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  • Il biometano di Edison: alleato della biodiversità (e dolce come il miele)

    Per contribuire a raggiungere i target di decarbonizzazione nel settore trasporti, i gas rinnovabili rappresentano un punto fondamentale. Nella strategia di Edison, centrata sullo sviluppo di soluzioni innovative per il sistema energetico, il biometano si posiziona efficacemente come alternativa sostenibile ai gas fossili. Uno dei vettori migliori per contribuire alla decarbonizzazione - dal momento che è chimicamente identico al gas naturale di origine fossile - il biometano può avere un impatto considerevole nel settore dei trasporti e in tutti quegli ambiti in cui non ci sono le possibilità tecniche di sostituire i combustibili fossili con l’elettricità .    “La transizione si basa su un mix di possibilità - commenta Fabio Spinelli, Key Account Manager Mobility Solutions di Edison Energia. Proprio per questo puntiamo a rimanere flessibili, intercettando le opportunità e adattando le soluzioni al mercato che evolve”.   Il consumo di biometano per il trasporto merci è premiante soprattutto per gli aspetti ambientali, in quanto permette di migliorare gli impatti sui territori a lungo termine. Edison Energia è stato il primo operatore in Italia ad aver avviato l’attività di vendita di biometano per i trasporti, nel 2018, e oggi è leader in questo segmento con 105 milioni di metri cubi gestiti nel 2023 e consegnati in oltre 450 stazioni di rifornimento in tutta Italia .   La società di Foro Buonaparte sta anche lavorando su diversi fronti per lo sviluppo di progetti per la produzione di biometano a partire dalla Frazione Organica del Rifiuto Urbano (FORSU), con l’obiettivo di realizzarne almeno 10 entro il 2030. Nel 2023 sono iniziati i lavori a Caivano (NA) per un impianto che processa 90.000 tonnellate l’anno di FORSU per una produzione attesa di circa 5 milioni di metri cubi di biometano, e ha preso avvio la riconversione per la produzione di bioGNL dei due impianti di Edison Next Environment di Caivano e Zinasco (PV), che attualmente producono biometano liquido sempre da FORSU (circa 60.000 t/anno).   Ed è proprio a Zinasco, in provincia di Pavia, presso la sede dell’impianto di produzione di biometano di Edison Next , che sorge l’ Oasi della biodiversità . Grazie alla partnership con 3Bee - naturetech company leader nello sviluppo di tecnologie per il monitoraggio, la tutela e la rigenerazione della biodiversità - l ’ampio spazio verde accanto agli edifici in cui le biomasse vengono convertite in gas rinnovabile ospita due alveari tecnologici , che monitorano in tempo reale l’attività delle api, fondamentali bioindicatori dello stato di salute dell’ambiente. All’interno dell’Oasi sono state messe a dimora anche 50 piante nettarifere a portamento arboreo e arbustivo appartenenti a 5 specie diverse autoctone, e 53 arbusti nettariferi di 10 specie autoctone differenti.   “Creare oasi di biodiversità nei nostri impianti è un modo concreto attraverso il quale vogliamo dare il nostro contributo per preservare gli ecosistemi dei territori che abitiamo - ha dichiarato Marilena Barbati Marketing & Communication Director di Edison Next. Accompagnare la decarbonizzazione significa non solo ridurre l’inquinamento e il consumo di risorse, ma anche agire per arginare il declino della biodiversità”.   Le api e altri gli impollinatori garantiscono un servizio indispensabile attraverso cui avviene la fecondazione delle piante e la produzione di semi e frutt i, essenziali per la sopravvivenza delle specie vegetali, animali e dell’uomo. La perdita di insetti impollinatori comporta quindi la diminuzione della biodiversità, essenziale per la stabilità degli ecosistemi.   Si stima che nell’Oasi durante l’anno vi siano 600.000 api monitorate e protette , capaci di impollinare 600 milioni di fiori, con 76 chili di nettare potenzialmente prodotto dalle piante nettarifere. In estate è prevista la prima smielatura con la realizzazione dei primi vasetti di miele.  Restiamo in attesa di un dolce (e sostenibile) assaggio.

  • USA, entro il 2030 i data center useranno il 9 per cento dell’elettricità

    Uno dei settori che sta crescendo più rapidamente in tutto il mondo è quello dei data center. Strutture necessarie ai sistemi informatici che richiedono enormi quantità di energia per il raffreddamento continuo ad alta intensità e che con lo sviluppo di tecnologie come l’intelligenza artificiale vedranno aumentare ulteriormente il proprio fabbisogno energetico. Le query basate sull’AI richiedono circa dieci volte l’elettricità necessaria per le tradizionali ricerche su Internet. Un dato che, secondo la International Energy Agency, farà più che raddoppiare la domanda di energia per i data center entro il 2026. Uno scenario che potrebbe causare seri problemi di approvvigionamento, soprattutto in quelle zone dove più alta è la concentrazione di data center. Previsioni e timori confermati anche dallo studio Powering Intelligence: Analyzing Artificial Intelligence and Data Center Energy Consumption , pubblicato dall’Electric Power Research Institute (EPRI) e che si concentra sulla situazione statunitense. L’analisi, basata sulle informazioni pubbliche sui data center esistenti negli USA , sulle stime di crescita del settore e sulle previsioni della domanda di elettricità, ha delineato quattro scenari al 2030, con un tasso di crescita annuo del consumo compreso tra il 3,7 e il 15 per cento. Lo scenario più basso (3,7 per cento) presuppone u n’adozione limitata degli strumenti di intelligenza artificiale , abbinata a importanti miglioramenti nell’efficienza dei data center; lo scenario più alto (15 per cento) combina la rapida espansione delle applicazioni di intelligenza artificiale con minori miglioramenti in termini di efficienza. A seconda del grado di efficienza energetica raggiunto dalle strutture, gli altri due scenari individuati dall’EPRI presentano una crescita del consumo elettrico del 4,6 e del 9,1 per cento . Quest’ultimo, secondo lo studio, rappresenta lo scenario più probabile, con un consumo pari a più del doppio di quello attuale. Negli USA l’80 per cento dei data center è concentrato in 15 Stati , con in testa Virginia e Texas.

  • Transizione energetica, il Queensland (Australia) stanzia 26 miliardi

    Dopo i 19 miliardi di dollari australiani (11,7 miliardi di euro) assegnati nel 2023, il governo del secondo Stato più grande dell’Australia - il Queensland - ha stanziato altri 26 miliardi di dollari (16 miliardi di euro) a sostegno del Queensland Energy and Jobs Plan, il programma che ha come obiettivo di accelerare la transizione energetica e di creare nuovi posti di lavoro. Il Queensland Energy and Jobs Plan prevede di destinare 16,5 miliardi di dollari a nuovi progetti per la produzione di energia da fonte rinnovabil e e per impianti di stoccaggio, 8,5 miliardi per la realizzazione della Super Grid, una nuova rete di trasmissione ad alta tensione lunga 1.500 chilometri, e 500 milioni di dollari per le mini-grid solari e i sistemi di accumulo residenziali. Il governo di Brisbane punta ad avere al 2035 25 GW di eolico e solare su larga scala e 7 GW di stoccaggio di lunga durata, grazie soprattutto ai due impianti di pompaggio idroelettrico di Borumba e di Pioneer-Burdekin, che sarà il più grande impianto del genere al mondo. Secondo il governo del Queensland, grazie al Piano saranno creati 100.000 nuovi posti di lavoro.

  • Camion elettrici, E.ON e MAN insieme per espandere la rete di ricarica europea

    Il Gruppo E.ON e MAN Truck & Bus costruiranno insieme una infrastruttura di ricarica per camion elettrici. 400 siti riservati ai mezzi pesanti (125 solo in Germania) in 170 località . Attraverso questo investimento sarà creata la più grande rete di ricarica pubblica per veicoli commerciali pesanti mai realizzata in Europa. E.ON e MAN investono in nuove stazioni di ricarica, costruite presso i Service Center di MAN ma che potranno fornire il servizio di ricarica pubblica ai mezzi pesanti di altri costruttori. I siti saranno infatti accessibili al pubblico, indipendentemente dalla marca del veicolo. Solo in Germania sono previsti circa 125 punti; altri sono in costruzione in Austria, Regno Unito, Danimarca, Italia , Polonia, Repubblica Ceca e Ungheria.   Gli obiettivi politici per la decarbonizzazione dei trasporti in Europa (e in Germania in particolare) sono chiari, in una guerra ai gas serra senza esclusione di colpi (ops, di punti percentuali). L’UE chiede agli Stati membri di ridurre le emissioni di CO 2 dei mezzi pesanti del 65 per cento entro il 2035 e del 90 per cento entro il 2040, rispetto ai livelli del 2019.   Il governo tedesco punta a una riduzione del 55 per cento entro il 2030 e alla neutralità climatica entro il 2045. In questo contesto, l’elettrificazione dei trasporti è una delle soluzioni messe in strada e l’industria sta investendo in veicoli e in infrastrutture. E se i produttori si concentrano sullo sviluppo di nuovi mezzi, c’è ancora bisogno del sostegno normativo per costruire un’infrastruttura di ricarica ad alte prestazioni e progettata su scala europea.   “Stiamo investendo molto per dare un impulso decisivo all’infrastruttura per il trasporto pesante elettrico e tracciare la strada verso una sostenibilità nella logistica e nelle catene di approvvigionamento - ha dichiarato Leonhard Birnbaum, CEO di E.ON. Siamo lieti di essere all’avanguardia insieme a MAN”.   Nell’ambito della collaborazione, E.ON e MAN fanno compiere un bel passo avanti all’espansione dell’infrastruttura di ricarica per camion elettrici. Tuttavia, affinché la transizione della mobilità abbia successo, in Europa servono circa 50.000 punti di ricarica per i veicoli commerciali pesanti entro il 2030.   “In qualità di produttore di camion e bus elettrici, stiamo dando il nostro contributo - ha dichiarato Alexander Vlaskamp, CEO di MAN Truck & Bus. Sono lieto di avere E.ON come partner forte per l’elettrificazione dei nostri Service Center”.   Il primo sito aprirà nel 2024, e altri 80 saranno costruiti entro la fine del 2025 . Selezionati strategicamente tra i Service Center di MAN situati in aree industriali con elevati volumi di  traffico e in prossimità di snodi autostradali (per integrare facilmente la ricarica nelle operazioni quotidiane), i siti saranno costruiti in modo modulare e dotati di diverse stazioni di ricarica da 400 kW (un camion elettrico medio può ricaricarsi in circa 45 minuti per un’autonomia fino a 300 chilometri). In un secondo tempo, ci sarà un upgrade al sistema MCS (Megawatt Charging System) che consente ricariche con potenza fino a 3 MW .   Insomma, i veicoli elettrici ci sono. L’infrastruttura di ricarica cresce. Tocca ora al mercato decidere se passare a una nuova trazione. E se siete arrivati fin qui e, come me, siete appassionati di percentuali, ecco quello che fa per voi: l’analisi del mercato dei veicoli commerciali in Europa fatta dalla redazione  di Vado e Torno (il mensile che dal 1962 segue l’evoluzione tecnica, economica e normativa del trasporto stradale delle merci) . Sono davvero bravi.

  • Pompaggi idroelettrici, Edison e Webuild si alleano per due progetti nel Sud Italia

    I sistemi di stoccaggio di energia sono infrastrutture strategiche per la sicurezza energetica nazionale, essenziali per il sistema elettrico e necessarie per la transizione ecologica . Entro il 2030 il PNIEC prevede l’installazione di nuovi accumuli per oltre 10 GW, di cui 6 GW utility scale  (batterie e pompaggi idroelettrici), localizzati principalmente al Sud e nelle isole. Gli impianti idroelettrici di pompaggio sono la forma di stoccaggio dell’energia più affidabile. Prevedono due invasi posti a quote differenti: nelle ore a maggiore generazione da fonte rinnovabile l’acqua è pompata da valle a monte; in questo modo viene immagazzinata energia potenziale da trasformare nuovamente in energia elettrica quando necessario.   Questi impianti garantiscono una delle forme più efficienti di produzione : quasi l’intera energia cinetica dell’acqua è trasformata in energia elettrica. Sono anche particolarmente flessibili, perché entrano in servizio in tempi rapidissimi, e non consumano la risorsa idrica perché lavorano a ciclo chiuso e svolgono quindi un ruolo importante per la conservazione dell’acqua e il suo utilizzo a fini irrigui .   Edison e Webuild hanno sottoscritto un accordo programmatico per lo sviluppo di progetti di accumulo idroelettrico nel Sud Italia - Pescopagano (PZ) in Basilicata e Villarosa (EN) in Sicilia - con l’obiettivo di realizzare almeno 500 MW di pompaggi al 2030 e far crescere la filiera italiana dell’idroelettrico.   “Grazie a questo accordo creiamo le basi per realizzare la transizione energetica - ha dichiarato Nicola Monti, amministratore delegato di Edison - e rilanciamo una filiera strategica di cui siamo campioni in Europa, con evidenti benefici per lo sviluppo economico nazionale e l’incremento dell’energia rinnovabile in rete”.   “L’accordo mette a fattor comune le competenze di due grandi gruppi privati - ha dichiarato Pietro Salini, amministratore delegato di Webuild - per creare sistemi virtuosi e realizzare le infrastrutture di cui l’Italia ha bisogno per restare competitiva, contribuendo al percorso di transizione e di contrasto alla siccità, in particolare al Sud”.   I progetti di Pescopagano e di Villarosa sono in attesa della conclusione degli iter autorizzativi presso il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) e di concessione presso le rispettive Regioni, con l’obiettivo di partecipare alle aste competitive organizzate da Terna nell’ambito del Mercato a termine degli stoccaggi (MACSE), in via di definizione. Oltre alla realizzazione di nuovi invasi e di opere di ingegneria sotterranee, le due iniziative prevedono l’utilizzo di invasi esistenti, incrementando i livelli di sicurezza e i volumi di acqua immagazzinabili , anche per ulteriori usi e per il contrasto alla siccità . La filiera italiana dell’idroelettrico vanta una posizione unica in Europa e costituisce un asset fondamentale per il Paese: con un fatturato pari a 28 miliardi di euro, di cui 15 miliardi derivanti dall’export e con un saldo commerciale di 8 miliardi di euro, si colloca al primo posto nella UE.

  • America Latina, quanto costa la transizione energetica?

    Se è chiara a tutti l’importanza che l’Africa può avere nella transizione energetica, lo stesso non si può dire di altre zone del mondo. Come l’America Latina e i Caraibi, terre che hanno tutti i presupposti per giocare un ruolo più importante del previsto nell’economia globale. Risorse e potenzialità di questa regione sono al centro del Latin America Energy Outlook , il primo report che la IEA ha dedicato al continente latinoamericano. Lo studio dei 33 Paesi che compongono questa regione del mondo offre una panoramica delle potenzialità dell’America Latina, l’ outsider  della transizione energetica (l’analisi di Carolina Gambino pubblicata su Nuova Energia , parte proprio dai dati IEA).   Il vantaggio naturale si misura subito sull’ energy mix dell’intera regione:  60 per cento di rinnovabili nella produzione di energia elettrica, con l’idroelettrico che domina con il 45 per cento. Senza considerare che il comparto energetico dei Paesi LAC (Latin America and the Caribbean) contribuisce solo per un 5 per cento alle emissioni di gas serra globali , pur rappresentando, nello stesso periodo, il 9 per cento del PIL mondiale.   L’elettricità latinoamericaraibica è già una delle più pulite al mondo , con ottime chance di ulteriore miglioramento. Sono tre gli scenari delineati dalla IEA per il futuro dell’area: STEPS - Stated Policies Scenario - che pesa gli sviluppi futuri sulle misure già in atto, senza darne per scontato il successo; APS - Announced Pledges Scenario - che presuppone un puntuale raggiungimento degli impegni assunti da singoli Paesi; e NZE - Net Zero Emissions Scenario. Quantificare però quanto denaro serva per la transizione energetica in questa parte del mondo potrebbe rivelarsi un esercizio più complicato del previsto. Il costo è molto variabile a seconda dello scenario: 180 miliardi di dollari l’anno tra il 2026 e il 2030 nello STEPS, oltre 240 per gli obiettivi Net Zero, mentre l’APS si colloca tra i due, intorno ai 200 miliardi di dollari l’anno. Il tratto comune è l’aumento sostanzioso degli investimenti rispetto ai livelli attuali. Guardando allo NZE, per alcune voci la crescita necessaria è spropositata : per elettrificare i trasporti, ai Paesi LAC servirebbe moltiplicare per 62 l’attuale livello di investimenti entro il 2030. Difficile, ammette la IEA, specialmente considerando i livelli di partenza. Questi Paesi presentano uno dei livelli più bassi di investimenti nel settore energetico espresso come percentuale del PIL; meno del 3 per cento tra il 2014 e il 2022, rispetto al 5 per cento dell’Eurasia, del Medio Oriente e del Nord Africa. A questo complicato mosaico si aggiunge un ulteriore tassello. Decarbonizzare la generazione è un passo fondamentale, ma non sufficiente. Nei Paesi LAC risultano parimenti importanti gli sforzi diretti a ripulire gli usi finali . Industria pesante, riscaldamento, e soprattutto trasporti sono infatti responsabili da soli del 40 per cento delle emissioni dei sistemi energetici della regione. E nel conteggio economico finale mancherebbe ancora una tessera centrale per la transizione: i costi per l’adattamento al cambiamento climatico , che farebbero lievitare di molto il totale complessivo. La resilienza delle infrastrutture, critiche o meno e non solo energetiche, è infatti tra le questioni collaterali più urgenti e più sottovalutate. Per caratteristiche naturali e geografiche, i Paesi LAC sono particolarmente esposti e vulnerabili ai fenomeni climatici avversi ed estremi, la cui portata e frequenza è destinata ad aumentare. L’ECLAC, la Commissione Economica per l’America Latina e i Caraibi, stimava già nel 2015 che entro il 2050 gli effetti del cambiamento climatico potranno arrivare a costare tra l’1,5 e il 5 per cento del PIL della regione.

  • Nucleare e scorie radioattive, più sicurezza con la… ceramica!

    Il nucleare torna al centro della discussione europea e italiana, collegato agli obiettivi di decarbonizzazione e di indipendenza energetica che influenzeranno produzione e consumo di energia ben oltre il 2050. Rimane tuttavia nell’opinione pubblica il timore legato alle scorie. In realtà, come molte cose connesse al nucleare, spesso la preoccupazione è solo frutto di mancanza di conoscenza . Cerca di fare chiarezza Riccardo DeSalvo su Nuova Energia . “Il combustibile esausto - quello che comunemente chiamiamo scorie - occupa un volume estremamente limitato: si tratta per lo più di materiali solidi, con una piccola frazione di componenti volatili, che però possono essere facilmente e permanentemente confinate per evitare dispersioni nell’ambiente”. Basta quindi schermare questi scarti fino a quando la radioattività sarà decaduta. Se la vetrificazione seguita da smaltimento in depositi geologici è una soluzione di fine processo adeguata e completamente sicura, c’è all’orizzonte una soluzione più semplice, meno cara e ancor più sicura, basata sull’ incapsulamento del combustibile esausto in cartucce ceramiche , che sono fra i materiali chimici più stabili. “Per confinare permanentemente il combustibile esausto - scrive Riccardo DeSalvo - si è studiato l’incapsulamento in carburo di silicio, un materiale durissimo e compatto, conosciuto come carborundum, resistente ad oltre 2.300 °C”. Una volta incapsulato è quindi possibile depositare il materiale in tutta sicurezza in gallerie dove, una volta cementato l’accesso, il deposito diventa irraggiungibile, garantendo il confinamento sicuro per tempi praticamente infiniti.

  • Storage e fotovoltaico, in Romania batterie obbligatorie per i prosumer

    Sfruttare al meglio la crescente generazione rinnovabile (soprattutto da fotovoltaico) e mantenere stabile e sicuro il sistema elettrico: è questo l’intento della legge approvata dal parlamento rumeno che obbliga i prosumer a installare sistemi di storage. L’obbligo è previsto per i nuovi impianti fotovoltaici destinati all’autoconsumo con una potenza compresa tra 10,8 kW e 400 kW. Chi ha già un impianto con potenza compresa tra 3 e 400 kW avrà tempo fino al 31 dicembre 2027 per mettersi in regola. In mancanza dell’installazione di un sistema di accumulo, potranno fornire elettricità alla rete solo i proprietari di impianti fino a 3 kW. Le batterie dovranno avere una taglia pari al 30 per cento della capacità degli impianti per quelli compresi tra 3 kW e 200 kW, e del 50 per cento per quelli tra 200 kW e 400 kW. Ad aprile 2024 in Romania si contavano quasi 130.000 prosumer , rispetto ai soli 1.634 di fine 2020, per una capacità totale installata di circa 1,7 GW. Nel 2023 il governo di Bucarest ha stanziato 342 milioni di euro per il programma “Casa Verde Fotovoltaice”, per incentivare l’installazione di pannelli fotovoltaici.

  • Eolico offshore, nel 2023 domina la Cina

    Continua la crescita a livello globale delle rinnovabili, eolico offshore compreso.  Secondo i dati del Global Wind Energy Council (GWEC), nel 2023 sono stati realizzati nuovi impianti per 10,8 GW, facendo salire a 75,2 GW la capacità totale installata. Come per le altre fonti di generazione green , anche lo sviluppo dell’eolico offshore è stato trainato - per il sesto anno consecutivo - dalla Cina , con 6,3 GW. Il Paese del dragone ha così portato la propria capacità installata a 37,8 GW. Pur distante dai numeri cinesi, l’Europa, ha registrato un anno record con 3,8 GW di nuovi impianti; di questi, la metà nei Paesi Bassi, grazie soprattutto ai parchi eolici offshore di Hollandse Kust Noord e Hollandse Kust Zuid. Secondo le stime del GWEC, n ei prossimi dieci anni saranno installati 410 GW di nuova capacità eolica , in linea con l’obiettivo di 380 GW al 2030 stabilito dalla Global Offshore Wind Alliance, grazie al rapido sviluppo dei nuovi mercati eolici offshore di Australia, Giappone, Corea del Sud, Filippine, Vietnam, Brasile, Colombia, Irlanda e Polonia. Per passare dagli attuali 75,2 GW a 485 GW , è però fondamentale la collaborazione tra industria e governi e la creazione di quadri normativi semplificati ed efficaci .

  • Idroelettrico, la Germania riattiva la centrale con pompaggio di Happurg

    Molto affidabili e in grado di entrare in servizio in tempi rapidi per far fronte alle variazioni di carico sulla rete, l’idroelettrico con pompaggio può svolgere un ruolo rilevante per la gestione e per il bilanciamento della rete elettrica. In Germania sarà messa nuovamente in servizio l’impianto idroelettrico con pompaggio di Happurg, in Baviera, chiusa nel 2011 a causa di danni alla base del bacino superiore. Dopo accurate indagini del sottosuolo e valutazioni geotecniche, le autorità competenti hanno infatti approvato un progetto tecnico per rinnovare e rimettere in funzione la centrale. La centrale di Happurg, situata 30 chilometri a est di Norimberga, è il più grande impianto di pompaggio della Baviera ; con un’altezza di caduta di 209 metri, può immagazzinare circa 850 MWh di elettricità. Con un investimento previsto di 250 milioni di euro, la centrale da 160 MW dovrebbe riprendere a funzionare nel 2028 , rendendo più sicura e affidabile la fornitura di energia rinnovabile in una regione con una forte domanda industriale. Secondo l’International Hydropower Association, a fine 2023 la capacità idroelettrica della Germania ammontava a 14,4 GW , per una produzione di 20 TWh.

  • Fotovoltaico, in Austria nel primo trimestre 2024 splende il sole

    Prosegue la crescita della capacità rinnovabile nella UE. Secondo E-Control, l’autorità austriaca di regolazione dell’elettricità e del gas, in Austria nel corso del primo trimestre 2024 sono stati collegati in rete 497 MW di solare fotovoltaico e 37 MW di capacità eolica. Lo sviluppo del fotovoltaico ha quasi raggiunto l’obiettivo fissato per la fine del secondo trimestre ed è in linea con la strategia del governo di Vienna di aggiungere ogni anno 1,1 GW di nuova capacità solare . Di contro, nei primi tre mesi dell’anno i nuovi impianti eolici hanno raggiunto solo il 40 per cento dell’obbiettivo previsto. La forte crescita del fotovoltaico è dovuta principalmente alle nuove installazioni residenziali. I dati di E-Control evidenziano come su 32.268 richieste di connessione ricevute dai 16 gestori delle reti di distribuzione, ben 27.500 (85,2 per cento) riguardano impianti con capacità fino a 20 kW; 4.339 domande hanno riguardato impianti tra 20 kW e 250 kW, mentre solo 427 domande erano relative a strutture con capacità superiore a 250 kW . L’Austria si è posta l’obiettivo di aumentare la generazione rinnovabile di 27 TWh entro il 2030 : per raggiungere questo target sarà necessario installare ogni anno 400 MW di eolico, 125 MW di idroelettrico e 15 MW di biomassa. Tuttavia, nonostante i risultati positivi del fotovoltaico residenziale, le associazioni di settore chiedono al governo misure incentivanti per incoraggiare anche le imprese commerciali e industriali a installare impianti solari, oltre a un’accelerazione nel processo di adeguamento delle infrastrutture di rete .

  • Reti elettriche, in Svezia stop all’interconnettore Hansa PowerBridge

    Per stabilizzare le reti elettriche e consentire una migliore integrazione della crescente capacità rinnovabile, molti Paesi stanno avviando progetti transfrontalieri di potenziamento dell’infrastruttura. Una scelta controcorrente arriva però dalla Svezia. Il governo del Paese scandinavo ha infatti deciso di non portare avanti la realizzazione dell’ interconnettore Hansa PowerBridge, da 700 MW . Il progetto, sviluppato da due dei gestori della rete di trasmissione dei Paesi in questione, prevedeva la costruzione di un collegamento sottomarino HVDC lungo 300 chilometri per collegare la rete elettrica svedese con la Germania, attraverso il Mar Baltico. Secondo il governo di Stoccolma, l’iniziativa avrebbe destabilizzato ulteriormente il mercato e portato a un aumento dei prezzi dell’energia nella regione della Svezia meridionale. L’Hansa PowerBridge, con un costo stimato di 600 milioni di euro , avrebbe dovuto collegare la reti elettriche dei due Paesi a partire dal 2026, consentendo di integrare la crescente potenza rinnovabile - solare ed eolica - della Germania , aumentata nel 2023 di oltre 17 GW, toccando un totale di circa 170 GW. Incremento trainato soprattutto dal fotovoltaico, con 14,1 GW di nuova capacità installata.

  • Idroelettrico nel mondo, raggiunti 1,4 TW di capacità

    Non solo eolico e solare. Anche l’idroelettrico, la fonte rinnovabile ante litteram , continua a crescere nel mondo. Secondo il World Hydropower Outlook 2024  pubblicato dalla International Hydropower Association (IHA), la capacità globale a fine 2023 ha raggiunto 1,4 TW, di cui 179 GW con pompaggio. L’idroelettrico convenzionale è cresciuto di 7,2 GW, i pompaggi di 6,5 GW. Anche per questa fonte di energia rinnovabile, la Cina capeggia la classifica delle nuove installazioni con 6,7 GW (la maggior parte con pompaggio) , seguita da Nigeria - 740 MW - e Colombia con 643 MW. Completano la top ten Laos (548 MW), Nepal (478 MW), Cambogia (459 MW), Uganda (408 MW), Turchia (399 MW), Congo (381 MW) e Vietnam con 334 MW. L’Italia si classifica al 44° posto, con 3 MW. Questi incrementi, tuttavia, sono ben al di sotto di quelli necessari. Secondo l’IHA, infatti, per raggiungere lo scenario net zero  al 2050 servirebbe il raddoppio della capacità attualmente installata , con investimenti di circa 130 miliardi di dollari ogni anno. A livello globale, i dati del World Hydropower Outlook 2024  mostrano a fine 2023 562 GW di capacità idroelettrica installata nella regione dell’Asia Orientale e Pacifico, con una generazione di 1.503 TWh. Staccata l’Europa, con 259 GW e 637 TWh. Seguono Nord e Centro America, con 206 GW e 645 TWh, Sud America, con 181 GW e 728 TWh, Asia Centrale e del Sud con 166 GW e 514 TWh. In coda l’Africa, con 42 GW e 158 TWh di energia prodotta. Nel continente africano, però, il 90 per cento del potenziale deve ancora essere sfruttato . La produzione globale in alcuni importanti mercati idroelettrici ha subito nel 2023 una diminuzione di 223 TWh rispetto al 2022 , a causa del perdurare di gravi condizioni di siccità .

  • Reti elettriche, al via l’interconnessione tra Spagna e Ceuta

    Per trasportare l’energia generata da fonti rinnovabili al di là dello Stretto di Gibilterra, la Spagna ha annunciato la costruzione di una nuova interconnessione che collegherà la parte continentale del Paese con la città autonoma di Ceuta, enclave spagnola situata sulla costa nord del Marocco. L’infrastruttura di rete migliorerà la sicurezza e la qualità della fornitura elettrica di Ceuta, riducendone la dipendenza dai combustibili fossili. Il collegamento, lungo 58 chilometri ,  prevede il collocamento di un cavo sottomarino a doppio circuito da 132 kV con isolamento a secco a una profondità massima di 900 metri. Una volta raggiunta la costa, il cavo sarà interrato, evitando qualsiasi impatto visivo e ambientale sulle spiagge o sulle zone di balneazione. Sul versante peninsulare, il progetto prevede modifiche alla sottostazione di Algeciras , da 220 kV, che permetterà di soddisfare le maggiori richieste elettriche della zona. Secondo il TSO spagnolo Red Electrica, la nuova interconnessione potrà entrare in servizio nel 2025 e  integrerà ogni anno 473 MWh di energia da fonte rinnovabile . Il progetto, che ha un costo stimato di 221 milioni di euro , è inserito nel Piano di Sviluppo della Rete dei Trasporti 2021-2026 della Spagna.

  • Fotovoltaico e storage, la coppia fa +94 per cento in Europa

    L’aumento degli impianti di generazione da fonti rinnovabili aleatorie porta con sé una crescita dei sistemi di storage, indispensabili per sfruttare il pieno potenziale di eolico e solare. In Europa, il 2023 ha visto installati 17,2 GWh di nuovi sistemi di accumulo a batteria (BESS) a integrazione di impianti fotovoltaici, con un aumento del 94 per cento sul 2022. Secondo i dati di SolarPower Europe, alla fine dello scorso anno la capacità totale dei BESS abbinati a fotovoltaico nel continente europeo ha raggiunto i 35,9 GWh . Di questi, il 70 per cento rappresentato dal settore residenziale, il 21 per cento dai sistemi di batterie su larga scala e per il 9 per cento da quelli dei settori commerciale e industriale. Tra i Paesi che emergono nella classifica, la Germania conferma la propria leadership con 5,9 GWh di nuove installazioni e un +152 per cento rispetto al 2022 . L’Italia segue da vicino, con 3,7 GWh e un aumento dell’86 per cento rispetto all’anno precedente. Completa il podio il Regno Unito, con 2,7 GWh di nuovi accumuli, pari a un incremento del 91 per cento sul 2022. Tassi di crescita simili sono previsti anche per il 2024 , mentre per il periodo 2025-2028 l’aumento - pur costante - si attesterà al 30-40 per cento, con una capacità di BESS al 2028 che si prevede possa raggiungere in Europa i 260 GWh.

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