunta multi-anno: l'obiettivo è portare le batterie allo stato solido al litio-metallo dalla fase pilota alla produzione su larga scala. La partnership segnala che Honda, pur avendo ridotto i propri obiettivi di elettrificazione a breve termine, considera questa tecnologia l'asse portante del decennio a venire. Per QuantumScape è il secondo grande costruttore — dopo Volkswagen — a validare pubblicamente la sua piattaforma dopo una due diligence tecnica indipendente.

Un accordo nato da una valutazione tecnica rigorosa

Prima di formalizzare la partnership, Honda ha condotto una valutazione approfondita della tecnologia QuantumScape: test pratici sulle celle e benchmarking rispetto alle tecnologie concorrenti attraverso prove industriali standard. Solo al termine di questo processo le due aziende hanno deciso di passare alla fase contrattuale.

«La tecnologia QS ha dimostrato vantaggi convincenti e unici durante la nostra valutazione», ha dichiarato Atsushi Ogawa, Chief Operating Officer del Research Center of Excellence di Honda R&D. «Vediamo potenziale per la tecnologia QS di aggiungere valore in una serie di applicazioni, incluse quelle automobilistiche.»

Sul fronte QuantumScape, il CEO e Presidente Siva Sivaram ha definito la valutazione di Honda «una delle più rigorose a cui la nostra tecnologia sia mai stata sottoposta», aggiungendo che l'accordo «riflette la crescente fiducia nelle batterie allo stato solido al litio-metallo QS per uno stoccaggio energetico più sicuro e ad alta densità».

Il piano multi-anno si concentra sullo sviluppo delle celle e sui processi produttivi associati, con l'obiettivo di affinare i metodi per portare la tecnologia alla produzione di massa. Le applicazioni previste vanno oltre le automobili: Honda intende esplorare l'uso delle celle QuantumScape su motociclette, attrezzature per l'energia e probabilmente nello stoccaggio stazionario.

Le specifiche della cella QSE-5 B

La piattaforma QuantumScape è già stata testata in prototipi reali. Volkswagen ha sperimentato le celle su una Ducati V21L pesantemente modificata, definendo la tecnologia superiore alle batterie agli ioni di litio tradizionali per densità energetica, velocità di ricarica, sicurezza e durata del ciclo di vita.

I dati tecnici del campione QSE-5 B:

Sul fronte produttivo, QuantumScape ha avviato nel 2026 la produzione pilota su una linea completamente automatizzata a San Jose. La sua Eagle Line incorpora il processo Cobra per la produzione rapida del separatore, progettato per operare su scala dei gigawattora. Il modello commerciale è inusuale: QuantumScape non intende essere un fornitore classico di celle, ma licenziare tecnologia e processi ai costruttori affinché li producano in autonomia.

Honda: piani EV ridimensionati, scommessa tecnologica confermata

Nel 2024, Honda aveva proiettato per le proprie celle allo stato solido prestazioni ambiziose: 50% più piccole, 35% più leggere e 25% meno costose da produrre rispetto alle celle attuali, con un'autonomia di 620 miglia a piena carica. Una proiezione ancora più spinta fissava 776 miglia entro il 2040. Queste stime derivano da dichiarazioni Honda del 2024 e non sono state ribadite nel comunicato congiunto con QuantumScape.

Nel 2026 Honda ha rinunciato ad alcune piattaforme EV di nuova generazione previste per il mercato statunitense, ridimensionando i propri obiettivi di elettrificazione a breve termine. La decisione non ha però fermato il percorso sulle celle di prossima generazione: a gennaio 2025 l'azienda aveva già avviato la produzione pilota nell'impianto di Sakura, in Giappone, e la partnership con QuantumScape si affianca ora a questo programma interno come fonte di know-how tecnologico aggiuntivo.

Una mossa di lungo periodo, non un'inversione di rotta

L'accordo con QuantumScape non è una scommessa sull'immediato — nessuna delle due società ha comunicato una data per la commercializzazione su veicoli di serie — ma una copertura strategica per quando la tecnologia sarà matura.

Per QuantumScape, avere due OEM di primo piano che validano pubblicamente la piattaforma dopo verifiche tecniche indipendenti vale più di qualsiasi comunicato. I mercati hanno risposto con un rialzo del 12% del titolo QS il giorno dell'annuncio. L'industria insegue le batterie allo stato solido almeno dal 2010, anno in cui Toyota iniziò a comunicare pubblicamente i propri investimenti in questo campo: la storia del settore è costellata di tempistiche che slittano in avanti.

Oggi QuantumScape dispone di una linea pilota automatizzata operativa e di due costruttori che ne hanno verificato la tecnologia separatamente. Se il processo Cobra reggerà la transizione dalla scala pilota ai gigawattora, il modello a licenza di QuantumScape — e non la singola partnership con Honda — sarà il vero moltiplicatore della tecnologia nelle auto elettriche degli anni Trenta.

Fonti

• Honda and QuantumScape (QS) team up to make 'game-changing' solid-state batteries
• Honda Has A New Partner For Solid-State EV Batteries
• QuantumScape and Honda Partner On Solid-State Batteries Development

Le batterie sodio-ione costeranno il 20% in meno dell'LFP nel ciclo di vita e non richiedono raffreddamento attivo: questa è la posta in gioco della partnership che General Motors ha annunciato il 13 giugno 2026 con la startup americana Peak Energy per lo stoccaggio su scala di rete. Con 900 milioni di dollari stanziati per la ricerca sulle batterie, GM punta a costruire una filiera nordamericana per ridurre la dipendenza dalla Cina.

GM e Peak Energy: la divisione dei ruoli

La partnership separa le competenze in modo netto. GM svilupperà le celle sodio-ione nei propri laboratori di Warren, Michigan, mantenendo i diritti esclusivi di produzione; Peak Energy le integrerà nei sistemi ESS (Energy Storage System) proprietari, passivamente raffreddati. Il braccio d'investimento GM Ventures ha acquisito una quota della startup.

Il vantaggio principale è strutturale: eliminare il raffreddamento attivo riduce hardware, manutenzione, perdite parassite e rumore. Peak Energy dichiara un uptime superiore al 99%. Su scala nazionale, la transizione dall'LFP ai propri sistemi permetterebbe agli USA di recuperare fino a 2 TWh di energia sprecata ogni anno dalla sola gestione del raffreddamento.

Landon Mossburg, ceo di Peak Energy, ha fissato l'ambizione: «Lowering the cost of energy is one of the most important issues facing America today. We are proud to develop an energy storage system that is safer, cheaper, and faster to deploy than any other technology on the market.»

Il sodio-ione batte l'LFP nei climi estremi

Le batterie LFP — oggi dominanti nello stoccaggio stazionario su scala di rete — hanno un limite critico: oltre 43°C i sistemi richiedono lo spegnimento forzato. In California e Texas, questo vuol dire perdere capacità di stoccaggio proprio durante le ondate di calore estive, quando la domanda di rete è al picco.

Le celle sodio-ione operano comodamente fino a 50°C senza degrado. Mukesh Chatter, ceo e co-fondatore di Alsym, azienda attiva nello stesso mercato, ha descritto il paradosso LFP in modo diretto: «Since it's based on LFP technology, during the times you need it most, such as in extreme heat, you'll actually have the least performance.»

La tecnologia LFP ha 25 anni di sviluppo alle spalle e i margini di miglioramento si stanno riducendo, mentre il sodio-ione è ancora all'inizio della propria curva di ottimizzazione. Sul fronte materiali, il sodio è 1.000 volte più abbondante del litio nella crosta terrestre. Kurt Kelty, vicepresidente batterie e sostenibilità di GM ed ex dirigente Tesla, ha dichiarato: «We happen to have fabulous reserves here. Ultimately, this should be a North American battery.»

Tax credit USA: finestra aperta fino al 2029

Il progetto può contare sul credito fiscale Section 45X (Advanced Manufacturing Production Credit) — uno dei pochi strumenti dell'IRA rimasti intatti dall'attuale amministrazione. Il meccanismo premia la produzione americana con 35 $/kWh sulle celle e 10 $/kWh sui moduli; ai materiali attivi degli elettrodi e ai minerali critici spetta un ulteriore 10% dei costi di produzione.

I crediti valgono a pieno regime fino al 2029, poi scendono al 75% dal 2030. Condizione obbligatoria: almeno il 60% del valore materiali (MACR) deve provenire da entità non classificate come Foreign Entity of Concern — una clausola che penalizza direttamente le filiere cinesi.

Ford ha imboccato la stessa strada, transitando dalla produzione di celle per EV allo stoccaggio su rete.

Analisi: la doppia scommessa sull'energia

General Motors ha già posizionato il pezzo V2G: come avevamo riportato, l'accordo con Pacific Gas & Electric prevede 52.000 EV connessi alla rete entro il 2030, e i 250.000 veicoli bidirezionali già circolanti potrebbero teoricamente alimentare 120.000 abitazioni per una settimana. Il sodio-ione aggiunge lo stoccaggio fisso a basso costo per utility e operatori di rete, completando la strategia energetica del costruttore.

Un calcolo derivato dalle cifre disponibili: combinando il credito fiscale di 35 $/kWh per le celle con un risparmio del 20% sul ciclo di vita rispetto all'LFP, i sistemi GM-Peak Energy possono competere sul costo totale di proprietà anche senza sconti aggressivi al listino — un argomento concreto con le utility che valutano i contratti su orizzonti decennali.

Il banco di prova reale non è tecnologico, ma industriale: portare le celle sodio-ione in produzione commerciale a Warren prima che la finestra dei tax credit al 100% si chiuda a fine 2029.

Fonti

• Sodium Batteries And EVs That Feed The Grid: GM's Big Energy Push
• Why GM Will Focus On Sodium-Ion Batteries For Energy Storage

La tecnologia a stato solido ha compiuto il salto più importante: dal laboratorio alla strada. L'11 giugno 2026 Stellantis ha avviato in Nord America i primi test reali su veicolo integrando le celle FEST (Factorial Electrolyte System Technology) di Factorial Energy in una Dodge Charger Daytona di sviluppo — prima volta assoluta per un veicolo del gruppo. Il progetto si inserisce nel programma di sviluppo congiunto già annunciato dai due partner; ciò che cambia ora è che i dati arrivano dalla strada, non dal laboratorio.

Prestazioni FEST vs litio-ione: i numeri del confronto

Le celle FEST raggiungono 375 Wh/kg — il 25% in più rispetto al massimo convenzionale di 300 Wh/kg, e fino all'88% in più rispetto al limite inferiore di 200 Wh/kg (375/200 = 1,875). A parità di peso del pacco, il margine si traduce direttamente in autonomia aggiuntiva. Sul fronte ricarica, la finestra di riferimento non è identica — 15-90% contro 10-80% — ma il divario di 12 minuti rimane significativo.

Semi-solido, non completamente solido: la distinzione tecnica che conta

Qui emerge una differenza tra le fonti che vale la pena chiarire. Electric Cars Report descrive la tecnologia come "solid-state" senza qualificazioni; InsideEVs precisa invece che si tratta di celle semi-solid-state, con un elettrolita di tipo gel piuttosto che completamente solido.

Non è solo semantica: i dati raccolti dalle celle semi-solide alimenteranno lo sviluppo della batteria Solstice di Factorial, la versione completamente allo stato solido di prossima generazione. Il test sulla Daytona è quindi anche una fase di sviluppo prodotto per Factorial, parallela alla validazione per Stellantis.

L'ingegneria dell'integrazione

Portare celle sperimentali in un veicolo funzionante richiede ben più di una sostituzione componenti. Gli ingegneri Stellantis hanno sviluppato una architettura meccanica brevettata per integrare le celle FEST nel pacco esistente della Daytona, nel rispetto dei requisiti automotive di sicurezza e durabilità. Sono stati modificati anche il battery management system e i controlli del pacco, per adattarli al comportamento delle nuove celle in condizioni variabili di guida e ricarica.

Ned Curic, Chief Engineering and Technology Officer di Stellantis, ha dichiarato: "This milestone shows we are bringing solid-state batteries closer to our customers with the potential for longer range, faster charging and lower costs."

La compatibilità FEST con i processi produttivi litio-ione già esistenti potrebbe accelerare la scalabilità industriale verso la nuova tecnologia, riducendo i costi di transizione.

Dal road trip Mercedes al test Stellantis

Non è la prima volta su strada per le celle Factorial. Nel 2025 una Mercedes-Benz EQS equipaggiata con le stesse celle percorse 749 miglia in un road trip europeo con una singola carica, con 85 miglia di autonomia residua all'arrivo. Con Stellantis, il programma di test copre prestazioni del pacco, ricarica, affidabilità, gestione termica e sicurezza in un'ampia gamma di condizioni di guida reali.

Siyu Huang, CEO di Factorial, ha commentato: "Real-world road testing is exactly the kind of deep full-stack collaboration that solid-state has always required."

Nessuna data commerciale è stata annunciata. Ma l'integrazione in un veicolo di serie, con un'architettura brevettata e test attivi su strada, è il passo che separa la ricerca dalla produzione.

Fonti

• Dodge Integrates Solid-State Batteries into Charger Daytona – Electric Cars Report
• A Dodge Charger Daytona EV Is Now Testing A High-Tech Solid-State Battery – InsideEVs

Le batterie a stato solido non sono più solo una promessa da laboratorio. Stellantis e Factorial Energy hanno avviato l'11 giugno 2026 i primi test su strada in Nord America con celle solid-state integrate in un veicolo di sviluppo Dodge Charger Daytona — un passaggio che sposta questa tecnologia dal banco di prova al mondo reale, con tutti i vincoli di temperatura, sicurezza e cicli che quello impone.

Le celle FEST: 375 Wh/kg, 18 minuti di ricarica, da -30°C a 45°C

Le celle FEST (Factorial Electrolyte System Technology) da 77 Ah hanno già dimostrato in laboratorio una densità energetica di 375 Wh/kg con oltre 600 cicli di carica. Su strada, la ricarica ultra-rapida porta la batteria dal 15% al 90% in 18 minuti, con un tasso di scarica massimo di 4C. L'arco termico operativo copre da -30°C a 45°C (-22°F/113°F), requisito fondamentale per i mercati nordamericani con inverni estremi.

Il passaggio da cella di laboratorio a pacco integrato sulla piattaforma STLA Large di Stellantis ha richiesto modifiche ai sistemi di controllo e al design del pacco. Siyu Huang, CEO di Factorial, ha definito il risultato "il tipo di collaborazione full-stack approfondita che le batterie solid-state hanno sempre richiesto", aggiungendo che il traguardo "stabilisce un nuovo standard per ciò che le batterie solid-state automotive possono offrire ai driver del futuro".

Factorial, Mercedes, Hyundai e Kia: il consorzio che punta alla produzione

Factorial collabora con Mercedes-Benz, Hyundai e Kia oltre che con Stellantis. A settembre 2025 una Mercedes EQS modificata aveva percorso tra 745 e 750 miglia (tra 1.200 e 1.205 km) con una singola carica — due valori leggermente diversi riportati in punti diversi della stessa fonte, probabilmente per arrotondamento della conversione chilometrica. Markus Schäfer, responsabile tecnico di Mercedes-Benz, aveva parlato di un potenziale "gamechanger per i veicoli elettrici".

Factorial dichiara un miglioramento del 50% dell'autonomia rispetto alle batterie litio-ione tradizionali, con oltre 600 miglia garantite a piena carica. La fusione con Cartesian Growth Corp III — SPAC dal valore complessivo di 1,3 miliardi di dollari — ha portato in cassa circa 110 milioni di dollari; la società quota ora al Nasdaq con il simbolo FAC.

Il vero banco di prova non è il chilometraggio percorso sulla strada di prova: è la capacità di scalare queste prestazioni su volumi di produzione industriale. Con quattro costruttori già impegnati e le risorse raccolte dalla quotazione, Factorial deve ora dimostrare che le celle FEST tengono anche quando vengono prodotte su scala.

Fonti

• Solid-state batteries are now powering EVs in the real world – Electrek

Nell'arco di 24 ore, il settore delle batterie a stato solido ha vissuto il suo momento più rivelatore: un'inchiesta con oltre 20 esperti indipendenti ha smascherato la truffa di Donut Lab, mentre Factorial Energy debuttava a Nasdaq con 749 miglia di autonomia reale già dimostrate su strada. Le due vicende, sovrapposte nel tempo, mostrano dove si trova davvero la frontiera di questa tecnologia: non nelle promesse irripetibili, ma nei collaudi con i grandi costruttori e nelle certificazioni di laboratori terzi.

La batteria «solid-state» di Donut Lab era litio comune

La cella presentata al CES 2026 da Donut Lab come rivoluzionaria — 400 Wh/kg, 100.000 cicli e ricarica in 5 minuti — è una normale cella agli ioni di litio. Questa la conclusione dell'indagine del ricercatore Ziroth, basata su prove elettrochimiche sottoposte a oltre 20 esperti indipendenti.

Le prove sono di due tipi. Le curve di voltaggio rilevate nei test di VTT mostrano una tensione di 3,7-3,8 volt al 50% di carica: l'intervallo tipico delle celle al nichel-manganese-cobalto (NCM) a base di litio. Le celle al sodio-ione che Donut Lab dichiarava di usare non superano i 3,5 volt alla stessa carica. I dati sull'espansione cellulare durante la ricarica aggiungono una firma ancora più precisa: il caratteristico "kink" intorno al 50-70% di carica è prodotto dall'anodo in grafite, e i ioni sodio sono fisicamente troppo grandi per intercalarsi nella grafite — quella firma appartiene al litio, non al sodio.

La densità energetica reale calcolata dall'indagine è 298 Wh/kg: il valore atteso da una buona cella al litio-ione, lontano dai 400 Wh/kg rivendicati.

Julian Zanau del Fraunhofer Research Institute, tra gli esperti consultati, ha descritto l'incontro con i rappresentanti di CT Coatings — l'azienda tedesca che avrebbe dovuto fornire la tecnologia — così: «La prima impressione è stata che queste persone non sanno come funziona una batteria. Parlavano di nessun metallo delle terre rare nelle loro batterie e quindi niente litio, e per qualunque chimico il litio non ha nulla a che fare con i minerali delle terre rare.»

La filiera nascosta si articola tra CT Coatings (fornitore della tecnologia), Nordic Nano — mai produttrice di una singola cella, stando all'indagine — e Donut Lab (commercializzatore). Nessuno dei tre soggetti aveva competenze chimiche indipendenti per verificare le specifiche dichiarate.

Su questa base, Donut Lab ha raccolto circa 25 milioni di dollari da oltre 1.300 azionisti, più di 900 dei quali con 50 azioni o meno. L'amministratore delegato Marko Lehtimäki aveva promesso agli investitori un rendimento potenziale fino a dieci volte in soli 12-18 mesi. Dopo la presentazione al CES, la valutazione della società è salita a 1,25 miliardi di dollari. Le autorità finanziarie e penali finlandesi avrebbero avviato indagini.

Factorial Energy: 1.205 km reali e quotazione a 1,3 miliardi

L'8 giugno 2026, Factorial Energy ha completato la fusione con Cartesian Growth Corporation III — una società veicolo (SPAC) — e ha iniziato a negoziare sul Nasdaq con i simboli FAC e FACWW. La transazione valuta la società circa 1,3 miliardi di dollari.

I proventi lordi attesi oscillano tra 100 e 110 milioni di dollari: le due fonti che coprono l'operazione riportano rispettivamente "oltre 100 milioni" (Electric Cars Report) e "circa 110 milioni" (Electrek), con una differenza che dipende probabilmente dal calcolo dei rimborsi degli azionisti SPAC.

Le credenziali di Factorial sono già state messe alla prova. A settembre 2025, una Mercedes-Benz EQS modificata con le celle FEST® (Factorial Electrolyte System Technology) ha percorso 1.205 km con una singola carica — risultato che Markus Schäfer, responsabile tecnologico di Mercedes-Benz, ha definito un potenziale «gamechanger» per i veicoli elettrici. La batteria ha erogato il 25% di energia utile in più rispetto al pacco standard dell'EQS, a parità di dimensioni e peso.

I partner di sviluppo includono Mercedes-Benz, Hyundai Motor Group, Kia, Stellantis e Karma Automotive, con cui Factorial ha avviato il primo programma di produzione di batterie solid-state per veicoli passeggeri negli Stati Uniti.

Le prestazioni certificate dalla tecnologia FEST

Stellantis ha verificato le celle da 77 Ah di Factorial in condizioni di laboratorio controllate. I risultati:

Il pacco è circa un terzo più compatto del corrispettivo agli ioni di litio. Factorial non costruisce impianti propri ma opera tramite joint venture manifatturiere — un modello pensato per ridurre il fabbisogno di capitale necessario a scalare.

Dove sta la vera frontiera

Il confronto tra le due vicende permette un calcolo diretto: Factorial ha una densità energetica certificata di 375 Wh/kg, il 26% superiore ai 298 Wh/kg realmente misurati nella cella Donut Lab (298 × 1,26 ≈ 375). I 400 Wh/kg promessi da Donut Lab si trovavano a cavallo tra realtà e finzione: non erano impossibili in assoluto, ma erano ben al di là di quanto la tecnologia effettivamente consegnata fosse in grado di offrire.

Le valutazioni delle due società sono quasi identiche sulla carta — 1,3 miliardi per Factorial, 1,25 miliardi per Donut Lab post-CES. La differenza non è nel numero: per Factorial ci sono test su strada con Mercedes, accordi con cinque case automobilistiche e celle verificate da Stellantis; per Donut Lab c'era una presentazione a Las Vegas e un'analisi tecnica condotta internamente, senza laboratori indipendenti.

La distanza tra le due storie misura esattamente il valore di una certificazione terza in un settore dove le promesse abbondano e le prove concrete restano la sola valuta che conta.

Il contributo non è una promessa futura: la Slovenia ha già definito la finestra di installazione ammissibile — connessioni tra gennaio e luglio 2026 — e chi ha già connesso o si appresta a farlo entro fine luglio potrà prepararsi a recuperare fino al 45% dei costi sostenuti. Con un budget complessivo da 10 milioni di euro gestito dall'operatore di mercato elettrico Borzen e alimentato dal Climate Fund nazionale, il programma premia chi ha agito o agisce nei mesi previsti — attraverso un contributo a fondo perduto, non un prestito da restituire.

Come funziona il contributo: struttura e massimali

Il bando co-finanzia l'acquisto e l'installazione di sistemi BESS (Battery Energy Storage Systems), compresi gli inverter ibridi associati e tutte le installazioni elettriche collegate. La struttura del rimborso opera su due parametri combinati.

Il primo è la percentuale massima del 45% sulle spese ammissibili documentate. Il secondo è il tetto unitario di €225 per kWh di capacità di stoccaggio installata. Il beneficiario riceve il minore tra i due valori: se il 45% delle fatture supera il prodotto di €225 moltiplicato per i kWh installati, è quest'ultimo a fare da tetto effettivo; se invece il 45% delle spese risulta il valore inferiore, è quella percentuale che determina il contributo finale.

Applicando i dati del bando: un impianto da 50 kWh può ricevere al massimo 11.250 euro di rimborso (€225 × 50 kWh); uno da 100 kWh sale fino a 22.500 euro. Sono soglie rilevanti per investimenti in accumulo commerciale o industriale.

Le domande si presentano esclusivamente in via elettronica attraverso il portale di Borzen, a partire dal 4 agosto 2026 e fino al 31 ottobre 2026 — o fino a esaurimento anticipato dei fondi disponibili. Quest'ultima clausola non è formale: con 10 milioni di euro complessivi e una finestra di quattro mesi, la tempestività della domanda può fare concretamente la differenza tra ricevere il rimborso e restare fuori.

Chi può accedere al programma e con quali condizioni

Il bando è aperto a imprese, istituzioni pubbliche e altri soggetti giuridici. I privati cittadini in forma individuale non rientrano tra i beneficiari ammissibili. Per ricevere il contributo occorre soddisfare tre condizioni contemporaneamente:

• I costi devono essere stati sostenuti tra il 1° ottobre 2025 e il 31 luglio 2026
• Il sistema di accumulo deve essere stato connesso alla rete tra gennaio e luglio 2026, prima di presentare la domanda
• Il richiedente deve possedere un'approvazione valida di connessione alla rete rilasciata dopo il 1° gennaio 2024

Il terzo requisito non è procedurale secondario: esclude di fatto gli impianti con connessioni datate e orienta il programma verso installazioni recenti. Un soggetto che aveva capacità tecnica installata ma non l'approvazione formale nell'arco temporale previsto resta fuori dal perimetro ammissibile, indipendentemente dai costi sostenuti.

Il tetto di €225/kWh e la logica del fondo

Con 10 milioni di euro complessivi, il programma è relativamente contenuto in termini assoluti. Il parametro economicamente più rilevante è proprio il tetto di €225 per kWh: determina il massimo contributo ottenibile indipendentemente dal costo effettivo dell'impianto.

In termini pratici, questo tetto agisce in due direzioni opposte. Per i soggetti che hanno acquistato sistemi a costi unitari elevati, il rimborso del 45% delle spese risulterà spesso la soglia vincolante, e il tetto a €225/kWh non si attiva. Per chi ha ottenuto condizioni di acquisto favorevoli — con un costo per kWh inferiore alla soglia — è invece il moltiplicatore unitario a limitare il rimborso massimo.

La finestra di installazione ammissibile — in scadenza a luglio 2026 — e quella di domanda — aperta ad agosto — sono progettate in sequenza esplicita: prima si installa e si connette, poi si chiede il rimborso. Chi ha pianificato l'impianto tenendo conto del programma si trova ora nella posizione migliore: sistema già operativo, documentazione pronta, domanda da presentare a partire dal 4 agosto.

L'obiettivo dichiarato da Borzen è supportare i soggetti giuridici nel ridurre la dipendenza dalle fonti energetiche fossili e nell'aumentare la competitività attraverso il miglioramento dell'efficienza energetica. La struttura del bando — retroattiva, a fondo perduto, con scadenza sulla connessione di rete già avvenuta — segnala che l'accumulo stazionario non è più trattato come infrastruttura sperimentale ma come componente finanziabile in modo diretto. Per un soggetto giuridico che rientra nei requisiti, la data concreta da segnare è il 4 agosto 2026: apertura del portale Borzen e inizio delle domande.

La principale obiezione all'acquisto di un'auto elettrica usata — la batteria si deteriora rapidamente — si scontra con due test indipendenti pubblicati a giugno 2026 che mostrano il contrario. Un Audi e-tron 55 di sei anni mantiene il 90,8% della capacità originale, mentre una Tesla Model Y con 16.000 miglia percorse in sei mesi di fast-charging intensivo si ferma al 99%. I dati non eliminano ogni rischio, ma lo ridefiniscono: il problema non è l'età del veicolo né i chilometri percorsi, è lo stato di salute specifico del pacco batteria.

L'Audi e-tron 55: sei anni, un terzo del prezzo, quasi tutta l'autonomia

L'e-tron 55 testato dal canale YouTube ELEKTROBAYS è stato acquistato usato a €36.000, contro i quasi €110.000 del prezzo originale. A sei anni di vita, con circa 28.000 miglia all'odometro al momento dell'acquisto, il veicolo ha superato un test Aviloo Flash che ha misurato una capacità utilizzabile di 76 kWh — il 90,8% del valore netto ufficiale di 86 kWh.

Il proprietario attuale lo usa principalmente con ricarica domestica fino all'80%, con un'autonomia stimata di circa 300 km. Il dato più indicativo riguarda il tasso di decadimento recente: negli ultimi 18 mesi di proprietà la batteria ha perso solo l'1,2% di capacità. Proiettando la degradazione media sull'intera vita del veicolo si ottiene circa l'1,5% l'anno, ma l'accelerazione osservabile nella fase iniziale è ormai ampiamente superata. Le prestazioni di ricarica rapida confermano la salute del sistema: durante una sessione recente l'e-tron ha raggiunto il suo picco nominale di 150 kW, completando la finestra 10%-80% in 22-23 minuti.

Tesla Model Y: 99% di capacità dopo sei mesi di fast-charging prevalente

Il secondo test arriva dal Canada. Un proprietario di Tesla Model Y ha condiviso i risultati dopo sei mesi e 16.000 miglia percorse con un'intensità di ricarica insolita: 2.888 kWh erogati tramite colonnine DC fast-charging contro 2.588 kWh da ricarica domestica AC, con la rapida in percentuale maggiore sul totale dei 5.476 kWh assorbiti. Nonostante ciò, il test completo — che porta la batteria quasi a zero e poi a 100% in circa 20 ore — ha misurato una capacità residua del 99%, con autonomia di 326 miglia (525 km) a pieno carico, identica al momento dell'acquisto.

Il proprietario si aspettava un risultato tra il 96 e il 97%: il 99% lo ha sorpreso. Il pacco batteria ha mostrato una capacità nominale di 82,8 kWh, invariata rispetto al test precedente. I comportamenti che il proprietario indica come responsabili del risultato sono il precondizionamento termico prima di ogni ricarica rapida e il mantenimento della carica tra il 35% e il 75%, evitando gli estremi dello spettro.

Lo studio iSeeCars su 174 milioni di veicoli: Tesla al pari della media

Il quadro si completa con un'analisi su scala diversa: lo studio di longevità di iSeeCars condotto su oltre 174 milioni di veicoli usati. I dati mostrano che i modelli Tesla hanno una probabilità del 4,6% di raggiungere 250.000 miglia, sostanzialmente in linea con la media del settore del 4,8%:

La Tesla Model S ottiene un punteggio di affidabilità di 7,9/10 — il migliore tra 35 modelli elettrici esaminati — con una vita media prevista di circa 154.419 miglia (16,9 anni) e una probabilità del 21,9% di superare le 200.000 miglia. Alcuni esemplari di Model S hanno già superato il milione di miglia.

Il vantaggio strutturale degli EV è sintetizzato dall'account ufficiale di Tesla North America: "No engine, no oil changes, no timing chains, no fuel injectors, and far fewer moving parts overall". Meno componenti in movimento significa statisticamente meno punti di guasto nel lungo periodo.

Cosa cambia per chi valuta un acquisto EV usato

I tre test convergono su una stessa implicazione pratica. La degradazione della batteria segue un andamento non lineare: il calo più marcato si concentra nella fase iniziale, poi rallenta progressivamente. L'e-tron lo dimostra con precisione: l'1,2% perso negli ultimi 18 mesi è ampiamente inferiore alla media dei primi anni. Per chi fast-carica frequentemente, il test canadese suggerisce che il fattore critico non è la fonte di corrente ma la gestione degli estremi: mantenere il pacco lontano dal 100% e dal livello critico basso riduce lo stress sulle celle in misura rilevante.

Un calcolo diretto dai dati delle due fonti InsideEVs mette in prospettiva la svalutazione commerciale: l'e-tron 55 è passato da €110.000 a €36.000 perdendo il 67% del valore di listino, pur conservando il 90,8% della capacità energetica. La deprezzamento riguarda il mercato, non la batteria.

Prima di qualsiasi acquisto, un test di salute della batteria — Aviloo o equivalente — resta indispensabile: il costo è marginale rispetto a quello di un pacco da sostituire. Ma acquistare un EV premium usato, con la dovuta verifica, non è la scommessa che molti ancora credono.

Le batterie al sodio-ione di CATL entrano in produzione su larga scala nel 2026, segnando una svolta concreta per l'accumulo energetico a basso costo. L'annuncio si intreccia con l'inaugurazione del più grande impianto al mondo dedicato alla validazione per lo stoccaggio energetico: un centro da 3 miliardi di yuan costruito in Cina per certificare le prestazioni reali dei sistemi prima che vengano connessi alla rete.

Le batterie al sodio-ione: dalla sperimentazione alla produzione industriale

Le batterie al sodio-ione utilizzano sodio come elemento attivo al posto del litio, con costi potenzialmente inferiori e un profilo di sicurezza considerato migliore. La tecnologia era da tempo in fase di sviluppo avanzato, ma l'annuncio del dr. Wu Kai, chief scientist di CATL, al 2026 Equipment Power Forum certifica il salto da scala sperimentale a produzione industriale entro l'anno.

Il lancio avviene mentre la domanda globale di sistemi di accumulo cresce rapidamente e le alternative al litio diventano strategicamente urgenti. Il sodio è un elemento più abbondante, e la sua filiera di approvvigionamento è strutturalmente meno concentrata rispetto a quella del litio.

L'ESVL: il laboratorio da 10 ettari che ridefinisce la validazione

Il 28 maggio 2026 ha preso ufficialmente servizio lo Xiamen Energy Storage Validation Research Institute (ESVL), un complesso da 10 ettari progettato da CATL come infrastruttura aperta all'intero settore globale dell'accumulo energetico. L'investimento ammonta a circa 3 miliardi di yuan.

La struttura articola cinque laboratori specializzati:

• Station-level grid integration laboratory (primo al mondo a scala di stazione): simulatore di rete da 35 kV / 100 MVA, 14 volte più grande della piattaforma da 13,8 kV / 7 MVA del National Renewable Energy Laboratory (NREL) statunitense
• High-voltage safety laboratory
• Thermal Safety and Combustion Laboratory: primo impianto di combustione indoor su larga scala al mondo, dotato di un calorimetro da 20 MW
• Environment Reliability Laboratory: test in condizioni da -50°C a +100°C e simulazione di ambienti fino a 7.200 metri di altitudine
• Electromagnetic compatibility laboratory

L'ambizione del centro è spostare la validazione dalla scala del componente a quella dell'intera stazione, prima dell'installazione in campo. Il problema che vuole affrontare è documentato: quasi uno su cinque grandi impianti di stoccaggio nel mondo non raggiunge le specifiche previste, e quasi la metà accumula ritardi di connessione alla rete superiori a due mesi.

"La rigorosità scientifica è più critica che mai mentre l'accumulo energetico entra nell'era del gigawatt", ha dichiarato il dr. Wu Kai. "Ciò significa essere onesti sulle prestazioni delle attrezzature, rispettosi delle dinamiche di rete e disciplinati nei risultati dei test — e alzare gli standard di qualità del settore al livello della stazione."

Il dr. Chen Xiaobo, responsabile dell'ESVL, ha spiegato che i dati di validazione indipendenti prodotti dall'istituto "possono aiutare i regolatori a prendere decisioni basate su evidenze, le compagnie assicurative a prezzare il rischio con maggiore precisione e le istituzioni finanziarie a valutare l'accumulo energetico come un asset più credibile e bancabile."

Dopo il sodio-ione: CATL punta sulle batterie litio-aria

L'avvio della produzione di massa del sodio-ione libera le risorse di ricerca di CATL per concentrarsi su una tecnologia più ambiziosa: le batterie litio-aria. In questo schema, il litio funge da elettrodo negativo, mentre l'ossigeno prelevato direttamente dall'aria agisce come reagente per l'elettrodo positivo.

La densità energetica teorica di questa architettura è estremamente elevata. CATL la identifica come il prossimo terreno competitivo nella tecnologia delle batterie, pur riconoscendo che restano sfide significative da affrontare, soprattutto sul fronte della sicurezza.

Cosa cambia per chi opera nei sistemi di accumulo

L'ingresso del sodio-ione nella produzione industriale, abbinato all'apertura dell'ESVL, costruisce una proposta coerente: abbassare i costi e aumentare l'affidabilità certificabile dei sistemi di stoccaggio.

Il sodio riduce l'esposizione alla volatilità del litio. Nel mercato delle batterie al litio ferro fosfato (LFP), i precursori di litio rappresentano tra il 60% e l'80% dei costi dei materiali — una proporzione che rende qualunque tecnologia capace di escludere o ridurre il litio strutturalmente competitiva, a parità di prestazioni.

L'ESVL, intanto, anticipa la soglia di validazione alla fase pre-consegna. Finora la verifica avveniva prevalentemente a livello di componente: l'istituto porta quella soglia all'intera stazione, intercettando prima i problemi di performance che — secondo i dati CATL — colpiscono quasi il 20% degli impianti installati. Per investitori e assicuratori che valutano sistemi BESS utility-scale, una validazione indipendente a scala stazione diventa un parametro concreto nella stima del rischio, non un dato di marketing.

Il banco di prova reale per le batterie al sodio-ione di CATL è già cominciato: la produzione di massa è annunciata per il 2026, e la capacità di replicare a scala commerciale la coerenza qualitativa che un impianto come l'ESVL può certificare sarà esattamente la misura del suo impatto sul mercato globale.

Ogni anno in Australia oltre 4 milioni di pannelli solari vengono dismessi, ma solo il 17% finisce in un circuito di riciclo certificato. Il Western Australia ha deciso di intervenire stanziando 17,8 milioni di dollari australiani (circa 12,7 milioni di dollari statunitensi) nel bilancio statale 2026-27, per costruire infrastrutture integrate di raccolta, trasporto e trattamento di moduli fotovoltaici e batterie a fine vita. La posta in gioco è concreta: senza un'inversione rapida, i rifiuti da pannelli solari potrebbero raggiungere le 100.000 tonnellate annue entro il 2030, partendo da una filiera di recupero ancora largamente inesistente.

Tre linee di investimento per colmare il vuoto infrastrutturale

Il governo del Western Australia ha suddiviso il finanziamento in tre componenti distinte nell'ambito del programma Remade in WA: AU$13 milioni per la raccolta e il trattamento dei moduli solari, AU$3 milioni per le batterie e AU$1,8 milioni per la gestione operativa dei programmi. La ripartizione è la seguente:

• AU$13 milioni per stabilire percorsi di raccolta, trasporto e trattamento dei moduli solari esausti, sia da impianti residenziali sia da centrali utility-scale
• AU$3 milioni per il dispiegamento di punti di raccolta per batterie incorporate (embedded battery) presso strutture dei governi locali, incluse batterie da eRideables e dispositivi domestici
• AU$1,8 milioni per la gestione operativa continuativa dei due programmi

«More solar panels and batteries are coming into use every day, and we need systems to manage them at end-of-life, reducing waste and supporting a circular economy», ha dichiarato Amber-Jade Sanderson, ministra dell'Energia, della Decarbonizzazione e del Manifatturiero del Western Australia.

L'obiettivo economico è duplice. Il governo statale punta a ridurre i rifiuti in discarica e, allo stesso tempo, ad attrarre capitali privati creando posti di lavoro locali. Il Western Australia ospita già impianti consolidati per la lavorazione di alluminio, rame e litio: una base industriale che offre vantaggi competitivi per il trattamento su larga scala dei materiali recuperati dai moduli dismessi, con l'obiettivo esplicito di trattenere il valore dei materiali nello stato anziché esportare i rifiuti verso altri centri di lavorazione.

Il quadro federale: AU$24,7 milioni di pilota nazionale e il 17% di riciclo attuale

L'annuncio del WA si affianca a un programma federale già in corso: a gennaio 2026 il governo australiano aveva avviato un pilota nazionale per istituire fino a 100 siti di raccolta su tutto il territorio. PV Tech riporta la cifra stanziata di AU$24,7 milioni, mentre RenewEconomy cita AU$25 milioni — probabilmente per arrotondamento. La finalità è sviluppare un sistema permanente di product stewardship per i moduli fotovoltaici esausti prima che i volumi diventino ingestibili.

Sul fronte della ricerca, a inizio 2026 l'UNSW Sydney ha inaugurato il primo centro australiano dedicato al riciclo dei moduli — l'ARC Hub for Photovoltaic Solar Panel Recycling and Sustainability — sostenuto da AU$5 milioni dell'Australian Research Council. Il direttore dell'hub, il professor Yansong Shen, ha avvertito che senza un'adeguata capacità di recupero domestica, l'argento utilizzato nelle celle fotovoltaiche rischia vincoli di approvvigionamento crescenti, con traiettorie di consumo già preoccupanti.

Con 3,5 milioni di installazioni solari attive in Australia, il contrasto tra la dimensione del parco esistente e il tasso di riciclo — appena il 17% — è il dato che meglio descrive l'urgenza politica di questi interventi.

Il modello economico: pagare il riciclo oggi, non tra trent'anni

Il nodo strutturale del riciclo solare non è tecnologico ma finanziario: i pannelli hanno una vita utile spesso superiore ai trent'anni, e il costo del loro smaltimento deve essere incorporato nel prezzo d'acquisto, non scaricato sull'utente finale al momento della dismissione. Sonia Dunlop, CEO del Global Solar Council, formula il problema con precisione: «Due to our nature as a low-cost form of electronics with an extremely long lifespan — sometimes 30+ years — recycling has to be paid for at the point of purchase rather than at the point of disposal».

Il meccanismo della advanced recycling fee, già applicato in Europa, segue questa logica. L'Unione Europea ha reso obbligatorio il riciclo solare dal 2012 e oggi detiene oltre il 70% del mercato globale di riciclo fotovoltaico. L'obiettivo di lungo periodo, secondo le stime citate da Dunlop, è che il settore solare e quello delle batterie diventino industrie integralmente circolari entro il 2040, senza necessità di nuovo mining.

Il conto dei moduli ignorati: 3,3 milioni all'anno e 7,3 miliardi in gioco

Sommando il programma WA ai fondi del pilota federale, l'Australia ha mobilitato complessivamente oltre AU$42 milioni di denaro pubblico verso il riciclo solare in pochi mesi. Applicando il tasso di recupero del 17% ai 4 milioni di pannelli dismessi ogni anno, circa 3,3 milioni di moduli finiscono in percorsi non valorizzati, sottraendo materiali recuperabili — argento, alluminio, silicio — al ciclo produttivo. Il governo federale ha stimato che un sistema di riciclo maturo potrebbe sbloccare fino a AU$7,3 miliardi di benefici attraverso riduzione degli sprechi e riutilizzo dei materiali, un dato che rende il costo dell'inazione economicamente insostenibile oltre che ambientalmente problematico.

La barriera principale, però, non è tecnologica. Il Smart Energy Council, che ha coordinato il progetto pilota in Queensland, ha identificato nel costo del trasporto verso i centri di trattamento il vero ostacolo: raggiungere capillarmente gli impianti residenziali dispersi su un territorio vasto come quello australiano è la sfida operativa che le 100.000 tonnellate di rifiuti fotovoltaici attese entro il 2030 rendono non più rinviabile. Con quattro anni a disposizione e una filiera ancora da costruire, il WA ha scelto di investire prima proprio su questo collo di bottiglia.

Se stai cercando una soluzione per l’autosufficienza energetica della tua casa, la Tesla Powerwall 2 potrebbe essere la risposta ai tuoi problemi. Questa batteria ricaricabile di Tesla, leader mondiale nella produzione di veicoli elettrici e soluzioni energetiche, offre una serie di vantaggi che possono rivoluzionare il modo in cui gestisci l’energia in casa.

Che cos’è la Tesla Powerwall 2?

La Tesla Powerwall 2 è una batteria domestica ricaricabile che consente di immagazzinare energia solare o da rete elettrica. Questa batteria, prodotta dall’innovativa azienda di Elon Musk, può essere utilizzata sia in abbinamento con un impianto fotovoltaico che singolarmente, offrendo una serie di vantaggi rispetto ai tradizionali sistemi di accumulo energetico.

Leader nel settore energetico, l’azienda Sonnen nasce nel 2008 ed è quindi una realtà relativamente recente nel campo del fotovoltaico. Devi sapere, però, che questo non significa che non abbia prodotto accumulatori di alta qualità: il 2015, infatti, ha visto la nascita di un accumulatore fotovoltaico che ha spopolato sul mercato per efficienza e durevolezza. 
Ti sorprenderà sapere che questa utile macchina è capace di immagazzinare energia per ben 20 anni, caratteristica che lo rende il vero e proprio gioello della Sonnen. Ti mostrerò ora le sue caratteristiche e i suoi vantaggi.

Il fotovoltaico sta diventando via via più comune, offrendo tempi di recupero della spesa sempre più brevi e una disponibilità energetica costante in modo totalmente ecologico. La sua importanza è assolutamente fondata e puoi rendertene conto con dei semplici numeri: ogni giorno, l’uomo consuma circa 400 milioni di MWh di energia elettrica (per intenderci, un elettrodomestico come la lavastoviglie consuma circa 1,5 KWh, ossia 0,0015 MWh) dei quali solamente il 25% deriva da fonti rinnovabili come il fotovoltaico; l’energia solare sulla terra ogni giorno, ovvero tutta quella che potremmo ricavare dal sole se coprissimo tutta la superficie terrestre con impianti fotovoltaici al 100% di efficienza, è di 3 miliardi di TWh (3 mila miliardi di MWh). Ecco perché le abitazioni di recente costruzione sono provviste di un impianto fotovoltaico.

Uno dei suoi principali componenti è la batteria, cioè un accumulatore di energia in grado di rilasciarla gradualmente in base all’esigenza. Purtroppo è anche il componente più delicato ed esposto ad usura e, a differenza delle celle o dell’inverter, va sostituito periodicamente. L’operazione è semplice ma è necessario conoscere quali tipi di batterie sono utilizzabili oggi per questo tipo di impianti e quali sono le tecnologie usate per la loro realizzazione.

Due aziende di fama mondiale, apparentemente diverse, diversissime, anzi lontane anni luce. Nonostante ciò anche Apple e Tesla hanno trovato un modo per poter collaborare insieme a un dispositivo innovativo in tutto e per tutto. Si chiama iPhone X Tesla, ed è un gioiellino che presenta la tecnologia da urlo di Apple, con il talento di Tesla. Che significa? Che si ricaricherà a energia solare!

Chiaramente si tratterà di un bene di lusso, visto che la sua versione più economica potrebbe avere un prezzo che si aggira attorno ai 3.850 euro, con memoria inferiore ai 64GB. Se invece decidi di puntare sulla memoria interna da 256 Gb, il costo sale e supera i 4000 euro.

E’ stato presentato il nuovo contatore 2.0 di Enel, si chiama Open Meter e promette di offrire massimo controllo sulla fattura degli utenti. Nel giro di 15 anni saranno gradualmente installati 41 milioni di modelli per un investimento totale di circa 4,3 miliardi di euro. In questo modo gli italiani avranno maggiore consapevolezza in merito all’uso della propria energia, scoprendo così i vantaggi di questo nuovo apparecchio.

Come funziona Open Meter?

La rilevazione dei consumi avviene ogni 15 minuti, sfruttano tariffe personalizzate e operazioni più veloci a livello commerciale. Il contatore offrirà maggiore trasparenza con la possibilità di una lettura precisa veloce dei tuoi consumi. Per monitorare il tuo contatore innovativo ti basterà effettuare un accesso via web o attraverso l’apposita app: in questo modo avrai sempre sotto controllo i prelievi giornalieri di energia e la potenza assorbita dai dispositivi che usi regolarmente nel tuo quotidiano. Il tutto permetterà così ogni utente di ottenere un risparmio importante sulla bolletta.

Era il 2015 quando Tesla divenne la prima casa automobilistica a presentare sul mercato un prodotto utile per favorire l’accumulo di energia domestica. Il suo gioiellino si chiamava, e si chiama ancora, Powerwall. A distanza di un paio di anni questa iniziativa ha scosso il settore e ha portato altre case automobilistiche a proporre la propria personale soluzione. Dopo attente ricerche legate proprio alla mobilità elettrica e al sistema di accumulo, anche Mercedes, BMW e Nissan hanno deciso di scendere in pista. Oggi invece è il turno di Renault, che annuncia la sua collaborazione con Powervault. L’idea è quella di fabbricare un sistema di accumulo per appartamenti dei cittadini europei, dove le batterie arriveranno dalle Renault Zoe, e quindi saranno di seconda mano.

L’iniziativa Renault per le batterie di accumulo

Il progetto Renault è quello di non creare batterie nuove, realizzate appositamente per questo scopo. Si andrà invece a sfruttare una serie di pacchi di accumulatori che sono ormai considerati poco efficienti per le automobili. Pur non garantendo la ricarica corretta per un veicolo, la loro potenza è ancora così tanta da favorire l’accumulo per le abitazioni. In questo modo si prolunga l’uso di questi accessori prima di procedere al riciclaggio finale.

Renault, per la vendita delle sue Zoe, ha scelto di offrire la batteria a noleggio a fronte di un canone mensile da pagare. In questo modo però la proprietà resta di casa Renault. Tra poco tempo le oltre 100.000 auto elettriche con batterie a noleggio saranno sostituite da una nuova versione da 41 kWh. E che cosa si può fare con l’enorme quantità di batterie ancora qualitativamente valide? Ecco che arriva l’idea: saranno trasformate in Powervault!

Il riciclo delle batterie e le polemiche

Il riciclo delle batterie usate per auto elettriche è un argomento che crea non poca polemica. Ma in realtà si tratta di un comportamento già adottato da BMW, così da prolungare la vita delle batterie, permettendo soprattutto agli utenti di risparmiare. Usando numeri e percentuali possiamo dire che i clienti del Powervault potranno avere un risparmio del 30% garantendosi però prestazioni di ottimo livello.

 Al momento il progetto è in fase di prova e le prime 50 unità saranno installate per un test in Gran Bretagna. Così sarà valutato il reale funzionamento dei Powervault di Renault. Nel giro di poco tempo saranno poi distribuite in modo globale in tutta l’Europa. Sì, non sarà mai come un Powerwall Tesla, ma il lavoro svolto è identico e l’installazione sarà più economica.

Mercedes è pronta a compiere un passo fondamentale in termini di progressi sulla mobilità elettrica. Da qualche settimana, infatti, l’azienda tedesca produttrice di auto si è concentrata sulle batterie Energy, sviluppate per favorire l’accumulo di energia elettrica che si ottiene dagli impianti fotovoltaici. Per sostenere questo progetto è in fase di definizione l’accordo con Vivint Solar, azienda specialista del fotovoltaico in terra americana.

L’idea di casa Mercedes è quella di poter prima lanciare le batterie, in via sperimentale, in Gran Bretagna, per passare poi alla commercializzazione in America. Il prezzo di vendita? Si parla di 5 mila dollari.

batteria mercedes

Mercedes sfida Tesla sull’energia del futuro

Con questo nuovo prodotto Mercedes lancia la sua sfida diretta a Tesla, che è già impegnata a produrre i Solar Roof, ovvero le tegole fotovoltaiche. L’azienda californiana, leader del settore auto elettriche, inoltre è stata la prima a lanciare l’idea di usare le batterie per accumulare energia pulita nelle case. E da qui spunta il progetto Mercedes!

La particolarità di un impianto di accumulo è quello di fornire energia utile per la ricarica di un veicolo con alimentazione elettrica, puntando su un sistema a emissioni zero. In tempi record l’azienda tedesca ha già progettato le prossime mosse da fare per arrivare a sostenere la vendita delle sue nuove batterie Energy direttamente negli States. Le vendite ufficiali partiranno dalla California in vista dell’arrivo della prossima estate.

Caratteristiche tecniche e prezzo della batteria Energy

Il lancio prevede un abbinamento del tetto fotovoltaico con la batteria Energy da 2.5 kWh. I 5 mila dollari spesi per l’acquisto della batteria comprendono anche l’installazione in casa. Per l’impianto di accumulo da 20 kWh, che si forma con più batterie che sono collegate tra loro, il costo proposto è di 13 mila dollari. L’offerta include anche gli inverter e le componenti necessarie per l’installazione completa.

La collaborazione con Vivint Solar permetterà a tutti gli acquirenti di poter sempre contare su una consulenza totale. Inoltre sarà la compagnia specialista del fotovoltaico a occuparsi della progettazione dell’intero impianto. Secondo le prime stime pare che l’installazione e la messa in funzione del sistema prevedano tempistiche davvero ridotte: si parla appena di due giorni.

Mercedes fornirà anche una garanzia di ben 10 anni sul sistema Energy e andrà anche a mettere in cantiere una versione che sarà ad alta tensione, in modo da lavorare anche su ambienti più grandi, fino ad alimentare anche negozi e uffici.

Può capitare di restare bloccati in autostrada con l’auto ferma e nessun numero di sicurezza da chiamare. Per evitare di imbattersi contro spiacevoli sorprese che possono capitare a tutti gli automobilisti, c’è un modo sicuro per viaggiare senza nessuna preoccupazione. La soluzione si chiama avviatore auto, un piccolo strumento che nel giro di pochi minuti ti aiuterà a far ripartire la macchina senza dover per forza contare sull’intervento di qualcuno. Abbiamo deciso di proporti una lista di booster che sono stati già valutati come i migliori per questa prima parte del 2017. In questo modo avrai la certezza di trovarti di fronte a un acquisto sicuro che ha riscontrato il giudizio positivo di numerosi utenti.

I migliori avviatori per auto del 2017

Uno dei modelli più interessanti è RAVPower RP-PB27, tra i best seller online. Ha una batteria da 14.000 mAh che permette di riavviare l’auto almeno 20 volte; ha una luce LED potente e due porte USB per ricaricare più dispositivi. Grazie alla sua versatilità ha conquistato numerosi utenti che ne hanno consigliato l’acquisto grazie anche il prezzo economico con cui viene messo in vendita. Monta un microchip sul suo cavo che ti protegge dal rischio di eventuali cortocircuiti.

Tesla sarà anche un leader indiscusso del settore, ma per noi italiani vi è una nuova possibilità legata al settore delle fonti rinnovabili. Oltre al grande colosso guidato da Elon Musk, arriva l’italianissima Green Energy Storage (www.greenenergystorage.eu), azienda nata nel 2015 che ha comprato un brevetto da Harvard per poter poi sviluppare una nuova batteria. Questo oggetto andrà a utilizzare una molecola (che è prodotta dalle piante nella fase della fotosintesi) per accumulare energia, anche da fonti rinnovabili. Presidente di Green Energy è Salvatore Pinto, il quale vanta una carriera importante all’interno di prestigiose aziende come Olivetti, Pirelli, Telecom Italia, giusto per citarne alcune.

Tesla è al top, ma non è la sola

Secondo le parole usate dal suo presidente, pare che se Tesla viene riconosciuta a tutti gli effetti come l’azienda trainante del settore per l’uso di ioni al litio. Questi sono il meglio che si possa trovare sul mercato ma la tecnologia che utilizza Green Energy Storage non ha paragoni in termini di impianti domestici rinnovabili di grandi dimensioni. L’obiettivo è quello di rendere le batterie totalmente alcaline e non tossiche per una produzione su larga scala già nel 2020. Per arrivare a destinazione l’azienda made in Italy lavora ad oggi su una piattaforma basata sul chinone e sul bromo. Il primo è totalmente non tossico e sicuro, il secondo invece no.

Green Energy Storage

Nel giro di pochi anni però potrà far evolvere la piattaforma fino ad ottenere per l’appunto una batteria che sia alcalina e sicura. Inoltre la società punta su un’offerta di costi molto bassi che saranno pari a 200 dollari a kilowattora.