Vuoi leggere questo articolo senza pubblicità?Entra qui e abbonati a Vaielettrico Premium
Il più grande sito europeo di stoccaggio di energia a batteria (BESS) sorgerà a Blackhillock, in Scozia. Vanta una capacità da 200MW / 400MWh. E’ di proprietà di Zenobē, funzionerà con la piattaforma end-to-end di Kraken Technologies e produrrà energia che sarà commercializzata da EDF Energy.
Il progetto mira a risolvere i problemi di stabilità causati dalla generazione intermittente di energia rinnovabile in modo ottimale. Da solo aggiunge il 30% alla capacità complessiva di stoccaggio d’energia di tutta la Scozia.
Entro il prossimo anno sarà ampliato fino a raggiungere la capacità intermedia di 300 MW, sufficienti a rifornire 3,1 milioni di case. E’ un numero superiore alla somma di tutte le abitazioni della Scozia. Contribuirà a ridurre le bollette dei consumatori per un totale di 170 milioni di sterline e abbatterà 3,4 milioni di tonnellate di emissioni di anidride carbonica nei prossimi 15 anni.
La prima batteria al mondo collegata alla rete per fornire servizi di stabilità
Quella di Blackhillock «sarà la batteria più grande e tecnologicamente avanzata d’Europa. Sarà inoltre la prima batteria al mondo collegata alla rete di trasmissione a fornire Stability Services, una soluzione fondamentale per continuare la transizione verso l’energia rinnovabile con rapidità e su larga scala» ha affermato James Basden, Co-Founder e direttore di Zenobē. Zenobē è uno specialista di flotte di veicoli elettrici e di stoccaggio di batterie su scala di rete.
Charlotte Johnson, General Manager, Infrastructure Flex di Kraken, ha spiegato che «le batterie su scala di rete sono una parte fondamentale del sistema energetico rinnovabile del futuro». Permettono infatti alla rete di «sfruttare al massimo l’energia più economica disponibile, quella del vento e del sole, riducendo le bollette per tutti».
Con sedi a Londra e New York, Kraken gestisce oltre 60 milioni di account, più di 40 GW di energia. Tra i clienti EDF Energy, E.ON Next, Octopus Energy, Origin e Tokyo Gas.
… e brucerà allegramente entro pochi anni, come molti impianti simili (container troppo vicini uno all’altro, nessuna paratia tagliafuoco tra i container…)
Se non vi risulta l’ultimo degli incendi a Moss Landing di gennaio 2025… non so che dirvi. L’impianto è stato costruito in parte nel 2021 e ingrandito nel 2023, quindi (per rispondere anche al commento sotto di R. S.) non è tecnologia di decenni fa. Il fatto è che da un lato per la natura stessa delle batterie agli ioni di litio e dall’altro per l’immensa quantità delle celle contenute nei container in impianti di questa grandezza non bisogna parlare di “se” ci sarà un incendio di un container, ma piuttosto di “quando”. Quello che ho scritto (e che mi pare che nessuno abbia letto completamente) è che nel rendering non vedo nessuna paratia antifuoco tra i container e che gli stessi sono troppo vicini l’uno all’altro. In caso di thermal runaway di una cella in un container, l’incendio passerebbe da un container all’altro senza troppi problemi. Vi consiglio di seguire il canale YouTube “Stached Training”.
se prendi i casi episodici e tra impianti con NCM, ad oggi superati, qualcuno lo trovi, perché certo il rischio non è zero e viene anche conteggiati nelle possibili spese o clausole dei contratti
se fai una ricerca, ne trovi altri di grandi accumuli NMC che si sono incendiati in qualche parte del mondo, dove il distanziamento scelto per i contaneir non è bastato a evitare che bruciassero più di 1 container come dici tu; e anche una decina di accumuli domestici con celle NMC ( spesso LG) sospettati di aver fatto partire un incendio domestico
però è meglio guardare le statistiche, le percentuali
c’è uno studio tedesco (se lo ritrovo) che mostra che il rischio assicurativo per incendio di un accumulo domestico è trascurabile rispetto al rischio dovuto agli impianti del gas metano nella casa
e i nuovi dati sono migliori di un fattore 10 (cioè rischio sempre più basso) grazie al passaggio a batterie con migliore controllo qualità:
in fabbrica in Cina leggevo ormai usano strumentazione da fantascienza per “radiografare” le celle con vari strumenti e scartare lotti difettosi (che erano stati invece un problema con le prime generazioni di celle NCM coreane)
poi c’è il passaggio alla chimica LFP, che difficilmente prende fuoco e se lo fa è molto più mite, lenta e controllabile; poi la presenza di più sensori e di migliori software di gestione, che non vanno più a sollecitare in modo critico le batterie, e nel caso di problemi si fermano prima e avvisano
per gli accumuli BESS di grande taglia, inoltre stanno passando in massa al sistema di raffreddamento a liquido, che tendenzialmente mantiene la temperatura delle celle in un range più ottimale;
il raffreddamento a liquido gli torna utile anche perché ottengono densità enegetiche doppie a parita di container, più silenziosità, meno spreco di energia, e perché lavorando a temperature più controllate le celle perdono meno capacità negli anni, arrivano a 20-25 anni di funzionamento, 8000-10.000 cicli, contro i 15 anni di durata dei primi BESS;
se ci pensi è la stessa evoluzione che si è avuta con i pacchi batterie delle auto BEV, ora raffreddate ad acqua e più evolute, durano di più e sono molto più affidabili, però nel caso delle auto le celle sono calibrate per dare più potenza, e allora per le LFP si parla di 4000 cicli, non 8000
incendi molto rari sui primi impianti di vari anni fa, con batterie NCM ed elettronica più rudimentale
oggi gli impianti sono con batterie LFP e sistemi di raffreddamento e controllo molto più raffinati; e domani (penso 3 anni) saranno a batterie ionio-sodio
– costo investimento batterie BESS è già sceso a 0,15 – 0,20 miliardi per GW,
ovvero 1/10 del nuculare ai costi europei e americani
– installazione in 6-9 mesi (ma aggiungi i tempi per autorizzazioni)
– modulazione potenza in 1 millesimo di secondo, molto più utile
– garanzia standard grossi impianti 20 anni, con opzione 25 anni
==== visto in termini di costo energia
= 100% rinnovabili + accumuli =
leggo nei vari studi che un mix 100% rinnovabili costa tra 30-70€ a MW-h (e tra 15 anni ancora meno), e i necessari accumuli giornalieri e stagionali aggiungono altri 15-25€ a MW-h, cioè il costo finale è un ottimo affare
= nuculare di nuova costruzione in Europa =
analisi concordano a circa 170€ a MW-h
(oppure di più nel caso di reattori di piccola taglia)
stime analoghe a 170-200 a MW-h
– Corte dei conti Francese (Report 2025)
– Banca di investimento Lazard (dati America)
– Analisti Bloomberg (analisi divise per regione geografica)
– Fraunhofer Institute (dati Germania)
– Csiro Institute (dati Australia)
Grazie.
Ho posto la domanda perché l’avvocato dell’atomo dice sempre che il nucleare non va confrontato esclusivamente con il fotovoltaico o l’eolico, ma col mix rinnovabili più accumuli. In effetti il ragionamento mi sembra giusto perché abbiamo capito tutti che le rinnovabili senza accumulo sono impraticabili. Mi sembra di capire che in ogni caso non c’è partita soprattutto se pensiamo ai tempi di messa in servizio
Questo è uno dei tanti studi scientifici (non youtuber con la claque di trollini retribuiti) con simulazione dettagliata di un mix:
– 100% rinnovabili
– accumuli giornalieri
– accumuli stagionali con metanizzazione da idrogeno verde
Per l’italia stimano un costo energia 52€ al MW-h, di cui 12€ dovuti agli accumuli e 44€ dovuti alle fonti di energia rinnovabili
PS: anche il nuculare è impraticabile senza accumuli (o in alternativa, alla vecchia maniera, una quota di centrali a metano)
nel mix devi sempre avere una riserva di potenza modulabile ad alta velocità, per tenere in equillibrio la rete; oggi sono le centrali a metano, domani saranno gli accumuli
e anche se per magia in un lontano futuro costruissero reattori che modulano velocemente senza rompersi, allora il loro “fattore di utilizzo” (ore equivalenti annue di funzionamento) scenderebbe sotto all’attuale 70% (dati Francia), avresti molte più ore in cui lavorano a bassa potenza, e siccome nel loro costo energia incidono i costi fissi di costruzione e i costi fissi di gestione, il costo già folle di 170€ a MW-h, sfondrerebbero 250€ a MW-h
PS: sopra ho fatto dei lapsus sui costi di investimento, ma il concetto sui costi finali è corretto; a essere precisi sarebbe:
prendiamo batterie BESS con inverter potenza 1 rispetto a capacità 4,
nel 2024 secondo più fonti per grosse installazioni in occidente sono già scese a costo 0,16 miliardi a GW ( e a 0,06 miliardi a GW in Cina);
arrotondiamo a 0,20 miliardi con autorizzazioni e installazione
– batterie costo 0,20 miliardi a GW-h capacità
– batterie costo 0,80 miliardi a GW potenza ( pot 1:4 cap )
– nuculare nuova costruz. in occidente 16 miliardi a GW potenza
-> potenza batterie costa 1/20 (!) rispetto potenza nuculare
-> oppure 1/10 se prendi per buoni i preventivi fallati dei pubblicitari nucularisti (dichiarano costi a pene di segugio di 6-8 miliardi a GW, invece di 16 miliardi a GW)
scusa per la fretta lo stesso lapsus:
costo 0,16 miliardi a GW-h (non GW)
fonte di questo dato è il Report Volta 2024, una “bibbia” annuale di dati e aggiornamenti del settore batterie (ma è concorde con altre fonti) che si può scaricare da qui compilando i dati del form:
mappa zoomabile
con (parte) dei sistemi di accumulo operativi e in costruzione in europa; quelli chiamati “meccanici”, sono accumuli a pompaggio idroelettrico ( P.I.);
se ad es. zoomate in Centro-Sud italia, trovate il grosso progetto P.I. di Presenzano
stesso sito web, ma con i dati in forma di tabelle, qui però raggruppati per solo GW cioè per potenza, e non per GW-h, cioè capacità (mediamente tra i vari sistemi, la capacità è un x4 rispetto alla portenza):
=====================
sembra che
– Inghilterra,
– Germania,
– Spagna
– Italia
sono i mercati già ora più appetibili e grandi per sviluppare sistemi di accumulo BESS o idroelettrici
nel caso particolare di Inghiterra e Italia, c’è una forte convenienza a usare gli accumuli non solo perchè c’è già una buona quota di rinnovabili, ma anche perchè i prezzi medi energia sono ancora molto influenzati dalle speculazioni delle centrali a gas e quindi alti
in Inghilterra però i progetti già approvati sono già tanti (decine di GW-h), e entro 1-2 anni potrebbero già veder smorzare i picchi di prezzo dell’energia; un accumulo BESS si installa anche in 6 mesi, più il tempo per la connessione alla rete, mentre quelli idroelettrici richiedono mi pare circa 3-4 anni
in Italia invece abbiamo i noti problemi che la filiera rinnovabili (e accumuli) viene un po’ schifata dai governo e osteggiata in vari modi, per protegere il business delle filiere più antiche e delle grosse aziende partecipate, e anche se il mercato scalpita per evolvere, e gli accumuli arriveranno, siamo un po’ più indietro proprio per i permessi
da noi sono lente e risicate le autorizzazioni rilasciate, così’ che poi anche quando arriveranno le aste competitive sui prezzi dei servizi offerti dagli accumuli, i partecipanti saranno realrivamente di meno e i prezzi inizialmente non saranno i più bassi possibile
leggevo che chi ottiene l’autorizzazione per installare un accumulo di grande taglia può scegliere se vendere servizi in libero mercato oppure partecipare alle ambite aste pubbliche con relative tariffe (un po’ troppo generose come base d’asta, ma se ci sarà competizione scenderanno), es. le nuove aste MACSE, che però vengono rinviate di 6 medi in sei mesi, adesso il ministro Fratin parla di fare la prima ad autunno 2025 ( già rimandata 2 volte)
mi scordavo, gli accumuli in Italia partecipano anche alle aste del Capacity-market, cioè per impianti ( ammessi sia termici a metano o gasolio oppure sistemi di accumulo) che possano garantire anno per anno una riserva di potenza per i momenti di necessità della rete; mi pare le tariffe corrisposte sono relative al garantire una fornitura a richiesta misurata in MW-h-anno
le aste del Capacity-market, al contrario del MACSE, sono già iniziate da alcune anni, e anche qui ci sarebbe da discutere sulle tariffe Italiane apparentemente un po’ troppo generose, forse dovremmo torchiare un po’ di più i nostri amministratori e rappresentanti politici
… e brucerà allegramente entro pochi anni, come molti impianti simili (container troppo vicini uno all’altro, nessuna paratia tagliafuoco tra i container…)
Ci elenchi gli impianti “allegramente bruciati”. Perchè a noi non risulta.
Se non vi risulta l’ultimo degli incendi a Moss Landing di gennaio 2025… non so che dirvi. L’impianto è stato costruito in parte nel 2021 e ingrandito nel 2023, quindi (per rispondere anche al commento sotto di R. S.) non è tecnologia di decenni fa. Il fatto è che da un lato per la natura stessa delle batterie agli ioni di litio e dall’altro per l’immensa quantità delle celle contenute nei container in impianti di questa grandezza non bisogna parlare di “se” ci sarà un incendio di un container, ma piuttosto di “quando”. Quello che ho scritto (e che mi pare che nessuno abbia letto completamente) è che nel rendering non vedo nessuna paratia antifuoco tra i container e che gli stessi sono troppo vicini l’uno all’altro. In caso di thermal runaway di una cella in un container, l’incendio passerebbe da un container all’altro senza troppi problemi. Vi consiglio di seguire il canale YouTube “Stached Training”.
Il fuoco ha riguardato solo una parte dell’impianto di Moss Lending, la parte più vecchia realizzata nel 2020 nei locali di una vecchia centrale turbogas dismessa. Le batterie andate a fuoco sono a celle NMC di vecchia concezione, mentre oggi i Bess sono realizzati con chimica LFP molto meno soggetta a fenomeni di thermal runaway. Le cause dell’incendio sono ancora da accertare. Non ha provocato fuoriuscite di gas tossici e si è risolto in poche ore. https://www.mosslandingresponse.com/?utm_medium=search&utm_source=google&utm_campaign=mosslanding&utm_content=search%20&gad_source=1&gclid=Cj0KCQiAlbW-BhCMARIsADnwasp1KRSSw_TtbiAsXRzfbEOz4FRqyGb1pSXcUcc3UdDQyz0gHFihnjgaAqZrEALw_wcB
se prendi i casi episodici e tra impianti con NCM, ad oggi superati, qualcuno lo trovi, perché certo il rischio non è zero e viene anche conteggiati nelle possibili spese o clausole dei contratti
se fai una ricerca, ne trovi altri di grandi accumuli NMC che si sono incendiati in qualche parte del mondo, dove il distanziamento scelto per i contaneir non è bastato a evitare che bruciassero più di 1 container come dici tu; e anche una decina di accumuli domestici con celle NMC ( spesso LG) sospettati di aver fatto partire un incendio domestico
però è meglio guardare le statistiche, le percentuali
c’è uno studio tedesco (se lo ritrovo) che mostra che il rischio assicurativo per incendio di un accumulo domestico è trascurabile rispetto al rischio dovuto agli impianti del gas metano nella casa
e i nuovi dati sono migliori di un fattore 10 (cioè rischio sempre più basso) grazie al passaggio a batterie con migliore controllo qualità:
in fabbrica in Cina leggevo ormai usano strumentazione da fantascienza per “radiografare” le celle con vari strumenti e scartare lotti difettosi (che erano stati invece un problema con le prime generazioni di celle NCM coreane)
poi c’è il passaggio alla chimica LFP, che difficilmente prende fuoco e se lo fa è molto più mite, lenta e controllabile; poi la presenza di più sensori e di migliori software di gestione, che non vanno più a sollecitare in modo critico le batterie, e nel caso di problemi si fermano prima e avvisano
per gli accumuli BESS di grande taglia, inoltre stanno passando in massa al sistema di raffreddamento a liquido, che tendenzialmente mantiene la temperatura delle celle in un range più ottimale;
il raffreddamento a liquido gli torna utile anche perché ottengono densità enegetiche doppie a parita di container, più silenziosità, meno spreco di energia, e perché lavorando a temperature più controllate le celle perdono meno capacità negli anni, arrivano a 20-25 anni di funzionamento, 8000-10.000 cicli, contro i 15 anni di durata dei primi BESS;
se ci pensi è la stessa evoluzione che si è avuta con i pacchi batterie delle auto BEV, ora raffreddate ad acqua e più evolute, durano di più e sono molto più affidabili, però nel caso delle auto le celle sono calibrate per dare più potenza, e allora per le LFP si parla di 4000 cicli, non 8000
incendi molto rari sui primi impianti di vari anni fa, con batterie NCM ed elettronica più rudimentale
oggi gli impianti sono con batterie LFP e sistemi di raffreddamento e controllo molto più raffinati; e domani (penso 3 anni) saranno a batterie ionio-sodio
Sarebbe interessante capire le tempistiche di messa in esercizio e i costi totali così da avere un metro di paragone con il nucleare
==== a parità di potenza fornibile alla rete:
– costo investimento batterie BESS è già sceso a 0,15 – 0,20 miliardi per GW,
ovvero 1/10 del nuculare ai costi europei e americani
– installazione in 6-9 mesi (ma aggiungi i tempi per autorizzazioni)
– modulazione potenza in 1 millesimo di secondo, molto più utile
– garanzia standard grossi impianti 20 anni, con opzione 25 anni
==== visto in termini di costo energia
= 100% rinnovabili + accumuli =
leggo nei vari studi che un mix 100% rinnovabili costa tra 30-70€ a MW-h (e tra 15 anni ancora meno), e i necessari accumuli giornalieri e stagionali aggiungono altri 15-25€ a MW-h, cioè il costo finale è un ottimo affare
= nuculare di nuova costruzione in Europa =
analisi concordano a circa 170€ a MW-h
(oppure di più nel caso di reattori di piccola taglia)
– IEA – Energy outlook 2024 – nuculare 170€ a MW-h
vedi Tabella B4.c pag.335 del PDF scaricabile
https://iea.blob.core.windows.net/assets/140a0470-5b90-4922-a0e9-838b3ac6918c/WorldEnergyOutlook2024.pdf
stime analoghe a 170-200 a MW-h
– Corte dei conti Francese (Report 2025)
– Banca di investimento Lazard (dati America)
– Analisti Bloomberg (analisi divise per regione geografica)
– Fraunhofer Institute (dati Germania)
– Csiro Institute (dati Australia)
Grazie.
Ho posto la domanda perché l’avvocato dell’atomo dice sempre che il nucleare non va confrontato esclusivamente con il fotovoltaico o l’eolico, ma col mix rinnovabili più accumuli. In effetti il ragionamento mi sembra giusto perché abbiamo capito tutti che le rinnovabili senza accumulo sono impraticabili. Mi sembra di capire che in ogni caso non c’è partita soprattutto se pensiamo ai tempi di messa in servizio
Questo è uno dei tanti studi scientifici (non youtuber con la claque di trollini retribuiti) con simulazione dettagliata di un mix:
– 100% rinnovabili
– accumuli giornalieri
– accumuli stagionali con metanizzazione da idrogeno verde
Per l’italia stimano un costo energia 52€ al MW-h, di cui 12€ dovuti agli accumuli e 44€ dovuti alle fonti di energia rinnovabili
https://www.pv-magazine.it/2025/02/17/ricercatori-della-sapienza-costo-dellelettricita-a-52-e-mw-con-solo-rinnovabili-al-2050/
di questi studi ormai ce ne sono a decine 😉
PS: anche il nuculare è impraticabile senza accumuli (o in alternativa, alla vecchia maniera, una quota di centrali a metano)
nel mix devi sempre avere una riserva di potenza modulabile ad alta velocità, per tenere in equillibrio la rete; oggi sono le centrali a metano, domani saranno gli accumuli
e anche se per magia in un lontano futuro costruissero reattori che modulano velocemente senza rompersi, allora il loro “fattore di utilizzo” (ore equivalenti annue di funzionamento) scenderebbe sotto all’attuale 70% (dati Francia), avresti molte più ore in cui lavorano a bassa potenza, e siccome nel loro costo energia incidono i costi fissi di costruzione e i costi fissi di gestione, il costo già folle di 170€ a MW-h, sfondrerebbero 250€ a MW-h
PS: sopra ho fatto dei lapsus sui costi di investimento, ma il concetto sui costi finali è corretto; a essere precisi sarebbe:
prendiamo batterie BESS con inverter potenza 1 rispetto a capacità 4,
nel 2024 secondo più fonti per grosse installazioni in occidente sono già scese a costo 0,16 miliardi a GW ( e a 0,06 miliardi a GW in Cina);
arrotondiamo a 0,20 miliardi con autorizzazioni e installazione
– batterie costo 0,20 miliardi a GW-h capacità
– batterie costo 0,80 miliardi a GW potenza ( pot 1:4 cap )
– nuculare nuova costruz. in occidente 16 miliardi a GW potenza
-> potenza batterie costa 1/20 (!) rispetto potenza nuculare
-> oppure 1/10 se prendi per buoni i preventivi fallati dei pubblicitari nucularisti (dichiarano costi a pene di segugio di 6-8 miliardi a GW, invece di 16 miliardi a GW)
scusa per la fretta lo stesso lapsus:
costo 0,16 miliardi a GW-h (non GW)
fonte di questo dato è il Report Volta 2024, una “bibbia” annuale di dati e aggiornamenti del settore batterie (ma è concorde con altre fonti) che si può scaricare da qui compilando i dati del form:
https://volta.foundation/battery-report-2024
mappa zoomabile
con (parte) dei sistemi di accumulo operativi e in costruzione in europa; quelli chiamati “meccanici”, sono accumuli a pompaggio idroelettrico ( P.I.);
se ad es. zoomate in Centro-Sud italia, trovate il grosso progetto P.I. di Presenzano
https://ses.jrc.ec.europa.eu/storage-inventory-maps
stesso sito web, ma con i dati in forma di tabelle, qui però raggruppati per solo GW cioè per potenza, e non per GW-h, cioè capacità (mediamente tra i vari sistemi, la capacità è un x4 rispetto alla portenza):
https://ses.jrc.ec.europa.eu/storage-inventory
=====================
sembra che
– Inghilterra,
– Germania,
– Spagna
– Italia
sono i mercati già ora più appetibili e grandi per sviluppare sistemi di accumulo BESS o idroelettrici
nel caso particolare di Inghiterra e Italia, c’è una forte convenienza a usare gli accumuli non solo perchè c’è già una buona quota di rinnovabili, ma anche perchè i prezzi medi energia sono ancora molto influenzati dalle speculazioni delle centrali a gas e quindi alti
in Inghilterra però i progetti già approvati sono già tanti (decine di GW-h), e entro 1-2 anni potrebbero già veder smorzare i picchi di prezzo dell’energia; un accumulo BESS si installa anche in 6 mesi, più il tempo per la connessione alla rete, mentre quelli idroelettrici richiedono mi pare circa 3-4 anni
in Italia invece abbiamo i noti problemi che la filiera rinnovabili (e accumuli) viene un po’ schifata dai governo e osteggiata in vari modi, per protegere il business delle filiere più antiche e delle grosse aziende partecipate, e anche se il mercato scalpita per evolvere, e gli accumuli arriveranno, siamo un po’ più indietro proprio per i permessi
da noi sono lente e risicate le autorizzazioni rilasciate, così’ che poi anche quando arriveranno le aste competitive sui prezzi dei servizi offerti dagli accumuli, i partecipanti saranno realrivamente di meno e i prezzi inizialmente non saranno i più bassi possibile
leggevo che chi ottiene l’autorizzazione per installare un accumulo di grande taglia può scegliere se vendere servizi in libero mercato oppure partecipare alle ambite aste pubbliche con relative tariffe (un po’ troppo generose come base d’asta, ma se ci sarà competizione scenderanno), es. le nuove aste MACSE, che però vengono rinviate di 6 medi in sei mesi, adesso il ministro Fratin parla di fare la prima ad autunno 2025 ( già rimandata 2 volte)
mi scordavo, gli accumuli in Italia partecipano anche alle aste del Capacity-market, cioè per impianti ( ammessi sia termici a metano o gasolio oppure sistemi di accumulo) che possano garantire anno per anno una riserva di potenza per i momenti di necessità della rete; mi pare le tariffe corrisposte sono relative al garantire una fornitura a richiesta misurata in MW-h-anno
le aste del Capacity-market, al contrario del MACSE, sono già iniziate da alcune anni, e anche qui ci sarebbe da discutere sulle tariffe Italiane apparentemente un po’ troppo generose, forse dovremmo torchiare un po’ di più i nostri amministratori e rappresentanti politici
meglio tardi (o tardissimo ! ) che mai … ma arriveremo pure noi italiani…
https://www.ansa.it/ansa2030/notizie/green_blue/2025/03/05/palma-litalia-accelera-verso-lera-dellaccumulo-energetico_df1013d6-422e-4939-8bd6-b71ef775bdb5.html