Pausa energia

L’eolico galleggiante sembra offrire nuove e ampie opportunità di sviluppo, con la possibilità di installazioni in aree più estese e con fondali più profondi a distanze maggiori dalle coste, dove inoltre è più elevata la potenza del vento. Uno sviluppo che presuppone tuttavia anche un adeguamento delle infrastrutture portuali. È quanto emerge dal report Industry Roadmap 2040: Building UK Port Infrastructure to Unlock the Floating Wind Opportunity rilasciato dalla Floating Wind Offshore Wind Task Force, che comprende i principali sviluppatori portuali ed eolici offshore, una rappresentanza dei governi di Scozia, Irlanda del Nord, Galles e UK, oltre a organizzazioni del settore. Il rapporto evidenzia come questa tecnologia sarà fondamentale affinché il Regno Unito raggiunga i suoi obiettivi di sostenibilità e di sicurezza energetica. Una espansione che, secondo la Task Force, necessita di un investimento di 4 miliardi di sterline (pari a 4 miliardi e 570 mila euro) per adeguare i porti entro la fine di questo decennio. In particolare, sono stati identificati 11 scali in tutto il Regno Unito che dovranno essere trasformati il ​​più rapidamente possibile in nuovi hub industriali per consentire uno sviluppo dell’eolico galleggiante su larga scala. Le strutture portuali dovranno infatti consentire l’assemblaggio di turbine con altezze del mozzo superiori a 150 metri, oltre a poter accogliere le enormi basi galleggianti prima di essere rimorchiate al sito di installazione offshore. Il report stima che, se l’azione del Governo sarà rapida e decisa, potrà essere installata nei mari inglesi una capacità di eolico galleggiante di 34 GW entro il 2040, con la possibilità di creare decine di migliaia di nuovi posti di lavoro e attrarre importanti investimenti privati. Tra i principali progetti di eolico galleggiante nel Regno Unito ci sono quelli nelle acque scozzesi di Hywind e Kincardine, con una capacità rispettivamente di 30 e 48 MW.

Parlare di decarbonizzazione e sostenibilità nei Paesi in via di sviluppo - e in Africa in particolare - non è semplice. Nel continente, infatti, sono ancora molto vaste le zone nelle quali è precluso l’accesso all’energia elettrica. A margine della Quinta Conferenza delle Nazioni Unite sui Paesi meno sviluppati (LDC5), tenutasi in Qatar a inizio marzo, l’Unione Europea ha annunciato un finanziamento di 24 milioni di euro per l’elettrificazione di scuole e centri sanitari nelle zone rurali del Gambia, il più piccolo tra gli Stati africani. In particolare, 100 scuole e 1.000 ospedali saranno elettrificati grazie all’energia solare. L’intervento della UE, attuato attraverso la Banca europea per gli investimenti (BEI) che metterà a disposizione anche un prestito di 8 milioni di euro, oltre a consentire l’accesso all’elettricità nelle zone rurali, contribuirà a migliorare i servizi essenziali in queste zone, grazie alla costruzione di un nuovo impianto fotovoltaico da 23 MW a Jambur, nei pressi della capitale Banjul, e al potenziamento delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica. Il nuovo intervento della BEI va a sostenere ulteriormente il progetto Gambia Renewable Energy, cofinanziato dalla World Bank, che ha come obiettivo di aumentare di un quinto l’approvvigionamento energetico del Gambia. Già nel 2019 il governo di Banjul si è visto accordare un finanziamento di 106 milioni di euro, tra prestito agevolato a 25 anni della BEI (65 milioni) e sovvenzione dal bilancio della UE (41 milioni), a sostegno del programma nazionale per lo sviluppo delle energie rinnovabili. Secondo gli ultimi dati, in Gambia anche nelle zone urbane solo il 35 per cento della popolazione ha accesso all’elettricità.

La transizione energetica è una strada a senso unico, non si torna indietro nonostante guerre e conflitti. In Ucraina, martoriata da un anno di guerra, è stata infatti completata la prima fase dell’impianto eolico di Tyligulska, un progetto da 500 MW complessivi nella regione di Mykolaiv, nel sud dell’Ucraina. Dalla primavera 2023 19 turbine, per una capacità di 114 MW, saranno in grado di iniziare a generare elettricità, contribuendo al fabbisogno energetico del Paese. Una volta ultimato, il progetto concorrerà a raggiungere l’ambizioso programma del governo ucraino “30 to 2030”, che prevede l’installazione di 30 GW di capacità rinnovabile entro il 2030. Attualmente, gli impianti rinnovabili in Ucraina, comprese le strutture temporaneamente occupate nel Sud del Paese, coprono circa 10 GW. L’aumento previsto al 2030 porterebbe il contributo delle FER nella produzione di energia al 50 per cento.

L’accordo tra Commissione Europea e Germania per il riconoscimento degli e-fuels come carburanti da impiegare nei motori a combustione interna anche dopo il 2035 trascura però altre tipologie di carbon neutral fuels. Tra questi, i biocarburanti avanzati - quindi non in competizione con le colture alimentari - e i recycled carbon fuels. Entrambi i prodotti - in grado di abbattere le emissioni di CO2 nei trasporti fino al 100 per cento e immediatamente utilizzabili nel parco auto circolante senza bisogno di nuove infrastrutture per la loro distribuzione - sarebbero stati infatti espressamente lasciati fuori dall’accordo. Questo perché - come riporta una circostanziata nota stampa di Unem - nell’annunciata proposta di regolamento la formulazione utilizzata dalla Commissione per identificare i carbon neutral fuels sarebbe limitata ai renewable liquid and gaseous fuels of nonbiological origin, come definiti nella Direttiva 2018/2021. Una scelta che sorprende e che rappresenta una risposta molto parziale. Infatti, pur riconoscendo l’esistenza di tecnologie alternative al modello full electric per la decarbonizzazione dei trasporti, esclude soluzioni già disponibili e ne limita fortemente l’ulteriore sviluppo. Molto diverso da quanto accade negli USA, anche alla luce di quanto previsto dell’Inflation Reduction Act varato dall’Amministrazione Biden, che prevede sostanziosi incentivi per la promozione di tutti i carburanti alternativi, biocarburanti compresi, e lo sviluppo di nuove infrastrutture per la loro produzione e distribuzione. In questo modo l’Europa perderà terreno su un ennesimo fronte, quello dello sviluppo industriale di biocarburanti e di recycled carbon fuels, e delle catene di valore collegate. Solo estendendo il concetto di carbon neutral fuels a tutte le opzioni tecnologiche - questa è l’esortazione di Unem - si potrà raggiungere l’obiettivo della decabonizzazione di tutti i tipi di trasporto, attivando quelle economie di scala necessarie per rendere la transizione socialmente ed economicamente sostenibile.

Come aumentare la generazione rinnovabile da fonte eolica senza impattare negativamente su ambiente e fauna? La risposta non è semplice, a prescindere dal Paese in questione. In Grecia è stata infatti negata l’autorizzazione alla realizzazione di un nuovo impianto eolico onshore da 239,6 MW. Il progetto, che prevedeva la costruzione di un complesso di sette wind farm nella regione della Tessaglia, è stato bloccato nell’iter autorizzativo dalla Direzione Generale per la Politica Ambientale del Ministero degli Affari Esteri in quanto le misure di mitigazione proposte non sono state ritenute sufficienti a mantenere l’equilibrio ecologico. In particolare, le preoccupazioni sono legate ai potenziali impatti sulle specie di uccelli protette presenti nell’area e per gli effetti sulle aree boschive. Secondo il progetto, il complesso eolico sarebbe stato composto da sette impianti separati, con capacità comprese tra 25 MW e 52 MW. Il Governo di Atene ha recentemente adottato misure per escludere alcuni rilievi montuosi dall’installazione di turbine eoliche, per tutelare le bellezze naturali e placare le reazioni dell’opinione pubblica, operando così una riduzione delle aree idonee alla costruzione di nuovi impianti. Lo scorso anno la Grecia ha collegato alla rete parchi eolici per un totale di 230 MW, con una capacità installata totale - pari a 4,68 GW - che è aumentata solo del 5,2 per cento,. Il nuovo Piano Nazionale Energia e Clima fissa un obiettivo di 2 GW di nuova capacità eolica onshore entro il 2030 e di 2,7 GW offshore. Dal 2030 al 2050 sono previsti solo 3,4 GW di eolico onshore, che si baserà principalmente sul repowering.

L’accelerazione nello sviluppo di progetti rinnovabili e della mobilità elettrificata pone al centro dell’attenzione il tema della reperibilità delle materie prime indispensabili per alcune tecnologie green. Da questo punto di vista non ha problemi l’Australia, che secondo l’ultimo rapporto dell’Australia’s Identified Mineral Resources (AIMR) ha la leadership mondiale nella produzione di litio. In particolare, nel 2021 ne ha prodotte 55 kt, più della metà del litio mondiale, rispetto alle 40 kt del 2020. Produzione che si stima in aumento anche per il 2022, grazie soprattutto all’apertura del progetto Finniss Lithium nel Territorio del Nord. Il report evidenzia inoltre come il Paese sia leader mondiale anche nella produzione di altri importanti materiali come la bauxite - con una quota di oltre un quarto di quella mondiale - il minerale di ferro, il rutilo e lo zircone e tra i primi cinque produttori di altri 13 minerali: antimonio, carbone nero, cobalto, oro, piombo, magnesite, minerale di manganese, nichel, terre rare, argento, tantalio, uranio e zinco. L’edizione 2022 del rapporto dell’AIMR mostra soprattutto come la produzione di vanadio, litio e cobalto - indispensabili per le batterie - sia aumentata rispettivamente del dieci, del nove e del sei per cento. Così come i materiali del gruppo platinum, utilizzati nelle auto ibride, la cui produzione ha visto un incremento del 131 per cento. Aumento dovuto anche all’avvio del progetto Julimar, la più grande scoperta al mondo di riserve di palladio-platino degli ultimi vent’anni. Il Governo di Camberra, con il programma Exploring for the Future, ha investito nell’ultimo anno 3,6 miliardi di dollari per l’esplorazione mineraria; l’importo più alto dell’ultimo decennio.

Sembra ormai non esserci alcun dubbio che l’idrogeno rappresenterà una delle soluzioni per un futuro energetico ambientalmente sostenibile. Tanto che la maggior parte dei Paesi ha già preparato strategie e politiche ad hoc per la costruzione e lo sviluppo della filiera. Tuttavia, perché i progetti siano sostenibili anche economicamente, rimane da affrontare il problema del costo di produzione. Uno studio di Aurora Energy Research, società leader nella fornitura di analisi energetiche in Europa, ritiene che nel 2030 l’idrogeno verde prodotto in Irlanda potrà essere il più economico del Vecchio Continente. Secondo un report, infatti, in condizioni ottimali potrebbe raggiungere un costo di produzione pari a 3,50 euro al kg, inferiore dell’8 per cento rispetto a quello spagnolo e addirittura del 35 per cento rispetto all’idrogeno tedesco. La modellazione di Aurora Research si riferisce a un elettrolizzatore da 100 MW situato a Connacht, nella parte occidentale del Paese, connesso con 150 MW di generazione eolica onshore e a 20 MW di solare fotovoltaico; il tutto in condizioni ottimali di velocità del vento. Il rapporto, tuttavia, sottolinea come - nonostante le condizioni climatiche favorevoli, che rappresentano un vantaggio competitivo chiave - il mercato potrebbe non svilupparsi senza un sostegno finanziario significativo, necessario per allineare i costi dell’idrogeno a quelli del gas naturale. Si prevede che il settore industriale rappresenterà la quota più alta del consumo irlandese, seguito dai trasporti, con una domanda di idrogeno che passerà dagli 11 kt del 2023 ai 33 kt del 2030. Con il piano del Governo di Belfast che entro il 2030 punta ad installare 2 GW di capacità eolica offshore collegata agli elettrolizzatori, la produzione di idrogeno verde potrebbe arrivare a 138 kt l’anno, consentendo quindi anche lo sviluppo della filiera di esportazione. Sempre secondo l’analisi di Aurora Research, il costo dell’H2 verde spedito da Cork in Germania, ad esempio, nel 2030 potrebbe essere inferiore del 13 per cento rispetto ai costi tedeschi di produzione interna. Nonostante questi aspetti, attualmente l’Irlanda non rappresenta uno dei Paesi più attrattivi per gli investitori: la mancanza di una Strategia nazionale e di un sostegno politico per offerta, domanda e infrastrutture la pone al 14° posto tra i 15 Stati UE considerati nel report.

Dopo un test durante il quale sono state raggiunte le abitazioni e gli uffici nelle vicinanze dell’impianto, nel 2020 il calore generato dalla centrale nucleare di Haiyang, nella provincia cinese dello Shandong, è stato immesso nella rete di teleriscaldamento per riscaldare gli edifici cittadini. Ora, la State Power Investment Corp ha annunciato l’estensione della rete che, grazie alla posa di 23 chilometri di nuove tubazioni, porterà il calore estratto dall’unità 2 dell’impianto di Haiyang fino alla città di Weihai. Sarà così realizzato il primo progetto per la fornitura di calore nucleare a lunga distanza e interregionale della Cina. La rete ampliata potrà riscaldare un’area di 13 milioni di metri quadrati, soddisfacendo il fabbisogno di calore di 1 milione di abitanti. Grazie al calore generato dalla centrale nucleare, sarà evitato ogni anno il consumo di circa 900.000 tonnellate di carbone e ridotte le emissioni di CO2 di 1,65 milioni di tonnellate. L’intero progetto del teleriscaldamento da fonte nucleare ha richiesto fino ad ora un investimento di 57 milioni di dollari; la stazione di pompaggio nell’unità 2 e la nuova rete di tubazioni dovrebbero essere messe in funzione entro la fine del 2023. Sempre in Cina, nella provincia meridionale dello Zhejiang, ha preso il via la prima delle tre fasi del progetto dimostrativo di teleriscaldamento nucleare presso la centrale di Qinshan. Obiettivo finale: portare entro il 2025 il calore generato dalla centrale nucleare in un’area di 4 milioni di metri quadrati, coprendo i principali centri urbani della contea di Haiyan e l’intera area di Shupu Town.

Dopo un ulteriore ritardo dovuto a necessari interventi di sminamento lungo i 142 chilometri situati nel territorio del Mozambico, Paese che dalla fine degli anni ‘80 è alle prese con guerre civili e frange terroristiche, è stato finalmente annunciato il prossimo completamento dell’interconnessione Mozambico-Malawi (MOMA). Uno tra i progetti strategici più attesi dell’Africa australe dovrebbe infatti essere terminato entro la fine del 2023. Il progetto prevede la realizzazione di una linea di trasmissione elettrica da 400 kV lunga 218 chilometri - 76 dei quali in Malawi e 142 in Mozambico - che consentirà di interconnettere i sistemi energetici dei due Paesi. Il MOMA permetterà inoltre al Malawi di connettersi al Southern African Power Pool (SAPP) e di soddisfare la crescente domanda di elettricità del Paese. Il SAPP, creato nel 1995, conta dodici Paesi membri rappresentati dalle rispettive società energetiche e coordina la pianificazione e il funzionamento del sistema elettrico dell’Africa meridionale. L’Electricity Supply Corporation of Malawi stima che entro la fine del 2023 saranno aggiunti i primi 50 MW alla rete nazionale. Il progetto è stato finanziato dalla Banca Mondiale, dalla Banca Europea e dall’Istituto di Credito per la Ricostruzione per un importo pari a 154 milioni di dollari. Si prevede che entro il 2030 il picco della domanda di elettricità del Malawi raggiungerà i 1.860 MW.

Se è in continua crescita la realizzazione di nuovi progetti per la generazione da fonti energetiche rinnovabili, forse lo stesso non si può dire delle loro performance; almeno per quanto riguarda gli impianti solari. Il Global Solar Report 2023 di Raptor Maps ha infatti esaminato 24,5 GW di impianti fotovoltaici solari nel mondo, rilevando nel 2022 perdite di potenza che hanno contribuito a una minore entrata annua stimata di 82 milioni di dollari. Le sottoperformance, secondo il report dovute ad anomalie di progetto o a problemi di manutenzione, sono passate a livello globale dall’1,6 per cento del 2019 al 3,13 per cento del 2022. In particolare, per gli impianti con taglia superiore a 200 MW, il rendimento inferiore alle aspettative in media è quasi quadruplicato rispetto al 2019, passando dall’1,10 per cento al 4,04 per cento dello scorso anno. Le installazioni con dimensione tra 100 e 200 MW hanno avuto invece una perdita di potenza media del 3,40 per cento, che sale al 4,12 per cento per quelle fino a 5 MW. Rispetto alla media globale del 3,13 per cento, nel 2022 gli impianti solari degli Stati Uniti hanno registrato una sottoperformance del 3,45 per cento; i meno performanti sono risultati quelli situati nel Nord-Ovest del Pacifico. Il report, che per la prima volta include analisi in base alla dimensione del sito e ai tipi di cella fotovoltaica, evidenzia che se la perdita di potenza causata da anomalie continuasse al tasso osservato, si arriverebbe al 6 per cento entro il 2025. Dati che sottolineano l'importanza di monitorare le prestazioni delle apparecchiature nel tempo, identificando e pianificando prontamente gli interventi di manutenzione.

Lo storage svolgerà un ruolo fondamentale nel percorso di decarbonizzazione. In particolare, secondo la International Energy Agency, tra le diverse tecnologie disponibili saranno le batterie agli ioni di litio a dominare il mercato da qui al 2030. L’India, in vista anche della crescita delle vetture elettriche, attraverso il programma Production Linked Incentive (PLI) punta entro il 2030 alla realizzazione di impianti per la produzione di celle e di batterie agli ioni di litio per una capacità di 50 MWh. Lo studio How Can India Indigenise Lithium-Ion Battery Manufacturing? del Council on Energy, Environment and Water (CEEW), uno dei principali istituti di ricerca politica in Asia, ha voluto calcolare la portata degli investimenti necessari. L’analisi, che si basa sulla capacità minima degli impianti di produzione di 5 GWh prevista dal PLI, prende in considerazione costi di acquisto dei terreni, costruzione degli impianti e consumi energetici, stimati in 250 GWh l’anno, per un investimento da parte del Governo di Nuova Delhi di 4,5 milioni di dollari. Lo studio, che prende in considerazione tre diversi scenari di produzione interna per stimare il fabbisogno di materiali ed elettroliti, sottolinea come sia urgente la definizione di una roadmap a lungo termine che preveda la collaborazione tra Governo, industria, ricerca e università. Fermo restando che un aspetto critico per la competitività sarà comunque avere disponibilità di minerali a prezzi vantaggiosi.

Colpiti dal vento e accecati dal sole spesso si tende a dimenticare l’importanza dell’energia idroelettrica. Negli Stati Uniti occidentali il 2022 ha registrato, secondo gli ultimi dati forniti dalla Energy Information Administration, un aumento del 13 per cento della produzione di energia idroelettrica che ha raggiunto i 161 TWh. Un dato importante, considerando che l’anno idrico 2020-2021 - che va dal 1° ottobre al 30 settembre - aveva rappresentato il punto più basso di produzione degli ultimi vent’anni. Gli Stati Uniti occidentali - ovvero Arizona, California, Colorado, Idaho, Montana, Nevada, New Mexico, Oregon, Utah, Wyoming e Washington - hanno prodotto il 61 per cento dell’energia idroelettrica del Paese nello scorso anno idrico 2021-2022. Con California, Oregon e Washington che, insieme, hanno rappresentato da soli l’82 per cento della produzione da fonte hydro degli undici Stati occidentali. Un risultato dovuto all’aumento di precipitazioni nella maggior parte di questi Stati che ha più che controbilanciato la mancanza di piogge in Nevada e Arizona, dove la produzione idroelettrica ha invece registrato un calo, evidenziato dai dati del Northwest River Forecast Center e del California Department of Water Resources. La diga Grand Coulee nello Stato di Washington, la più grande centrale idroelettrica del Paese, ha infatti generato 21,5 TWh nell’anno idrico 2021-2022, segnando un +19 per cento rispetto al periodo precedente. Al contrario, la diga di Hoover, situata al confine tra Arizona e Nevada, nello stesso periodo ha prodotto il 10 per cento in meno rispetto all’anno idrico 2020-2021. Questo a causa della portata del fiume Colorado, ben al di sotto del normale per mancanza di precipitazioni. Le forti precipitazioni registrate tra dicembre 2022 e gennaio 2023 negli Stati Uniti occidentali, in particolare in California, fanno pensare a un possibile incremento della produzione idroelettrica anche per la prossima estate.

Dammi tre parole: sole, cuore e amore... recitava il ritornello di un tormentone musicale di qualche anno fa. Spostandoci dai sentimenti alle fonti rinnovabili, le tre parole che devono essere messe alla base del nuovo sistema elettrico-energetico sono flessibilità, integrazione e digitalizzazione. Il maggiore impatto della generazione da FER, unito al ruolo del consumatore - ormai sempre più prosumer grazie a nuove forme di condivisione dell’energia, dall’autoconsumo collettivo alle comunità energetiche - richiedono infatti un’infrastruttura di rete intelligente. Con una domanda in continua crescita a causa dell’elettrificazione spinta in tutti i settori, la digitalizzazione - necessaria per poter scambiare in tempo reale informazioni sul consumo e sulla produzione di energia - deve tuttavia andare al di là della semplice automatizzazione di processi esistenti. A che punto siamo nel percorso di transizione da una rete elettrica analogica a una intelligente? Quali aspetti devono essere migliorati? Uno studio del Fraunhofer Cluster of Excellence Integrated Energy Systems (CINES) ha definito 14 tesi per indirizzare le azioni da introdurre per lo sviluppo di strumenti e soluzioni digitali: una serie di valutazioni e raccomandazioni concrete rivolte ai policy maker e a tutti gli attori del sistema energetico. Partendo dall’analisi della situazione attuale, lo studio Digitalizzazione del sistema energetico - 14 tesi per il successo (Digitalisierung des Energiesystems – 14 Thesen zum Erfolg) evidenzia come il numero di sistemi di generazione di energia continuerà a crescere, soprattutto ai livelli di media e bassa tensione. Impianti fotovoltaici, pompe di calore, veicoli elettrici e sistemi di accumulo andranno a interfacciarsi con la rete a un ritmo sempre più veloce. Motivo per cui il funzionamento e la stabilità di quest’ultima non potrà prescindere da una infrastruttura digitalizzata e sicura. Suddivise in cinque aree - data economy, sector coupling, system communication, network planning and network operation, cyber security - tra le 14 tesi se ne trovano alcune più ovvie - “le reti digitalizzate sono il futuro del sistema energetico” (tesi n. 2) o “la digitalizzazione è una competenza fondamentale per il futuro funzionamento della rete elettrica” (tesi n. 10) - accanto ad altre meno scontare, come la tesi n. 3: “Un sistema energetico della UE sovrano e resiliente richiede tecnologie e componenti ICT europei”. Non solo; a ulteriore conferma che la transizione energetica comporta enormi sfide per gli operatori di rete, lo studio sottolinea come “una transizione energetica decentralizzata significa digitalizzazione completa fino ai livelli inferiori della rete” (tesi n. 11). Integrazione di energie rinnovabili, stabilità e flessibilità della rete, centrali elettriche virtuali e soluzioni intersettoriali saranno al centro di EM-Power Europe, la fiera internazionale per la gestione dell’energia e le soluzioni energetiche integrate che si svolgerà dal 14 al 16 giugno a Monaco di Baviera all’interno di The Smarter E Europe, la più grande piattaforma europea per il settore dell’energia organizzata da Solar Promotion. EM-Power Europe metterà in mostra tecnologie e servizi per un approvvigionamento energetico neutro dal punto di vista climatico, 24 ore su 24, 7 giorni su 7.

Ansaldo Energia, Ansaldo Nucleare, EDF ed Edison hanno sottoscritto, lunedì 6 marzo 2023, una Lettera di Intenti per collaborare allo sviluppo del nuovo nucleare e favorirne la diffusione in Europa, verificando in prospettiva le potenzialità di sviluppo anche in Italia, date le crescenti esigenze di sicurezza energetica del nostro sistema elettrico. L’obiettivo dell’accordo è quello di valorizzare le competenze della filiera nucleare italiana a supporto dello sviluppo di progetti di nuovo nucleare in Europa, e avviare nel contempo una riflessione sul possibile ruolo del nuovo nucleare nella transizione energetica in Italia. Facendo leva sulle rispettive competenze specifiche - Ansaldo Energia come sviluppatore di componenti e fornitore di servizi per l’industria energetica e nucleare, EDF come primo produttore di energia nucleare al mondo, Edison la più antica società energetica in Europa e tra i maggiori player energetici in Italia - ciascuno dei partner si impegna a valutare le potenziali cooperazioni industriali per lo sviluppo dell’atomo, in particolare nel campo degli Small Modular Reactors (SMR). “Con questo accordo gettiamo le basi per una riflessione concreta e aperta sul ruolo del nuovo nucleare a supporto della transizione - ha dichiarato Nicola Monti, amministratore delegato di Edison. Un’esigenza tanto più evidente a seguito degli sconvolgimenti dell’ultimo anno, che dimostrano l’importanza di scelte strategiche di lungo periodo”. Nella visione dei quattro firmatari, il nuovo nucleare può svolgere un ruolo complementare a quello delle fonti rinnovabili, garantendo stabilità e contribuendo alla sostenibilità del sistema elettrico. Può inoltre rappresentare una soluzione concreta a supporto degli ambiziosi target europei di neutralità carbonica al 2050: è una delle fonti di generazione con le minori emissioni di CO2. In aggiunta, assicura un ridotto consumo di suolo rispetto alla potenza elettrica installata e consente un’ottimale programmabilità della produzione. “Il Gruppo Ansaldo Energia, dopo la chiusura delle centrali, ha saputo mantenere vive le proprie competenze in ambito nucleare - ha sottolineato Riccardo Casale, amministratore delegato di Ansaldo Nucleare. Siamo coinvolti in numerosi progetti, insieme a industrie ed enti di ricerca, a testimonianza dell’alto valore aggiunto che la filiera nucleare italiana porta a livello europeo”. Ansaldo Nucleare ed EDF hanno recentemente firmato anche un primo contratto per la fornitura di studi di ingegneria per NUWARD™. Il Gruppo EDF è infatti impegnato nella realizzazione di nuovi progetti nucleari basati sul proprio portafoglio di tecnologie, come gli SMR NUWARD™, i reattori mid-scale EPR1200 e i reattori large-scale EPR. Gli Small Modular Reactor hanno caratteristiche di sicurezza molto elevate, richiedono investimenti contenuti e possono essere utilizzati per produrre energia elettrica e termica, rispondendo in modo versatile alle esigenze del sistema elettrico e dei territori. “EDF promuove partnership internazionali per implementare un ventaglio di tecnologie nucleari a sostegno dell'Europa verso i suoi obiettivi di net zero - ha dichiarato Vakis Ramany, Senior Vice President EDF. La cooperazione con l’industria italiana ci permetterà di potenziare la catena di fornitura delle nostre tecnologie in un contesto in cui molti Paesi stanno pianificando nuovi programmi nucleari”. Energia low-carbon, mix di produzione diversificato, nuove tecnologie per supportare la transizione energetica sono gli ingredienti per costruire un futuro a energia net zero e per guidare il benessere e lo sviluppo economico dell’Europa e del Pianeta.

Ridurre i costi energetici e rendere i processi più sostenibili sono gli obiettivi che ogni industria deve perseguire, senza alcuna distinzione o preclusione. Nei multiformi Stati Uniti, infatti, il Colorado Energy Office ha lanciato un programma ad hoc per efficientare la coltivazione della cannabis. Il Cannabis Resource Optimization Program (CROP), finanziato con 4,5 milioni di dollari all’interno dell’Air Quality Improvement Investments del 2022, rappresenta il primo programma degli Stati Uniti per ridurre le emissioni di gas climalteranti e i costi energetici per le imprese operanti nel settore della cannabis. Secondo il rapporto Energy Use in the Colorado Cannabis Industry del Colorado Energy Office, gli impianti di coltivazione utilizzano circa il 2 per cento dell’elettricità generata in Colorado e le spese per far funzionare le luci artificiali, l’aria condizionata e i deumidificatori rappresentano quasi il 33 per cento dei costi operativi di questa particolare attività. Il CROP fornirà alle aziende di coltivazione assistenza tecnica gratuita, tra cui l’audit della struttura e un’analisi degli impieghi di acqua, luce e gas, per migliorare l’efficienza energetica attraverso l’installazione di apparecchi a LED, l’aggiornamento dei sistemi HVAC e l’ottimizzazione dei processi per un miglior uso delle risorse. Per aderire al programma la struttura dovrà essere regolarmente registrata nello Stato del Colorado e avere un costo della bolletta mensile, tra elettricità e gas, non inferiore a 5.000 dollari. In seguito all’audit, il Colorado Energy Office collaborerà con il Colorado Clean Energy Fund per garantire finanziamenti a basso costo per implementare questi miglioramenti. La cannabis rappresenta un business legale in vari Stati degli USA; tuttavia, mancando leggi federali che ne regolano la produzione e la distribuzione, le banche difficilmente rilasciano finanziamenti a costi accessibili per queste imprese, che rimangono escluse dalle opportunità disponibili per altri ambiti industriali. Il Colorado è stato il primo Stato a legalizzare la cannabis negli USA.