Kerr

03/08/2026

Kerr S.p.A. perfeziona la cessione di una SPV fotovoltaica da circa 7 MW, con una valorizzazione delle quote nell’ordine di 1,2 milioni di euro.

Un risultato che conferma come il valore di un progetto energetico si costruisca molto prima dell’avvio del cantiere: nella qualità dello sviluppo, nella solidità dell’iter autorizzativo e nella capacità di accedere alle migliori condizioni di mercato.

A contribuire in modo determinante al successo dell’operazione è stata l’ammissione al FER-E, ottenuta con una tariffa incentivante superiore rispetto alla precedente sessione di aprile, rafforzando l’attrattività economica dell’iniziativa.

Il valore dell’operazione va però oltre il dato economico: dimostra che un progetto maturo, correttamente autorizzato e sostenuto da fondamentali solidi può diventare un asset industriale bancabile e attrarre capitali ancora prima dell’entrata in esercizio.

Kerr ha guidato l’iniziativa lungo l’intera catena del valore, dall’iter autorizzativo alla partecipazione al bando, integrando competenze tecniche, finanziarie e operative in un unico modello di sviluppo.

Un approccio che consente di ridurre il rischio progettuale, accelerare il percorso di valorizzazione e trasformare opportunità energetiche in asset pronti per il mercato.

I lavori di costruzione inizieranno a settembre. L’operazione rappresenta la prima di una pipeline di iniziative analoghe che Kerr porterà avanti nei prossimi mesi.

Approfondisci la notizia sul sito Kerr: https://www.kerrspa.it/portfolio/spv-fotovoltaica-7-mw-fer-e/

Kerr valorizza e cede una SPV fotovoltaica da circa 7 MW dopo l’accesso al FER-E, con una valorizzazione delle quote di circa 1,2 milioni di euro.

29/07/2026

Il PNRR per il biometano finisce. Il target PNIEC al 2030 no.

Tra questi due punti c'è un gap enorme — quasi 3 miliardi di metri cubi all'anno da costruire senza un euro di fondi europei — e un decreto che il MASE ha promesso di scrivere entro un anno.

Abbiamo analizzato cosa sappiamo già, cosa manca ancora, e soprattutto cosa succede agli impianti che non potranno mai riconvertirsi a biometano.

Perché "nessun impianto sarà lasciato indietro" è una dichiarazione di intenti. Il decreto dovrà essere una risposta concreta.

Articolo completo qui:
https://www.kerrspa.it/normative/decreto-biometano-post-pnrr-cosa-sta-preparando-il-mase-e-perche-i-prossimi-12-mesi-saranno-decisivi-per-il-settore/

Il decreto biometano post-PNRR definirà incentivi, tariffe e regole per sostenere nuovi impianti e raggiungere gli obiettivi italiani al 2030.

23/07/2026

Dal 1° luglio cambiano le regole per migliaia di impianti biogas e biomasse in Italia.

La parte interessante però non è solo tecnica.
È il segnale che questa decisione manda al mercato.

Con la nuova delibera ARERA, il sistema dei Prezzi Minimi Garantiti viene corretto per evitare che gli impianti vadano economicamente in difficoltà quando producono meno ore del previsto. In pratica, i costi fissi vengono ricalibrati sulla reale operatività dell’impianto.

Ma il vero tema era un altro.

Nel testo iniziale del DL Bollette, l’accesso ai PMG era subordinato alla riconversione a biometano. Una scelta che avrebbe escluso centinaia di impianti agricoli impossibilitati, tecnicamente o economicamente, a effettuare la conversione.

L’emendamento approvato cambia invece completamente impostazione: il sostegno resta accessibile anche agli impianti biogas elettrici fino a 1 MW e alle biomasse di filiera.

Ed è qui il punto più interessante.

Negli ultimi anni il mercato ha raccontato il biometano come unica traiettoria possibile. Questa modifica normativa suggerisce invece che, almeno nel breve periodo, il sistema energetico italiano vuole ancora preservare la continuità operativa del biogas agricolo tradizionale.

Il prossimo passaggio sarà il decreto biometano post-PNRR annunciato dal MASE. Ed è probabilmente lì che si deciderà davvero il futuro dei 700+ impianti ancora non riconvertiti.

21/07/2026

L'agrivoltaico rappresenta oggi oltre l'80% dei nuovi progetti fotovoltaici in Italia.

Ma il dato interessante non è la crescita in sé. È perché sta succedendo così in fretta.
Per anni il solare utility scale ha seguito una logica quasi esclusivamente energetica: massimizzare la resa per ettaro installato. Il terreno era un costo da ottimizzare, non una risorsa da valorizzare.

L'agrivoltaico capovolge questa logica.

Non perché "mette i pannelli sopra le colture". Ma perché introduce un modello in cui lo stesso ettaro genera energia, mantiene continuità agricola e migliora la sostenibilità complessiva del progetto — simultaneamente.

È un salto di paradigma: si passa dall'ottimizzazione della singola variabile all'efficienza sistemica dell'intero asset.
E il mercato se ne sta accorgendo. I progetti più competitivi oggi non si distinguono solo per i MW sviluppati, ma per la capacità di integrare variabili energetiche, agronomiche, territoriali e autorizzative dentro un unico framework.
L'agrivoltaico non cresce perché è di moda. Cresce perché il mercato energetico sta imparando a premiare chi sa fare più cose bene allo stesso tempo.
Chi resta nella logica "massimizza i kWh" sta già giocando la partita sbagliata.

17/07/2026

Per capire quanto velocemente sta cambiando il mercato italiano dello storage basta osservare chi sta entrando.

Non startup.
Non piccoli developer locali.

Ma alcuni dei più grandi fondi infrastrutturali al mondo.

Capitali abituati a investire in reti, aeroporti, autostrade e infrastrutture strategiche stanno aumentando rapidamente l’esposizione sulle batterie.

Ed è questo il vero segnale che il mercato sta cambiando natura.

Quello che pochi stanno osservando è che lo storage in Italia non viene più percepito come una scommessa tecnologica legata alla volatilità del mercato elettrico.

Sta iniziando a essere trattato come infrastruttura energetica strategica.

15/07/2026

Nel 2025, oltre il 54% dei ricavi del mercato syngas proviene dalla gassificazione.
È un dato interessante: mentre il dibattito pubblico si concentra su idrogeno verde e carburanti sintetici, il valore economico reale è ancora generato da tecnologie industriali consolidate da decenni.
Non si tratta di un ritardo tecnologico. È inerzia strutturale: gli impianti esistenti continuano a produrre e a fare mercato, indipendentemente da dove punta la narrazione.
La vera trasformazione, però, sta altrove. La gassificazione non sparirà — si riadatterà. Il vettore del cambiamento è il feedstock: dal carbone a biomasse, rifiuti, e configurazioni integrate con cattura della CO₂.
Il futuro non è una tecnologia nuova. È la stessa tecnologia, con materie prime diverse.

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09/07/2026

Chi sta investendo davvero nelle batterie in Italia?

Oltre il 41% degli investimenti nei grandi sistemi di accumulo arriva da fondi esteri.

Perché?

Il MACSE ha cambiato il mercato: le batterie non sono più viste come asset troppo volatili, ma come infrastrutture con ricavi più prevedibili e maggiore stabilità finanziaria.

Nel Sud Italia il boom del fotovoltaico sta creando ore con prezzi dell’energia vicini allo zero. Le batterie possono accumulare energia durante il surplus e rivenderla quando i prezzi tornano a salire.

E mentre i progetti storage diventano sempre più grandi e capital intensive, i grandi fondi infrastrutturali globali hanno una velocità di investimento che molti operatori locali non riescono ancora a pareggiare.

Quello che pochi sanno è che le batterie in Italia stanno smettendo di essere una scommessa tecnologica.

E stanno diventando una nuova asset class infrastrutturale.

07/07/2026

Nel dibattito sulle rinnovabili si parla molto di costi e tecnologia.
Molto meno di una variabile che incide in modo diretto sui rendimenti: il tempo.

Nei progetti utility scale, un ritardo di 12 mesi può ridurre l’IRR di 1–2 punti percentuali.
Un impatto che spesso non emerge subito, ma che nel lungo periodo diventa rilevante.

Per questo lo sviluppo non è solo una fase tecnica, ma anche una leva finanziaria.
Strutturare i processi, ridurre le inefficienze, gestire le tempistiche significa lavorare sulla qualità dell’asset.

In questo senso, industrializzare lo sviluppo non è solo una scelta operativa.
È un modo per rendere i progetti più solidi, prevedibili e realmente pronti per l’investimento.

03/07/2026

Con la RED III cambia il modo in cui verranno valutati gli impianti rinnovabili.

Non conterà soltanto produrre energia, ma produrla vicino ai consumi e integrarla in modo efficiente nella rete.

È per questo che temi come storage, autoconsumo e comunità energetiche diventeranno sempre più centrali nei prossimi anni.

Nel nostro ultimo articolo abbiamo analizzato le conseguenze più concrete della RED III sul mercato energetico italiano entro il 2030.

01/07/2026

La RED III cambierà molto più della quantità di rinnovabili installate in Italia.

Cambierà il valore degli impianti.
Il ruolo della rete.
Perfino il valore degli edifici.

Per anni il mercato ha premiato soprattutto chi riusciva a sviluppare nuovi MW.
Nei prossimi anni verranno premiati gli asset capaci di integrarsi davvero con domanda, rete e consumo locale.

Storage, autoconsumo, comunità energetiche e prossimità ai consumi diventeranno sempre più centrali.

Nel nostro ultimo articolo analizziamo cosa succederà concretamente nel mercato energetico italiano da qui al 2030 con la RED III.

La decarbonizzazione dell’industria pesante in Italia passa da CCS, idrogeno, green steel e nuove infrastrutture per ridurre le emissioni.