Pausa energia

Mentre in Italia i comitati del no sono attivi come non mai, forse ancora non raggiunti dalle notizie di crisi energetiche e da quelle di catastrofi figlie del climate change, in Australia è in fase di realizzazione un nuovo impianto eolico offshore da 1,2 GW. Southern Winds - questo il nome del progetto - sarà costruito tra i 10 e i 30 chilometri al largo delle coste del South Australia, nello Stato di Victoria, e utilizzerà la tecnologia a fondo fisso. La scelta del sito, oltre che per la costanza e forza del vento e per la presenza di importanti infrastrutture portuali, è stata supportata dall’appoggio che la componente politica, la comunità e l’industria locale hanno dato al progetto che utilizzerà mano d’opera del luogo e consentirà di soddisfare la sempre crescente domanda di energia del territorio. Il nuovo parco eolico offshore fa parte della Portland West Offshore Wind Renewable Energy Zone (REZ) annunciata dal governo del Victoria a seguito del Victorian Offshore Wind Policy Directions Paper, con il quale il governo dello Stato si è impegnato a sostenere lo sviluppo di parchi eolici offshore identificando due zone, Gippsland e Portland West, dove installare impianti per almeno 13 GW di capacità. In particolare, il governo dello Stato di Victoria si è posto come obiettivo di installare 4 GW entro il 2035 e 9 GW entro il 2040, così da ottenere nel 2050 il 20 per cento della capacità energetica da 13 GW di eolico offshore. In uno dei suoi primi discorsi Anthony Albanese, nuovo primo ministro del governo australiano, ha promesso di trasformare l’Australia in una superpotenza dell’energia rinnovabile.

Sole e Africa sono, non solo nell’immaginario collettivo, un’unica cosa. Tant’è che se si parla di sviluppare progetti rinnovabili in questo bellissimo Continente non si può non partire dal fotovoltaico. Il Ministero delle Infrastrutture e delle Risorse Naturali (MIRN) di Sao Tomé e Principe, piccolo Stato insulare di 220.000 abitanti nel golfo di Guinea a 200 chilometri dalla costa del Gabon, ha annunciato l’avvio di una gara per la realizzazione di un impianto solare da 1,5 MW da realizzare in un’area a sud di Santo Amaro. La società aggiudicataria, oltre alla realizzazione, ne curerà la gestione e la manutenzione. L’impianto, che dovrà essere operativo entro la fine del 2022, potrà avvalersi del supporto e delle garanzie dell’African Development Bank (AfDB), attraverso il suo Energy Transition and Institutional Support Program (ETISP). Oltre a un sostegno finanziario, AfDB fornirà l’assistenza tecnica necessaria per il processo di approvazione del progetto e la supervisione della fase di commissioning, delle prove di funzionamento e dell’interconnessione alla rete. Sempre attraverso l’ETISP, che ha una dote di 12 milioni di dollari, il governo di Sao Tomé e Principe sta realizzando il mini-impianto idroelettrico di Papagaio. Situato sull’isola di Principe, avrà una capacità di 1 MW e dovrebbe essere operativo entro il 2024. Attualmente le energie rinnovabili rappresentano solo il 5 per cento del mix elettrico dell’ex colonia portoghese - che in un’epoca ormai lontana è stata la capitale del cioccolato - e generate per la quasi totalità dalla centrale idroelettrica di Contador, che ha una capacità di 1,9 MW.

Tra i maggiori responsabili delle emissioni di CO2 in atmosfera vi è il settore industriale, che produce un quarto delle emissioni mondiali, e in particolare le industrie del petrolio, del gas e del cemento. La cattura e lo stoccaggio - magari per un successivo utilizzo - del carbonio (CCUS) può essere quindi uno dei modi per raggiungere gli ambiziosi obiettivi climatici che ci siamo prefissi a livello globale. In Cina, dopo dieci mesi di lavori, è stato completato il primo progetto di cattura e stoccaggio del carbonio (CCUS) offshore del Paese, che permetterà di seppellire nel fondale marino l’anidride carbonica emessa durante l’estrazione del petrolio. Il progetto riguarda il giacimento petrolifero di Enping della China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), il più grande produttore offshore di petrolio e gas della Repubblica Popolare cinese, che si trova nel Mar Cinese Meridionale nei pressi della foce del Pearl river (fiume delle Perle), a 124 miglia (circa 200 chilometri) da Shenzhen. Progettato come una struttura ausiliaria del giacimento petrolifero Enping 15-1, secondo la CNOOC l’impianto consentirà di reiniettare fino a 300.000 tonnellate di CO2 l’anno in serbatoi marini profondi 800 metri, che equivale a piantare 14 milioni di alberi o a eliminare dalla strada un milione di auto ogni anno. Il governo della Cina ha identificato proprio il CCUS come una delle tecnologie fondamentali per diventare carbon neutral entro il 2060, ma sebbene siano stati avviati diversi progetti dimostrativi, lo sviluppo è stato finora piuttosto limitato. Infatti, secondo un rapporto di valutazione recentemente pubblicato dal Ministero della Scienza e della tecnologia cinese e da altri enti governativi, i costi di ingegneria e gestione sono ancora troppo elevati, a fronte di un sostegno del governo stesso ancora relativamente basso. Nel suo monitoraggio CCUS in Industry and Transformation, la IEA ha sottolineato come a fine 2021 le strutture costruite in tutto il mondo avevano una capacità di immagazzinare più di 40 milioni di tonnellate di anidride carbonica ogni anno. Tuttavia, sottolinea la IEA nel rapporto, “se il futuro potenziale teorico di riduzione delle emissioni della tecnologia CCUS è enorme, a causa del livello di maturità della tecnologia e della fattibilità economica è difficile sfruttare tale potenziale di riduzione delle emissioni”.

L’invasione dell’Ucraina e le conseguenti ripercussioni sulle forniture energetiche dalla Russia hanno portato al centro dei discorsi, non solo politici, i temi di una maggiore generazione rinnovabile e dell’indipendenza energetica. Ragionando a bocce ferme, come sono messi i Paesi del Vecchio Continente? Nella vicina – ma piccola - Macedonia del Nord, secondo il rapporto annuale rilasciato dalla Commissione di Regolamentazione dei Servizi Energetici e Idrici (ERC), nel 2021 la produzione di elettricità da fonti rinnovabili è aumentata del 14,7 per cento rispetto al 2020 mentre quella da centrali a carbone è diminuita del 17,1 per cento. In particolare, grandi e piccole centrali idroelettriche, impianti solari e centrali alimentate a biogas e biomassa hanno generato 1.662 GWh nel 2021, pari al 31,4 per cento della produzione totale di elettricità del Paese, rispetto al 29,2 per cento del 2020. La parte del leone l’hanno fatta le grandi centrali idroelettriche, con il 68 per cento dello share, seguite da quelle di taglia minore con il 19 per cento e dal 6 per cento prodotto dai parchi eolici. Rispetto al 2020, la produzione dei grandi impianti idroelettrici è aumentata del 10 per cento mentre quella degli impianti fotovoltaici è passata da 37 GWh a 51 GWh, con un aumento del 38 per cento. Crescita della generazione da FER che ha visto ben 49 nuovi impianti (48 solari con una capacità complessiva di 14 MW e 1 piccola centrale idroelettrica da 0,2 MW) collegati alla rete elettrica nazionale. Il rapporto dell’ERC sottolinea inoltre un continuo e significativo aumento del numero di consumatori che installano pannelli fotovoltaici per produrre energia elettrica per l’autoconsumo, i cosiddetti prosumer. Passando alle fonti tradizionali, l’analisi ha comunque mostrato come le centrali termoelettriche a carbone, olio combustibile e gas naturale nonostante il calo segnato hanno contribuito ancora per il 68,5 per cento alla produzione di elettricità della Macedonia del Nord nel 2021, con 3.622 GWh. Calo che sarebbe stato più significativo se, proprio per far fronte alla crisi che già nel 2021 si era affacciata, non fosse stata dato avvio a un aumento di produzione nella centrale di Skoplje, alimentata a gas naturale, e in quella a olio combustibile di Negotino.

Nel corso del tavolo sull’Automotive tenutosi al MITE, il ministro dello Sviluppo economico Giancarlo Giorgetti ribadisce l’importanza di rivedere tempi e modi della transizione del settore dell’automotive, in nome della neutralità tecnologica e della responsabilità sociale. Riaffermata l’opposizione italiana allo stop alla vendita di auto nuove a benzina (ma anche a GPL o metano) entro il 2035. Il blocco della produzione di automobili con motori a benzina, gasolio, GPL e metano è una misura che viola il principio di neutralità tecnologica e mette a rischio l’intera filiera dell’automotive. Il ministro dello Sviluppo economico (Mise) Giancarlo Giorgetti è partito da questa premessa per ricordare e riaffermare il secco no del Governo italiano alla proposta di stop globale alle auto endotermiche entro il 2040, votata nel corso della COP26. “Come Mise - ha dichiarato Giorgetti - siamo stati i primi a non firmare a Glasgow. Ora anche altri iniziano a chiedersi seriamente se non sia necessario un ripensamento sui tempi e modi della transizione ecologica, che ponga al centro la responsabilità sociale ed economica insieme con la sacrosanta battaglia ambientale. A livello europeo si sta allargando il fronte dei Paesi che chiedono un passaggio più graduale verso il green. Anche in Germania le forze politiche si stanno confrontando sul tema in maniera pragmatica, ascoltando anche le richieste e le esigenze del settore industriale”. L’obiettivo dell’incontro tra ministri, associazioni di categoria, sindacati e imprese è stato quello di delineare il quadro attuale e preparare una strategia comune in vista del prossimo appuntamento sul clima, il Consiglio Ambiente del 28 giugno 2022, che vedrà protagonista il Fit For 55. All’ordine del giorno c’è infatti la revisione della normativa sui livelli di prestazione, in termini di emissioni di CO2 di vetture e veicoli commerciali leggeri nuovi. Lo scenario delineato durante la COP26 allerta anche i rappresentanti di diverse associazioni di categoria. Assopetroli-Assoenergia, in particolare, pone l’accento sul fatto che il blocco alle auto endotermiche metterebbe a rischio il progetto di ammodernamento della rete di distribuzione dei carburanti, vanificando gli investimenti già effettuati dalle aziende. “La proposta di mettere al bando il motore endotermico deve essere rigettata con forza – si legge nel comunicato diramato dall’associazione - perché si assocerà al blocco degli investimenti in R&S di carburanti low carbon, alla dipendenza delle nostre economie dalla Cina (che detiene il quasi monopolio dei minerali critici e delle terre rare, materie prime per la realizzazione delle batterie) e alla delocalizzazione delle emissioni climalteranti”. Al tavolo hanno preso parte anche i ministri Daniele Franco (ministero dell’Economia), Roberto Cingolani (ministero della Transizione ecologica), Enrico Giovannini (ministero delle Infrastrutture), Andrea Orlando (ministero del Lavoro) e del viceministro al MISE Gilberto Pichetto Fratin. Edoardo Lisi

Quale modo migliore di decarbonizzare i trasporti se non quello di sviluppare le reti ferroviarie? L’Asian Development Bank (ADB) ha approvato un nuovo finanziamento di 4,3 miliardi di dollari per sostenere la realizzazione del South Commuter Railway Project (SCRP). Il progetto prevede la costruzione di una moderna linea ferroviaria suburbana lunga 55 chilometri che consentirà di collegare il sistema metropolitano di Manila con la città di Calamba, nella regione del Calabarzon. Il SCRP, che rientra nel più grande progetto della North-South Commuter Railway (NSCR), prevede la costruzione di 18 stazioni, progettate - come tutta l’infrastruttura - per essere in grado di resistere a tifoni e terremoti. Una volta ultimata, la linea consentirà di dimezzare i tempi di viaggio tra la capitale e Calamba, offrendo ai pendolari un trasporto pubblico efficiente e veloce, che potrà così aiutare ad alleggerire la congestione del traffico stradale. “Il South Commuter Railway Project - ha dichiarato Ahmed Saeed, vicepresidente di ADB per l’Asia orientale, il Sud-Est asiatico e il Pacifico - rappresenta il più grande investimento infrastrutturale di ADB e riflette il nostro impegno volto ad aiutare le Filippine a conseguire i propri obiettivi di riduzione della povertà, miglioramento della vita e raggiungimento di una crescita economica verde e resiliente”. Il finanziamento prevede una prima tranche di 1,75 miliardi di dollari che sarà resa disponibile a partire da quest’anno, mentre la seconda e la terza tranche sono previste rispettivamente nel 2024 e nel 2026. Il contributo di ADB coprirà i costi delle opere civili per i viadotti ferroviari, le stazioni, le gallerie e i depositi. Il materiale rotabile e il resto dell’infrastruttura saranno coperti invece dall’intervento della Japan International Cooperation Agency, che cofinanzia il progetto. Il South Commuter Railway Project fa parte del programma Build, Build, Build del governo delle Filippine che prevede lo sviluppo delle infrastrutture del Paese. L’Asian Development Bank ha recentemente finanziato anche la linea ferroviaria Malolos-Clark, a Nord della capitale, che è attualmente in costruzione.

Tecnologie e investimenti non mancano. Ma bisogna cambiare le regole se vogliamo che l’Italia non viaggi a una velocità diversa dal resto dell’Europa. Le rivoluzioni, si sa, hanno sempre avuto inizio da crisi, che fossero sociali, politiche o economiche. Anche oggi, se i vari Fit for 55 e PNR nazionali stanno uscendo dalla forma di semplici propositi scritti e si assiste a una accelerazione nella presentazione e avvio di nuovi progetti per la generazione rinnovabile, lo si deve - purtroppo – alla crisi esplosa in tutta la sua forza con il conflitto russo-ucraino. Il nostro Paese dopo anni di comitati del no, sindromi Nimby e Nimto (Not in my terms of office), necessita ancor di più di una spinta per mettere a terra tutto il potenziale rinnovabile e le nuove norme varate dal Governo per semplificare l’iter autorizzativo sono un primo importante passo per far tornare in Italia anche i tanti operatori stranieri pronti a investire. Come BNZ, nuovo operatore fotovoltaico per il mercato del Sud Europa del fondo Glennmont (leader europeo nella gestione dei fondi per l’energia green), che per sviluppare i diversi progetti in cantiere nel nostro Paese ha pensato di costruire un modello di business ad hoc per il mercato italiano, proprio per adattarlo alla nostra complessità normativa. Modello che presuppone, tra l’altro, accordi con le varie parti per coordinare le attività e collaborare sulle connessioni di rete, per identificare i territori in cui stabilire queste connessioni e scegliere la squadra che implementerà le sottocentrali elettriche, che devono essere il più possibile connesse sul territorio. “Diversi studi – ha dichiarato Francesco Filiberto, Head Solar Development di BNZ - hanno evidenziato come in Italia l’installazione di nuovi impianti rinnovabili sia rallentata a causa della burocrazia. Così, per trarre vantaggio dalle opportunità che si stanno delineando nel Paese, i player del settore delle FER devono adattare il più possibile il proprio modello di business sulla base delle specificità del mercato nazionale, anche a livello normativo”. Non mancano aspetti positivi nel quadro normativo italiano rispetto ad altri Paesi dell’Europa meridionale, come la procedura di autorizzazione al TSO, ma sempre tanti (troppi) sono invece ancora i svariati ricorsi, causati proprio dalla complessità delle norme, che spesso causano ritardi nella realizzazione degli impianti. “Un importante fattore di differenziazione all’interno del mercato italiano – continua Francesco Filiberto - rispetto agli altri Paesi del Sud Europa, è relativo al fatto che l’opinione dei singoli Comuni è largamente presa in considerazione all’interno del singolo processo di autorizzazione; per esempio, questo non accade in Portogallo, dove il Sindaco può direttamente decidere di autorizzare o meno un progetto. Il contesto italiano permette di creare comunità energetiche locali che comprendono diverse amministrazioni sul territorio: questo ci permetterebbe di contribuire all’economia locale, purché si possa arrivare a un accordo per avere l’autorizzazione con più facilità”. Semplificazioni che potrebbero consentire un più rapido sviluppo di tutto il mercato energetico, a partire da un maggiore utilizzo dei Power Purchase Agreement (PPA), che sono in continua crescita in mercati avanzati come quello tedesco, britannico e spagnolo. O lo sviluppo dei cosiddetti impianti fotovoltaici ibridi, che integrati all’accumulo a batteria permettono interessanti soluzioni di stoccaggio consentendo di sfruttare al meglio l’energia prodotta supportando la stabilità della rete. Massimo Ventura

Nero, blu, fucsia, ma soprattutto verde. Sono le tonalità dell’idrogeno, elemento ormai imprescindibile - almeno sulla carta - in ogni progetto che punta alla sostenibilità. Poco inquinante e con un grande potere calorifico, è protagonista di molti studi sulle sue possibili applicazioni. Negli Stati Uniti il Dipartimento dell’Energia (DoE) ha accordato un prestito di 504 milioni di dollari (470 milioni di euro) per la costruzione dell’Advanced Clean Energy Storage a Delta, nello Utah, che potrebbe essere il più grande impianto di stoccaggio di idrogeno al mondo. L’H2, ottenuto grazie a un impianto di elettrolisi alcalina da 220 MW, sarà stoccato in due grandi grotte saline con una capacità di 4,5 milioni di barili. Una volta immagazzinato, andrà ad alimenterà l’IPP Renewed Project dell’Intermountain Power Agency (IPA), una centrale elettrica a ciclo combinato che punta a far funzionare le attuali turbine a gas al 100 per cento con idrogeno verde entro il 2045. Turbine che nel 2025, data prevista per l’entrata in funzione dell’impianto, saranno inizialmente alimentate da una miscela composta da 30 per cento di idrogeno verde e 70 per cento di gas naturale. “Accelerare la diffusione commerciale dell’idrogeno pulito come soluzione di accumulo di energia a emissioni zero e a lungo termine - ha dichiarato Jennifer Granholm, segretario all’Energia degli Stati Uniti - è il primo passo per sfruttare il suo potenziale per decarbonizzare la nostra economia, creare lavoro e consentire l’aggiunta di più rinnovabili nella rete”. Si prevede infatti che l’Advanced Clean Energy Storage creerà fino a 400 nuovi posti di lavoro. Il progetto si accompagna al rinnovamento già in corso dell’IPP, che prevede la dismissione dei gruppi alimentati a carbone ancora esistenti, l’installazione di nuove unità di generazione di energia elettrica alimentate a gas naturale in grado di utilizzare idrogeno in miscela e l’ammodernamento del sistema di trasmissione ad alta tensione che collega l’IPP alla California meridionale. Il Southern Transmission System, da 2,4 GW, rappresenta infatti un elemento critico nella fornitura di elettricità rinnovabile alla rete degli Stati Uniti occidentali.

L’acqua, si sa, è un elemento fondamentale per la vita sulla Terra. Ed è altresì importante per generare energia. Dopo alcuni anni di false partenze, sembra ora aver preso finalmente avvio il progetto della centrale idroelettrica di Mphanda Nkuwa, in Mozambico. L’African Development Bank (ADB) ha infatti firmato un accordo con il Gabinete de Implementação do Projecto Hidroeléctrico de Mphanda Nkuwa - un’agenzia esecutiva che fa parte del Ministero delle risorse naturali e dell’energia del governo del Mozambico - per fornire servizi di consulenza per lo sviluppo del progetto. Con un costo stimato di 4,5 miliardi di dollari, il piano prevede la realizzazione di una centrale idroelettrica da 1,5 GW sul fiume Zambesi, a 60 km a valle della diga di Cahora Bassa e 70 km a monte della città di Tete. A corredo dell’impianto sarà inoltre realizzata una nuova rete di trasmissione ad alta tensione lunga 1.300 km per collegare la sottostazione di Maputo con la South Africa Grid. “La partnership con l’African Development Bank - ha dichiarato Carlos Yum, direttore del Gabinete de Implementação do Projecto Hidroeléctrico de Mphanda Nkuwa - rafforza ulteriormente la capacità della nostra agenzia esecutiva di sviluppare il progetto. La ADB garantirà che durante lo sviluppo vengano rispettati gli standard ambientali, sociali e di governance di livello mondiale e che il progetto sia attraente per sviluppatori e investitori, così da garantire energia competitiva e a basso costo per il Mozambico e l’intera regione”. L’impianto, che dovrebbe entrare in funzione nel 2031, prevede una diga a gravità in cemento lunga 700 metri e alta 86, con 13 paratoie e un’altezza di cresta di 211 metri. Equipaggiato da quattro turbine da 365 MW ciascuna, utilizzerà il flusso d’acqua rilasciato dalla centrale idroelettrica di Cahora Bassa, situata a monte. Il Mphanda Nkuwa Hydropower Project è una delle priorità incluse nel Piano generale del settore energetico nazionale del Mozambico 2018-2043 e una volta completato contribuirà a soddisfare la crescente domanda interna di elettricità e trasformare il Paese in un hub energetico regionale. L’elettricità in eccesso generata dall’impianto potrà infatti essere esportata nei Paesi limitrofi attraverso accordi di scambio coordinati dal Southern African Power Pool (SAPP).

Con l’aumentare della quota di generazione rinnovabile, i sistemi di accumulo diventano sempre più importanti per garantire la sicurezza delle reti, supportando il sistema non solo in caso di copertura nuvolosa o assenza di vento, ma intervenendo per immettere energia nei momenti di picco e per regolare tensione e frequenza di rete. Primo nel suo genere nell’Africa subsahariana, è ora entrato in funzione in Malawi un impianto solare con stoccaggio di energia e connesso alla rete. Realizzato nel distretto di Dedza, il progetto Golomoti Solar PV e Battery Energy Storage è composto da 28,5 MW di fotovoltaico accoppiati a una batteria agli ioni di litio da 5 MW/10 MWh, e permette di immettere in rete fino a 20 MW. L’impianto, realizzato grazie anche al sostegno finanziario di InfraCO Africa, dell’Agenzia degli Stati Uniti per lo Sviluppo Internazionale (USAID) e del programma Energy Catalyst di Innovative UK, ha creato oltre 550 posti di lavoro ed è stato progettato in modo da preservare gli antichi baobab che si trovavano sul sito. InfraCo Africa fa parte del Private Infrastructure Development Group (PIDG) ed è finanziato dal governo del Regno Unito attraverso il Foreign, Commonwealth and Development Office (FCDO), dai Paesi Bassi con il Dutch Ministry of Foreign Affairs (DGIS) e dalla Svizzera attraverso lo State Secretariat for Economic Affairs (SECO) con l’obiettivo di alleviare la povertà mobilitando investimenti privati ​​in progetti infrastrutturali di alta qualità nei Paesi più poveri dell’Africa subsahariana.

La scelta, ormai, sembra sia stata fatta: la mobilità del futuro sarà elettrica. Ma se per le autovetture la strada - ancorché lunga - è segnata, per il trasporto pesante modalità, tempi e problemi per un passaggio ai motori elettrici sono temi ancora tutti da affrontare. Partendo, ad esempio, da infrastrutture di ricarica adeguate a questi mezzi. Solo se sarà implementata una rete capillare in tutta l’Unione Europea, infatti, ci potrà essere una diffusione dei camion elettrici. Un aiuto per Governi e operatori di settore arriva ora da una nuova analisi condotta dal Fraunhofer Institute for Systems and Innovation Research ISI per conto dell’European Automobile Manufacturers’ Association (ACEA), che ha voluto mappare i punti dove si dovrebbe iniziare a installare le stazioni di ricarica per i camion elettrici. Utilizzando un set di dati fornito dalle coordinate GPS di circa 400.000 camion in servizio in tutta Europa per un periodo di 12 mesi, l’analisi di Fraunhofer ISI ha mappato le aree posteggio usate con maggiore frequenza dagli autotrasportatori, studiando la durata delle soste nelle singole località. In particolare, lo studio ha rilevato che il 10 per cento delle aree maggiormente frequentate dai camion - principalmente lungo le autostrade, gli hub logistici, le aree aziendali e i porti - rappresenta circa il 50 per cento delle fermate totali effettuate da questi mezzi nei 29 Paesi europei considerati. Gli Stati analizzati sono evidenziati in cinque mappe regionali: Europa centrale, settentrionale, sudorientale, meridionale e occidentale. Per determinare le esigenze di ricarica e la potenza richiesta, nelle mappe sono stati inoltre distinti i diversi tempi di sosta, tra brevi (meno di un’ora) e lunghi (parcheggio notturno). “I camion elettrici - ha dichiarato Martin Lundstedt, presidente della sezione veicoli commerciali di ACEA - svolgeranno un ruolo importante nella decarbonizzazione del trasporto merci su gomma. Dato che oggi mancano quasi completamente stazioni di ricarica adatte alle esigenze specifiche dei trattori stradali, la sfida che ci attende è enorme. Ecco perché vogliamo supportare le parti interessate affinché dirigano gli investimenti dove più necessari”. Le località individuate dallo studio di Fraunhofer ISI risultano tutte idonee - dal punto di vista logistico - per la realizzazione di infrastrutture di ricarica per il trasporto pesante. Per questo motivo ACEA sprona i Governi dei singoli Paesi a garantire che il 10 per cento delle principali aree di sosta siano dotate, entro il 2027, punti di rifornimento elettrico adeguati, in modo da poter contare su una prima rete pienamente operativa.

L’Unione Europea vuole rendere obbligatorio dal 2026 per tutti gli edifici pubblici e commerciali, superata una determinata metratura, l’installazione di pannelli fotovoltaici. Obbligo che, nei desiderata della UE, dovrebbe estendersi dal 2030 anche a tutti gli edifici residenziali. Su questa strada si sta già muovendo la maggiore compagnia petrolifera della Serbia, che ha lanciato un progetto pilota che prevede l’installazione di impianti fotovoltaici su otto delle proprie stazioni di servizio presenti nel Paese. Con un investimento pari a 22 milioni di dinari (corrispondenti a poco meno di 190 mila euro), i pannelli solari saranno installati presso le stazioni di servizio di Krnješevci, Novi Beograd, Preljina (2), Velika Plana, Kragujevac, Gornji Milanovac e quella di Stari Banovci, sull’autostrada Belgrado-Novi Sad. Secondo le previsioni, una volta in funzione gli otto impianti permetteranno di generare quasi 300 MWh l’anno, utilizzati principalmente per il fabbisogno delle stazioni di servizio, con una eccedenza stimata di circa 40 MWh che sarà immessa in rete. Il progetto consentirà inoltre di evitare ogni anno l’emissione di 375 tonnellate di CO2. “È impossibile ottenere risultati nel campo della sicurezza energetica, della stabilità e della sostenibilità - ha dichiarato Zorana Mihajlović, ministro delle miniere e dell’energia serbo inaugurando la prima centrale, a Stari Banovci - senza partnership e progetti comuni. Il Ministero delle Miniere e dell’energia, il governo della Serbia e i partner privati devono lavorare insieme nell’attuazione del processo di transizione energetica, immaginando come produrre quantità sufficienti di energia da fonti pulite e rinnovabili”. Con la legge sull’uso delle fonti energetiche rinnovabili, il governo della Serbia ha creato per la prima volta le condizioni per l’esistenza della figura dei prosumer e questo progetto rappresenta un esempio per le imprese che puntano all’autosufficienza energetica.

Uno dei modi per diminuire le criticità legate all’intermittenza e alla variabilità di generazione delle fonti rinnovabili sono le cosiddette centrali ibride, impianti che combinano tecnologie differenti. In India nascerà la prima centrale ibrida fotovoltaico-eolico del Paese. Grazie alla natura complementare del loro profilo di generazione, infatti, questa tipologia di impianti bilancia la produzione solare, maggiore durante il giorno, e quella eolica che può essere più alta di notte. Inoltre, questa tipologia di impianti consente un utilizzo della capacità molto più elevato. In India, nello Stato del Rajasthan, nel nord del Paese al confine con il Pakistan, è stato messo in funzione un impianto ibrido da 390 MW, il primo parco eolico-solare del Paese. Realizzato a Jaisalmer, città nei pressi del deserto di Thar, il nuovo impianto sarà gestito nell’ambito di un Power Purchase Agreement (PPA) di 25 anni siglato con la Solar Energy Corporation of India (SECI), un’Agenzia del Ministero delle energie rinnovabili indiano, con una tariffa di prelievo pari a 2,69 rupie indiane (equivalenti a 0,32 euro) per kWh. Oltre a essere una soluzione più affidabile rispetto ai normali impianti rinnovabili, questa nuova centrale ibrida potrà concorrere a soddisfare la sempre crescente domanda di energia del Paese asiatico.

Se il sogno della UE di avere al 2030 un parco auto totalmente elettrico si sta rivelando una utopia, certo è che tutti i Governi degli Stati membri stanno comunque promuovendo politiche incentivanti l’acquisto di e-car. Mobilità elettrica che è inclusa anche nel Piano nazionale per la ripresa e la resilienza della Bulgaria, finalmente approvato dalla Commissione Europea. Il governo di Sofia, infatti, punta ad avere 30.000 veicoli elettrici sulle proprie strade entro il 2026, con la contemporanea installazione di 10.000 punti di ricarica pubblici realizzati in zone centrali di 50 città e in grandi aree residenziali. Inoltre, è prevista l’installazione di 20-30 stazioni di ricarica rapida sulle principali arterie stradali. Obiettivi ribaditi da Borislav Sandov, ministro dell’Ambiente e delle acque bulgaro, durante la tavola rotonda Future Transport - clean energy on fair price, introdotta da Adina Valean, Commissario Europeo ai Trasporti e che ha visto la partecipazione di funzionari del governo, eurodeputati e produttori di autoveicoli. In particolare, Sandov ha annunciato per l’autunno la presentazione di una legge ad hoc sulla mobilità sostenibile e - entro la fine di giugno - la creazione di una commissione che avrà come scopo lo sviluppo di azioni e programmi per incoraggiare il passaggio alla mobilità elettrica. La commissione sarà inoltre chiamata a preparare un modello di regolamentazione semplificata per favorire l’installazione di colonnine di ricarica. “Sarà accelerata la costruzione delle infrastrutture di ricarica e l’elettrificazione dei veicoli - ha dichiarato Borislav Sandov - così da avvicinare la Bulgaria agli obiettivi europei a lungo termine per la riduzione delle emissioni di gas serra. L’inquinamento atmosferico e acustico urbano sarà ridotto introducendo zone a basse emissioni nelle zone centrali delle città”. Il ministro dell’ambiente bulgaro ha anche sottolineato come il 30 per cento dell’inquinamento da polveri sottili nelle aree urbane sia causato proprio dai trasporti e che le zone a basse emissioni dovrebbero iniziare a essere introdotte in almeno tre città del Paese, con una popolazione complessiva di circa 1,5 milioni di abitanti. Secondo gli ultimi dati rilasciati dal Governo, nel 2021 in Bulgaria erano solo 3.000 i veicoli elettrici immatricolati.

Se economia circolare vuol dire non buttare nulla ma riutilizzare e rigenerare, anche i fanghi di depurazione possono tornare utili, in questo caso a fini energetici. In Australia è stato infatti presentato il primo progetto del Paese per la produzione di biometano dal trattamento delle acque reflue da immettere direttamente nella rete gas. Con un costo di 14 milioni di dollari, dei quali 5,9 milioni sovvenzionati dall’Agenzia australiana per le energie rinnovabili (ARENA), la produzione di biometano avverrà presso l’impianto di trattamento delle acque reflue di Malabar, a sud di Sydney. Una volta ottenuto, sarà immesso nella rete di distribuzione del gas del New South Wales (NSW), la più grande in Australia, con circa 1,4 milioni di clienti. Tramite un processo di upgrade del biogas, ottenuto grazie a un impianto di digestione anaerobica (AD) presso il Malabar Waste Water Treatment Plant (WWTP), saranno rimossi i gas diversi dal metano, l’anidride carbonica e i contaminanti delle acque reflue, affinché il flusso di biometano risultante soddisferà la specifica standard del gas australiano (A4564:2020) e possa quindi essere immesso nella rete esistente. Grazie a questo impianto, che sarà completato nel terzo trimestre del 2022 e dovrebbe iniettare in rete il primo flusso di biometano entro la fine dell’anno, sarà evitata l’emissione di almeno 5.000 tonnellate di CO2 ogni anno - l’equivalente di circa 4.500 auto tipo fuori strada. Emissioni evitate che potrebbero arrivare a 11.000 tonnellate/anno se sfruttato nella sua piena potenzialità, dando un contributo significativo al programma Net Zero del governo del NSW, che punta a ridurre le emissioni del 35 per cento entro il 2030 rispetto ai livelli del 2005. Secondo la Bioenergy Roadmap del governo australiano, pubblicata nel novembre del 2021, il settore delle bioenergie potrebbe contribuire a creare 26.000 posti di lavoro, generare circa 10 miliardi di dollari in più di Pil l’anno, ridurre le emissioni di circa il 9 per cento e diminuire di un ulteriore 6 per cento i rifiuti conferiti in discarica.