Pausa energia

Secondo l’ultimo rapporto della Comisión Nacional de Energía cilena, nel mese di novembre 2024 il 43,5 per cento dell’elettricità del Paese è stata prodotta da fonti rinnovabili. Un dato che migliora la già ottima performance di ottobre, che aveva visto le FER contribuire per il 41,3 per cento della generazione elettrica. A novembre 2024 le fonti rinnovabili, escluso i grandi impianti idroelettrici, hanno prodotto 2.960 GWh, con un incremento del 4,3 per cento su base mensile e dell’8,3 per cento su base annua. Le fonti tradizionali e l’idroelettrico hanno invece prodotto 3.842 GWh, segnando un calo del 4,6 per cento rispetto al mese di ottobre, e del 2,1 per cento rispetto allo stesso periodo del 2023. Il contributo maggiore alla generazione elettrica arriva dal fotovoltaico , con 1.656 GWh prodotti che portano a un più 5,7 per cento rispetto al mese di ottobre e a più 12,2 per cento su base annua. A seguire l’eolico , con 916 GWh e un aumento del 6,7 su ottobre e del 8,5 per cento sul 2023. Il mini hydro partecipa con 219 GWh, segnando un incremento dello 0,5 per cento su base mensile ma un calo dell’1,1 per cento su base annua. Minore l’apporto di biomassa e geotermic o, rispettivamente con 155 GWh e 15 GWh ed entrambi in calo su base mensile (meno 12,7 per cento e meno 13,7 per cento); su base annua la biomassa segna un aumento del 3,9 per cento, mentre il geotermico crolla con un meno 64,7 per cento. A novembre 2024, secondo i dati della CEN, la capacità rinnovabile in Cile - escluso l’idroelettrico - era di 14,46 GW.

Produrre e consumare l’energia elettrica in loco , nella propria abitazione o nel proprio edificio, è un modo di contribuire attivamente alla transizione e favorire l’efficienza energetica. La Fundació Valencia Clima i Energia ,  organizzazione municipale della città spagnola, ha annunciato il lancio di una mappa solare interattiva proprio con l’intento di facilitare l’installazione di impianti fotovoltaici per autoconsumo. Gratuita e di facile utilizzo , la mappa è stata finanziata dall’Istituto per la diversificazione e il risparmio energetico del Ministero per la transizione ecologica ed è a disposizione di privati, imprese e aziende accedendo al sito web della fondazione. La mappa solare, sviluppata con l’intelligenza artificiale e l’analisi dei dati, prende in esame in modo dettagliato l’intero territorio comunale e offre indicatori relativi al potenziale fotovoltaico massimo e ottimale dei tetti , al numero ideale di pannelli solari da installare per autoconsumo, ai costi approssimativi di investimento, alla redditività prevista e al risparmio annuale stimato, oltre ai benefici ambientali derivanti dalla riduzione delle emissioni climalteranti. Secondo i dati della mappa e gli edifici disponibili, a Valencia potrebbero essere installati 1.578.000 pannelli solari , con una potenza ottimale di circa 789 MW . Un numero sufficiente, secondo la Fondazione, per coprire il 32 per cento del consumo annuo di energia elettrica della città spagnola e consentire un risparmio di 207 milioni di euro l’anno. L’amministrazione comunale di Valencia ha già intrapreso un Piano che prevede l’installazione di pannelli solari sui tetti dei centri sportivi, dei mercati al coperto, delle scuole comunali e…. dei cimiter i. In particolare, il progetto Requiem in Power, con un investimento di 3,2 milioni di euro, prevede l’installazione di 6.000 pannelli fotovoltaici nei cimiteri cittadini, in grado di generare ogni anno 3,8 GW.

La produzione termica da biomassa solida può contribuire alla decarbonizzazione senza peggiorare la qualità dell’aria? Su un tema di per sé controverso, una ricerca RSE - Ricerca sul Sistema Energetico stima l’emissione specifica di inquinanti delle caldaie a pellet. Per contrastare i cambiamenti climatici l’Unione Europea si è posta l’ambizioso obiettivo di ridurre entro il 2030 le emissioni di gas serra del 55 per cento rispetto ai livelli del 1990 . Un importante contributo deve arrivare dalla decarbonizzazione del riscaldamento del settore residenziale, che in Europa rappresenta il 36 per cento del totale delle emissioni di CO 2 . La biomassa solida legnosa - cippato e pellet - rappresenta in questo senso, una fonte energetica rinnovabile e sostenibile . Tuttavia, la sua combustione è potenzialmente connessa all’emissione di diversi inquinanti che possono risultare critici per qualità dell’aria. Una sintesi dello studio di RSE - Ricerca sul Sistema Energetico che stima l’emissione specifica di inquinanti da parte di caldaie a pellet è presentata sulle pagine di Nuova Energia . “Lo studio - spiega Dario Colombari, ricercatore di RSE - ha preso in considerazione inquinanti quali il particolato (PM 10 ), il monossido di carbonio (CO), i composti organici volatili (VOC) e gli ossidi di azoto (NO X ) e confrontato le emissioni tra caldaie a biomassa a 5 stelle e caldaie a gas naturale a condensazione”. Per caldaie a pellet di ultima generazione, le emissioni di PM 10 e COV sono molto contenute e non sollevano criticità. Un punto critico risulta invece l’emissione di NO X , in media circa quattro volte superiore alle caldaie a gas naturale. “L’abbattimento di questo inquinante è complesso - spiega Dario Colombari - ma si stanno sperimentando tecnologie innovative per il trattamento dei fumi”. Per abbatterli esistono sistemi di after-treatment , che tuttavia hanno costi di investimento importanti e richiedono alte temperature che influenzano il recupero termico dalla caldaia e ne abbassano l’efficienza. RSE ha messo a punto un sistema di abbattimento combinato delle polveri fini e degli ossidi di azoto, che combina un reattore SCR con un filtro a maniche. Il prototipo è stato oggetto di una lunga sperimentazione, mostrando delle ottime performance di abbattimento presso le centrali a biomassa di TCVVV di Tirano e Sondalo (SO) e di Carbotermo a Cesano Boscone (MI). Il sistema ha mostrato un abbattimento degli NO X superiore all’85 per cento e una riduzione delle polveri sottili estremamente efficiente, pari ai sistemi commerciali. Questa tecnologia ha diversi vantaggi rispetto ai sistemi tradizionali.

L’Assemblea di Elettricità Futura, riunita a Roma il 12 dicembre 2024 presso la sede della Luiss Business School, ha eletto Gianni Vittorio Armani nuovo presidente per il periodo 2025-2029 dell’Associazione delle imprese elettriche aderente a Confindustria. Armani succede ad Agostino Re Rebaudengo . Gianni Vittorio Armani, nuovo presidente di Elettricità Futura Laureato in ingegneria elettronica, Gianni Vittorio Arma ni è attualmente direttore Enel Grids and Innovability . In precedenza, ha ricoperto ruoli apicali nell’industria energetica, come amministratore delegato e direttore generale di Iren, direttore strategia, regolatorio e Business Development di A2A e amministratore delegato di Terna Rete Italia, oltre a aver guidato, da presidente e AD, l’ingresso di Anas nel Gruppo Ferrovie dello Stato.   “Sono onorato dell’ampia fiducia ricevuta dagli associati, in questo periodo così cruciale per tutto il settore - ha dichiarato Gianni Vittorio Armani.  Ricevo un mandato che impegna l’Associazione a proseguire sulla strada della decarbonizzazione e della transizione energetica, per una maggiore competitività e sicurezza di approvvigionamento del nostro Paese”.   Obiettivo primario dell’Associazione sarà, anche, contribuire allo snellimento dei processi autorizzativi e alla realizzazione di un quadro di regole chiare e prevedibili “per incentivare gli investimenti, sempre più necessari, sugli impianti di produzione di energia rinnovabile e sulle reti elettriche. Interventi indispensabili per ridurre il costo dell’energia per aziende e cittadini - conclude Armani.   L’Assemblea di Elettricità Futura, aderente a Confindustria e principale associazione del settore elettrico italiano , ha inoltre approvato la nomina degli otto vicepresidenti: Luca Alippi (EP Produzione), Giuseppe Argirò (Cva), Monica Iacono (Engie), Renato Mazzoncini (A2A), Paolo Luigi Merli (Erg), Pietro Pacchione (Tages Capital), Marco Peruzzi (Edison), Hannelore Rocchio (Eni). Sono stati inoltre nominati tre vicepresidenti aggiunti: Guido Bortoni (Cesi), Luca Dal Fabbro (Iren) e Simone Togni (Ivpc).

L’elettricità del Paese lusitano è sempre più green . Secondo i dati rilasciati da Redes Energeticas Nacionais (REN), il gestore della rete elettrica nazionale, l’elettricità prodotta dagli impianti rinnovabili nel mese di novembre 2024 ha soddisfatto il 68 per cento della domanda del Paese; le fonti fossili hanno contribuito per il 13 per cento e il restante 9 per cento è stato coperto dalle importazioni. In novembre il Portogallo ha registrato un nuovo picco giornaliero di produzione eolica e idroelettrica, rispettivamente di 110,4 GWh e di 41,7 GWh. Un dato che conferma il trend del 2024 che, a fronte di un aumento del consumo elettrico del 2,1 per cento su base annua, ha visto nei primi undici mesi il 72 per cento dei consumi coperto dalla generazione da fonti rinnovabili , con l’idroelettrico che ha contribuito per il 29 per cento, l’eolico con il 27 per cento, il solare per il 10 per cento e la biomassa con il 6 per cento. La produzione da gas naturale ha rappresentato il 9 per cento del consumo elettrico del Paese, con il restante 19 per cento coperto dalle importazioni. Secondo i dati di REN, nel 2023 la produzione rinnovabile aveva coperto il 61 per cento del consumo di elettricità in Portogallo, per un totale di 31,2 TWh; il valore più alto mai registrato nel sistema nazionale .

E.ON lancia il progetto pilota Zero.ON, soluzione innovativa e accessibile a tutte le aziende. Un approccio semplificato al calcolo delle emissioni, trasparente e certificabile, che ha l’obiettivo di aiutare le imprese nella rendicontazione e semplificare la misurazione dei risultati ottenuti dagli interventi di efficientamento energetico. Nel contesto aziendale, la decarbonizzazione dei processi non è solo una necessità ambientale, ma anche un’opportunità strategica per migliorare la competitività di una impresa . Tuttavia, anche in questo ambito è necessario garantire la misurabilità dei risultati e la possibilità di analizzare in tempo reale il successo della propria strategia.   Per questa ragione E.ON ha lanciato il progetto pilota Zero.ON , che aiuta le aziende a semplificare il calcolo delle emissioni di CO₂ per favorire la transizione verso un’economia a basse emissioni di carbonio. Il tool - che si basa sui principi del GHG Protocol   (Greenhouse Gas Protocol), standard internazionale per la misurazione e la gestione delle emissioni - permette di analizzare gli interventi effettuati e, al contempo, di sviluppare scenari per valutarne gli impatti e identificare l’investimento più efficace per raggiungere gli obiettivi prefissati.   La piattaforma Zero.ON - sviluppata in partnership con E.ON Group Innovation, hub del Gruppo E.ON dedicato allo sviluppo di soluzioni innovative per l’energia sostenibile e la trasformazione digitale - permette u n approccio semplificato al calcolo delle emissioni di CO₂ , pensato per essere una soluzione accessibile a tutte le aziende, indipendentemente dal loro livello di preparazione sul tema. Il servizio offre infatti un processo di reporting delle emissioni semplice, trasparente e certificabile, facilitando il percorso verso la decarbonizzazione.   “Nella nostra visione la transizione energetica è un percorso condiviso, in cui ognuno ha un ruolo - ha dichiarato Daniela Leotta, Chief Strategy, Sustainability & Communication Director di E.ON Italia. Le aziende hanno le capacità e le risorse per avere un grande impatto nel processo di decarbonizzazione del Paese: il progetto Zero.ON nasce proprio per accompagnarle e rispondere alla necessità di misurabilità e rendicontazione nell’ambito della riduzione delle emissioni di CO 2 ”.   Il progetto pilota nasce anche grazie alla collaborazione con UNICO - La farmacia dei farmacisti , che implementerà Zero.ON per monitorare le operazioni nella propria sede di Lainate (MI). Nato nel 2002 dalla fusione del ramo distributivo di due grandi cooperative (Unione Farmaceutica Novarese e Codifarma di Bologna), UNICO è il terzo operatore della distribuzione farmaceutica intermedia in Italia , con una quota di mercato nazionale del 9,5 per cento. “Siamo entusiasti di collaborare con E.ON nel progetto Zero.ON, un’iniziativa che rappresenta un passo significativo verso la sostenibilità e la riduzione delle emissioni di CO₂ - ha dichiarato Giovanni Giamminola, direttore generale di UNICO - La farmacia dei farmacisti. Anche noi crediamo che la transizione energetica sia un percorso condiviso e siamo orgogliosi di essere parte attiva di questo cambiamento”.   Nel progetto pilota con UNICO, l’analisi ha messo in evidenza le emissioni più significative, in particolare quelle legate alla produzione dei prodotti farmaceutici. Attraverso un approccio strutturato in quattro fasi (misurazione, contenimento, riduzione e mitigazione) , Zero.ON aiuta le aziende a determinare le proprie emissioni partendo dalla misurazione della propria impronta di carbonio (baseline), tracciare in modo dinamico le informazioni e aggiornarle periodicamente attraverso una piattaforma dedicata. Questo permette di identificare le attività utili per ridurre le emissioni, definendo dei target per ogni Scope, implementare le soluzioni scelte e valutare i possibili scenari per raggiungere al meglio i target definiti. Grazie a strumenti avanzati per la raccolta e l’analisi dei dati, una piattaforma digitale per il monitoraggio continuo e un supporto consulenziale personalizzato, Zero.ON rende la gestione delle emissioni di CO 2 un processo integrato e strategico . Le aziende possono così comunicare in modo efficace i propri progressi agli stakeholder e contribuire attivamente alla mitigazione climatica, migliorando al contempo la propria efficienza energetica e sostenibilità.

Con il Thailand National Energy Plan il governo di Bangkok si è posto come obiettivo di produrre il 50 per cento di energia da fonti rinnovabili entro il 2037. A sostegno di questo Piano di sviluppo, l’Asian Development Bank (ADB) ha annunciato un prestito di 820 milioni di dollari (780,7 milioni di euro) per realizzare dodici nuovi progetti di solare fotovoltaico, con una capacità totale di 649 MW. Il finanziamento permetterà la costruzione di impianti fotovoltaici a terra , otto con una capacità complessiva di 393 MW e quattro, per 256 MW, integrati da sistemi di accumulo di energia a batteria da 396 MWh. I sistemi di storage potranno così contribuire a migliorare la stabilità della rete e fornire energia verde anche durante le ore notturne, oltre a facilitare l’integrazione del fotovoltaico migliorando il mix energetico della Thailandia. I progetti finanziati da ADB fanno parte del programma di tariffe feed-in  per l’energia rinnovabile del governo di Bangkok , rilasciato per raddoppiare entro il 2030 la potenza eolica e solare del Paese. Nel 2023 la potenza rinnovabile rappresentava circa il 23 per cento della capacità totale della Thailandia . Oltre ad aumentare la quota di energie rinnovabili, il Thailand National Energy Plan punta a promuovere un uso più efficiente dell’energia, con l’obiettivo di ridurre il consumo energetico del 30 per cento nel 2030 e del 40 per cento nel 2050.

Se da un lato prosegue in tutto il mondo lo sviluppo di impianti per la produzione di energia rinnovabile, dall’altro continua a essere fondamentale per la stabilità dei sistemi energetici l’apporto delle centrali alimentate con combustibili fossili, come il carbone. In Grecia, per assicurare la sicurezza energetica nel periodo invernale è stata prorogata l’attività della centrale a lignite di Meliti . L’impianto da 330 MW, che secondo il Piano di decarbonizzazione del Paese ellenico avrebbe dovuto essere messo offline a fine dicembre 2024, proseguirà l’attività fino alla fine di marzo 2025 per sopperire alla minore produzione idroelettrica e poter così far fronte all’atteso aumento della domanda nei mesi più freddi. Nonostante il prezzo della materia prima sia notevolmente cresciuto, la quota di lignite nel mix giornaliero della Grecia è aumentata negli ultimi mesi , toccando anche punte del 15 per cento in giorni di bassa produzione di elettricità da fonte innovabile. Dopo Meliti, secondo il programma di phase-out  del carbone, saranno dismesse nel 2025 le tre unità della centrale di Kozani ed entro il 2028 l’impianto Ptolemaida 5. In vista della chiusura delle centrali a carbone , per garantire la sicurezza energetica il governo di Atene ha però già in programma l’avvio di due nuovi impianti a gas naturale . In particolare, alla fine del 2024 diventerà operativa la centrale di Metlen, con una capacità di 826 MW, mentre è ancora in fase di test quella di Komotini, da 877 MW.

Inaugurato l’impianto di Edison Next all’interno dello stabilimento Michelin di Cuneo, il più grande del Gruppo in Europa occidentale e con una capacità di 13 milioni di pneumatici l’anno. Il nuovo impianto di trigenerazione ad alta efficienza realizzato da Edison Next copre il 97 per cento dei fabbisogni energetici dello sito produttivo. Cuneo, piccola città del Piemonte col sole di fronte...  È il 4 dicembre - festa di Santa Barbara, patrona dei Vigili del Fuoco - e l’occasione per citare il testo geniale di Rocco Tanica (interpretato da Claudio Bisio e Paola Cortellesi in una edizione d’annata di Zelig ) è offerta dall’ inaugurazione dell’impianto di Edison Next che ottimizza i consumi energetici dello stabilimento della Michelin Italiana a Cuneo.   Consumare meno, dunque, e consumare meglio, abbattendo l’impronta carbonica: questa è la transizione energetica per Edison Next e Michelin Italiana. Il sistema di impianti - già predisposto all’utilizzo di biometano al 100% e di idrogeno al 10% - permetterà allo stabilimento di raggiungere in anticipo l’obiettivo al 2030 di riduzione delle emissioni del 50% (rispetto al 2010) e di avanzare verso il successivo target di neutralità carbonica entro il 2050.   “Questa inaugurazione rappresenta un passo significativo nel nostro impegno per la sostenibilità e l’innovazione tecnologica” - ha dichiarato Matteo De Tomasi, CEO di Michelin Italiana. “Migliora l’efficienza dello stabilimento e ci permette di crescere in armonia con l’ambiente e i territori”.   Presso lo stabilimento Michelin di Cuneo - in grado di produrre 13 milioni di pneumatici per vetture l’anno - Edison Next ha messo in esercizio un impianto di trigenerazione ad alta efficienza (23 MWe) in grado di generare contemporaneamente energia elettrica, vapore per la produzione degli pneumatici e acqua destinata al riscaldamento e raffrescamento. A questo si aggiunge un sistema integrato di produzione di energia termica tramite un gruppo di caldaie - una alimentata a biomassa legnosa da filiera corta certificata - e tre impianti fotovoltaici - uno a terra e due sulle pensiline dei parcheggi - che alimentano la rete elettrica dello stabilimento. L’investimento complessivo è superiore a 50 milioni di euro (modello Esco, su una durata di 12 anni).   Il sito Michelin di Cuneo ha bisogno per il suo funzionamento di 23 MW (equivalenti al consumo termico della città di Cuneo, o cinque volte il suo consumo elettrico). L’insieme degli impianti realizzati da Edison Next consente allo stabilimento di essere sostanzialmente autonomo da un punto di vista energetico: il 97 per cento dell’energia necessaria è autoprodotta e circa il 16 per cento proviene da fonti rinnovabili .    “La nostra politica di sostenibilità ruota attorno alla strategia All sustainable : rendere tutte le attività sostenibili al 2050” - ha dichiarato Simone Rossi, direttore dello stabilimento Michelin di Cuneo. “Caldaia a biomasse e fotovoltaico nel presente, ancora fotovoltaico e biometano e idrogeno nel prossimo futuro”.   La messa in esercizio dell’impianto rappresenta per Edison Next una tappa importante del percorso avviato con Michelin Italiana nel 2021. Due numeri a testimonianza di questo percorso fruttuoso: riduzione del 50 per cento delle emissioni del sito e meno 37 per cento di consumi energetici . “È la dimostrazione concreta di come, lavorando insieme, sia possibile rispondere agli obiettivi di sostenibilità delle aziende e trasformare il percorso di decarbonizzazione in uno strumento per aumentare la loro competitività” ha dichiarato Giovanni Brianza, CEO di Edison Next.   Partnership, dunque: non solo un rapporto transazionale tra cliente e fornitore, ma collaborazione strategica che si fonda sulla fiducia . È questo il tratto che ha distinto la relazione tra i due Gruppi, con un approccio sistemico che - racconta sempre Giovanni Brianza - si declina su quattro dimensioni: evoluzione tecnologica a servizio della transizione, competenze messe a fattor comune, territorio valorizzato nella creazione di filiere corte, finanza sostenibile e remunerata nel tempo.   “Oggi la nostra responsabilità è produrre energia decarbonizzata e investire presso i clienti per aiutarli nel loro percorso di transizione” - ha sottolineato Nicola Monti, amministratore delegato di Edison. “Così aiutiamo le aziende a restare competitive e contribuiamo alla sostenibilità del settore industriale”.   Secondo uno studio realizzato da Fondazione Edison con Politecnico di Milano e Politecnico di Torino, il settore industriale piemontese è più energivoro della media nazionale, con quasi il 23% dei consumi finali assorbito dal segmento manifatturiero a fronte di una media nazionale del 21%. Lo studio Energia, competitività e decarbonizzazione delle imprese piemontesi sottolinea inoltre che il sistema industriale del Piemonte può abbattere i propri consumi energetici di circa il 20% (rispetto allo scenario 2019), evitando l’emissione in aria di 1,7 milioni di tonnellate di CO 2 l’anno e permettere un risparmio di 830 milioni di euro annui in bolletta, pari a una riduzione del 35% rispetto allo scenario 2019. Un potenziale che può essere liberato introducendo sistemi di autoproduzione e tecnologie innovative , soprattutto negli ambiti energivori e nei settori hard-to-abate.

Già autosufficiente dal punto di vista energetico, il Ghana ha inaugurato una nuova centrale elettrica alimentata a gas naturale a Kpone, nel polo industriale di Accra. L’impianto Bridge Power Plant, con un costo stimato di 1,2 miliardi di dollari (circa 1,5 miliardi di euro), sarà realizzato in due fasi e, una volta completato, avrà una capacità di 515 MW. La prima fase ha visto la realizzazione di una centrale a ciclo combinato da 200 MW , alimentata da cinque turbine a gas aeroderivative, e provvista di cinque generatori di vapore, una turbina a vapore e un condensatore raffreddato ad aria. La seconda fase, con la costruzione di u na centrale a ciclo combinato da 315 MW , sarà avviata nel 2025 con una durata prevista dei lavori di 48 mesi. Bridge Power Plant aumenterà la capacità di generazione termica del Paese del 7 per cento e l’energia prodotta sarà venduta alla Electricity Company of Ghana con la sottoscrizione di un Power Purchase Agreement (PPA) di 25 ann i. Attualmente, gas e petrolio rappresentano il 66 per cento della generazione di energia del Ghana , seguiti dall’idroelettrico (29 per cento). Con il Renewables Energy Master Plan, il governo di Accra punta a sviluppare 1,5 GW di energia eolica e solare entro il 2030. Il Ghana esporta parte del suo surplus di energia in Togo, Benin e Burkina Faso.

A seguito dei nuovi obiettivi climatici della UE al 2030 e al 2050, gli Stati membri sono stati chiamati a presentare gli aggiornamenti dei Piani Nazionali per l’Energia e il Clima (PNEC) elaborati nel 2019 anche per la generazione da fonti rinnovabili. In ritardo rispetto alla scadenza prevista del 30 giugno scorso, la Croazia ha presentato la versione finale del PNEC, con propositi ancora più ambiziosi per le rinnovabili , per l’efficienza energetica e per la riduzione delle emissioni di gas serra. L’aggiornamento del PNEC presentato dal governo di Zagabria prevede infatti un target del 42,5 per cento della quota di fonti rinnovabili nei consumi, rispetto al precedente 36,4 per cento. Raddoppia l’obiettivo per la quota di rinnovabili nei trasporti , che passa dal 13,2 al 24,6 per cento. Aumenta il target di riduzione dei gas serra rispetto ai livelli del 2005, che cresce dal 43 al 62 per cento per i settori soggetti al sistema di scambio di quote di emissione dell’UE (ETS), e dal 7 al 16,7 per cento per i settori non ETS. In materia di efficienza energetica, la Croazia prevede di ridurre il consumo di energia primaria, passando dai previsti 96 TWh a 94 TWh. Per favorire lo sviluppo delle rinnovabili, il Gestore del mercato energetico croato ha attivato una nuova procedura per la concessione di tariffe incentivant i per la produzione di energia elettrica green .

Nell’immaginario collettivo della transizione, sotto i riflettori ci sono le grandi infrastrutture rinnovabili. Tuttavia, senza la tecnologia abilitante e nascosta  di distribuzione, i sistemi energetici sono come un corpo incapace di muoversi. Bene lo spiega Paolo Baroncelli, Marketing & Sales Regional Director di ABB Distribution Solutions, nell’ampia intervista che apre il numero di Nuova Energia . “Aziende come la nostra sono fondamentali perché costruiscono le infrastrutture che sono la spina dorsale nascosta della transizione. Senza la tecnologia che forniamo, come i quadri e le reti elettriche, l’intero sistema non funzionerebbe. Assicuriamo che l’energia prodotta dalle rinnovabili possa effettivamente arrivare là dove è necessaria”. L’uso dell’energia, infatti, richiede che la generazione, la trasmissione e la distribuzione funzionino in armonia. “ L’integrazione delle energie rinnovabili nei sistemi di generazione distribuita è complessa - chiarisce Paolo Baroncelli. Con le sue tecnologie per la grid intelligence , ABB può supportare il monitoraggio, il controllo e l’ottimizzazione avanzati”.    Anche le nuove tecnologie e la digitalizzazione possono svolgere un ruolo fondamentale per garantire maggiore stabilità, affidabilità ed efficienza al sistema elettrico. “ Le soluzioni digitali aiutano a migliorare l’efficienza energetica - prosegue Baroncelli. Prendiamo l’esempio dei quadri elettrici digitalizzati: assicurano il funzionamento continuo di un impianto industriale o di una rete elettrica, facilitando la fornitura affidabile ed efficiente di elettricità a ogni parte di un processo e alle apparecchiature associate”. Consentono infatti di isolare i guasti, come i cortocircuiti e i sovraccarichi, mentre i dispositivi di commutazione prevengono i danni e mantengono la sicurezza delle operazioni complessive. “I quadri elettrici sono dotati di sensori intelligenti che possono aiutare gli operatori con dati e approfondimenti, dando una visibilità completa delle prestazioni del loro impianto o della loro rete e possono scoprire e ridurre le inefficienze, minimizzare i tempi di inattività, prolungare la durata delle apparecchiature”. Una indagine di ABB realizzata a livello europeo mostra che le utility e l’industria sono già sulla strada della trasformazione digitale: anche se solo il 13 per cento utilizza attualmente quadri elettrici intelligenti, l’85 per cento degli intervistati sta lavorando per la digitalizzazione.

Era del tutto prevedibile che si sarebbe presentato per le rinnovabili il rischio di ripetere in mare l’anarchia che si è verificata a terra, con una localizzazione degli impianti - sia convenzionali, sia rinnovabili - guidata dalla facilità di ottenere le autorizzazioni e non dalla struttura del sistema elettrico. Anche a Bruxelles succede talvolta che la mano destra non sappia quello che fa la sinistra e si producano paradossali contraddizion i. È quanto successo - lo spiega Giuseppe Gatti, su Nuova Energia   - con due provvedimenti assunti dalla Commissione a distanza di pochi giorni: il deferimento dell’Italia alla Corte di Giustizia europea per la mancata osservanza degli obblighi posti dalla Direttiva UE 2014/89 e l’approvazione dello schema del Decreto FER 2 .   La Direttiva 2014/89 , nota come Direttiva PSM (Pianificazione dello Spazio Marittimo), prevedeva che entro il 31 marzo 2021 i 22 Stati rivieraschi dell’Unione adottassero specifici Piani di Gestione degli Spazi Marittimi (PGSM) , definendo ambiti e modalità di esercizio delle attività economiche - a partire dalla pesca - turistiche e sociali in una logica di sostenibilità dell’ecosistema marino .   A giugno 2021, i PGSM avrebbero dovuto essere comunicati alla Commissione. A dicembre 2021 nove Stati non avevano ancora notificato i loro Piani: quattro erano in fase conclusiva, altri cinque - Italia, Romania, Croazia, Grecia e Cipro - ne erano ben lontani. Di fronte all’inerzia italiana e nella perdurante latitanza delle istituzioni si è arrivati nel 2024 al deferimento alla Corte di Giustizia.   La seconda vicenda si sviluppa in parallelo. A dicembre 2022 la Conferenza unificata approva la bozza del Decreto FER 2 che autorizza gli aiuti di Stato previsti per le fonti rinnovabili innovative o dai costi particolarmente elevati . Le misure di incentivazione dovrebbero dispiegarsi su di un arco di 20-25 anni, con un ammontare complessivo che potrebbe arrivare a 35 miliardi di euro - stima del Governo italiano - grosso modo 1,5 miliardi l’anno. Con il che, il monte premi cumulato delle rinnovabili si attesta sui 200 miliardi di euro . La bozza è notificata alla Commissione, che dà il suo via libera e il Decreto va in Gazzetta Ufficiale.   “A questo punto vi chiederete cosa ci sia di strano in questa storia: l’Italia è primatista nelle infrazioni per mancato recepimento o implementazioni delle Direttive e tanto è allergica alla concorrenza quanto predilige gli aiuti di Stato”.   Quello che non torna - e in questo consiste la contraddizione - è che a Bruxelles nessuno abbia colto l’implicito collegamento tra Decreto FER 2 e mancata predisposizione dei PGSM . Nel FER 2 la parte assolutamente preponderante degli incentivi, non meno dell’80 per cento del totale, è riconducibile all’eolico offshore , che avrebbe dovuto essere disciplinato, quanto ad individuazione delle aree con la relativa potenza disponibile, proprio dai PGSM.   Più del deferimento alla Corte di Giustizia, sarebbe stato di pungolo condizionare l’erogazione degli incentivi per gli impianti offshore alla definizione dei PGSM, che invece rischiano ora di risultare largamente svuotati di ogni capacità programmatoria.   “Indubbio errore da parte di Bruxelles aver ignorato la connessione tra i due dossier, ma errore ben più grave quello italiano: non aver colto l’occasione per impostare in termini ordinati il complesso problema delle assegnazioni degli spazi marittimi per gli impianti offshore”.   Difficile ora recuperare un’occasione persa : bisognerebbe resettare le procedure autorizzative in corso (con gli inevitabili ricorsi), definire rapidamente i Piani di gestione e varare una nuova normativa disciplinando le procedure di gara. Un atto di coraggio che è illusorio attendersi.

Osservando il mercato elettrico nelle principali Borse europee si nota come l’Italia - rispetto a Francia, Germania e Spagna - continui ad avere prezzi dell'elettricità ampiamente più elevati, penalizzando i cittadini e soprattutto le imprese italiane nel confronto con i competitor esteri. La prima metà del 2024 ha visto un deciso allargamento del differenziale di prezzo. Una analisi del mercato elettrico e un approfondimento per cercare di comprendere le ragioni di un tale differenziale di prezzi è presentato da Livio De Chicchis e Francesco Gracceva dell’ENEA sulle pagine di Nuova Energia . “Nei primi sei mesi del 2024 - spiegano i ricercatori dell’ENEA - per circa il 60 per cento delle ore il prezzo è stato fissato dalle centrali termoelettriche a ciclo combinato, a conferma della forte influenza della commodity gas nella formazione del prezzo dell’energia elettrica”. Trend spiegabile con la concentrazione della produzione fotovoltaica nelle ore centrali del giorno, al termine delle quali è necessario ricorrere alla programmabilità delle centrali a gas per la ripresa del carico. “Nel nostro Paese - continua l’analisi di De Chicchis e Gracceva - la marginalità degli impianti non è cambiata in maniera sostanziale, non assecondando il trend di crescita delle fonti rinnovabili e rimanendo ancorata agli impianti alimentati a gas naturale, più costoso per via della guerra in Ucraina”.

Gli effetti del cambiamento climatico colpiscono anche il settore energetico, in particolare quello idroelettrico. Il report Short-Term Energy Outlook , pubblicato dall’US-Energy Information Administration (US-EIA), prevede che a fine 2024 la produzione di elettricità dalle centrali idroelettriche americane sarà inferiore del 13 per cento rispetto alla media decennale; la più bassa dal 2001. La US-EIA prevede che nella regione nord-occidentale, che ospita la maggior parte della capacità idroelettrica del Paese, la produzione raggiungerà un totale di 101,8 TWh, segnando un calo del 23 per cento rispetto alla media decennale di 132,8 TWh e dell’1 per cento rispetto a quella del 2023. A fine settembre l’approvvigionamento idrico della diga Dalles, considerata un indicatore delle condizioni nel corso superiore del fiume Columbia, era al 74 per cento della media trentennale per i mesi estivi. Le sei centrali idroelettriche sul fiume Missouri , che a settembre presentava l’81 per cento del bacino in condizioni di siccità, genereranno nel 2024 elettricità per 8,1 TWh, rispetto alla media a lungo termine di 9,4 TWh.  Una situazione critica confermata anche dai dati rilasciati dal Dipartimento dell’Agricoltura degli Stati Uniti che vedono a fine settembre la capacità dei bacini dell’Oregon, dell’Idaho e dello Stato di Washington rispettivamente al 48, 60 e 67 per cento.