Category: Tecnologie

Biodiesel da biomassa per sostituire i combustibili fossili e produrre emissioni negative. Il Politecnico di Milano coordinatore del progetto CONVERGE

Il progetto CONVERGE ambisce a rendere il costo del biodiesel competitivo con i combustibili fossili aumentando l’utilizzo delle biomasse dallo 0.1% attuale. L’obiettivo di CONVERGE è quello disviluppare un nuovo processo che integri tecnologie innovative grazie alle quali l’efficienza di conversione della biomassa aumenti del 12% e i costi si riducano di oltre il 10%.

CONVERGE, finanziato con 5 milioni di euro all’interno del Programma Horizon 2020 della Commissione Europea, esplorerà l’utilizzo di biomassa residua come combustibile, facilitando l’uso di biomassa secondaria disponibile localmente.

CONVERGE propone l’utilizzo di cinque tecnologie innovative con l’ambizione di integrare i più moderni processi di gassificazione della biomassa secondaria, la conversione e la separazione dell’idrogeno e dell’anidride carbonica, e la purificazione e compressione dell’idrogeno per un processo più efficiente di produzione del metanolo precursore del biodiesel.

Contemporaneamente alla produzione di biodiesel, il processo CONVERGE prevede la cattura dell’anidride carbonica in eccesso al processo. Siccome il combustibile utilizzato nel processo è biomassa secondaria, la cattura dell’anidride carbonica consente di confinare la CO2 che era stata precedentemente prelevata dall’atmosfera dalle piante. Questo concetto è chiamato in inglese Bio Energy with Carbon Capture and Storage (BECCS). Il BECCS è indicato dal IPCC (Intergovernamental Panel on Climate Change delle Nazioni Unite) come una tecnologia necessaria per contenere l’aumento di temperatura media del pianeta conseguente all’aumento di concentrazione di anidride carbonica in atmosfera al di sotto di 1,5°C.

Per raggiungere l’ambizioso obiettivo, il consorzio riunisce due università, tre centri di ricerca e cinque aziende in tutta Europa. I partner rappresentano l’intera catena del valore dall’approvvigionamento di biomassa secondaria alla produzione di biodiesel. Il progetto è iniziato a novembre 2018 e terminerà nel 2022.

Del consorzio CONVERGE, coordinato dal Politecnico di Milano, fanno parte: TNO (Olanda), Kemijski Institut (Slovenia), Universitatea Babes Bolyai (Romania), Hyet Hydrogen (Olanda), Institutt for energiteknikk (Norvegia), Campa Iberia (Spagna), Biorecro (Svezia), Ca.Re. For Engineering (Italia) e Enviral (Slovacchia).

The CONVERGE project has received funding from the European Union’s Horizon 2020 research and innovation programme under grant agreement No 818135.

www.polimi.it

CO2 Capture and Storage (CCS) in meeting global climate targets. Climate targets can only be achieved by using all the tools we have at our disposal. CO2 Capture and Storage (CCS) can be used alongside and synergistically with renewables and energy efficiency, to rapidly reduce emissions.
CCS is also an enabler of negative emissions, i.e. taking CO2 out of the atmosphere.

The IPCC 1.5C report (2018) and the IEA Energy Technology Perspectives (ETP) (2017) indicate that meeting our climate targets without capturing and storing CO2 will be almost impossible. The Strategy for long-term EU greenhouse gas emissions reductions underlines the importance of CCS to achieving the net-zero emissions goal in Europe.
The latest IEA calculations also indicate that considering all the CO2 that will be emitted by existing/under construction power and industrial plants, our carbon budget for the Sustainable Development Scenario will be used up by 2040.
This leaves no headroom for new industrial plants or new infrastructure that requires steel and cement and does not include the increase in electricity production to meet growing energy needs, including for the almost 1 billion people globally who do not yet have access to electricity.

CCS supports a just transition and can bring significant value to national and global economies. CCS is a highly versatile technology that can be adapted to best fit the local conditions and meet the needs of the local economy and society.
CCS is the only viable mitigation option to deeply decarbonise the production of commodities such as cement, iron and steel that will likely remain irreplaceable for the global economic growth in the medium to long term including for the deployment of renewable energy technologies.
CCS on natural gas can also produce hydrogen, which provides a low-cost and large-scale solution for deep decarbonisation of harder-to-reach sectors such as heating, industry and transport, with minimal disruption to existing gas infrastructure.
CO2 storage is essential for Negative Emission Technologies (NETs) to be effective. Combining the conversion of sustainable biomass for products and/or energy and capturing and storing the associated CO2 in deep geological formations offers real and immediate opportunities to take CO2 out of the atmosphere. Moreover, storing CO2 from the use of sustainable biomass appears to be the only currently available technology capable of delivering large-scale negative emissions of CO2.
CCS is a proven technology with projects such as Sleipner (Norway) and Boundary Dam (Canada) already storing CO2. There are 23 large scale CCS projects worldwide in operation or under construction. These facilities can store over 40 Mt CO2 per year, captured from natural gas processing, power, fertiliser, steel-making, hydrogen-production, plastics and chemical plants (GCCSI 2018). These projects show that it takes time to develop a storage project from concept to reality and also offer valuable lessons to make the next generation of projects even more efficient and cost-effective.
Representatives from CO2GeoNet, the European Energy Research Alliance CCS Joint Programme, the Global CCS Institute, the UK Carbon Capture and Storage Association and the European Zero Emission Technology and Innovation Platform are working to raise awareness of the important role of CCS as a key emission reduction option.
It is important to act now in order to create the conditions for the widespread deployment of CCS, which is necessary to avoid CO2 levels rising above the Sustainable Development Scenario (1.7 – 1.8°C average temperature rise) or 2 Degrees Scenario from the IEA World Energy Outlook (2018) and IEA ETP (2017). Therefore we call for positive action by the Parties of the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC).

CCS is already recognised as an environmentally sound technology by the Convention. It is critical that CCS development maintains momentum and support at the highest levels, including within the UNFCCC, so that CCS can be rolled out at commercial scale in a timely manner.

In order to achieve widespread deployment of CCS, we firmly recommend that the following positive actions are enacted:
1. Provide a clear message of long-term political support for CCS deployment by assessing and specifying the role for CCS in achieving national 2030 and 2050 emission targets (including NDCs);
2. Offer policy predictability and confidence by including CCS, where appropriate, in climate plans to give a clear message of long term support, enabling CCS project developers to make critical investment decisions;
3. Provide equal inclusion and support for CCS as a mitigation option alongside other low emission technologies;
4. Provide national support for projects that use international funding mechanisms (e.g. Green Climate Fund, CTCN, the World Bank and other international financial institutions);
5. Support the development of private-public partnerships to build a trust-based relationship between CCS project developers and the national government to help drive projects forward.

www.co2geonet.com

www.eera-set.eu

SmartEfficiency e-veicolo per logistica. Sono in consegna i primi furgoni porter-service progettati full electric: alta qualità ed autonomia di 250 Km. Batterie a ioni di litio, con garanzia di durata.
La logistica dell’ “ultimo miglio” è oggi sensibilizzata alle esigenze di mobilità commerciale a zero-impatto ambientale, specialmente nelle strade strette dei centri storici a traffico limitato.

Il mezzo è stato disegnato appositamente come mezzo elettrico
Le batterie sono state posizionate organicamente nella scocca, tenendo il baricento basso e ottimizzando la sicurezza su strada.
Il “powertrain” elettrico è governato da una centralina digitale intelligente con cui si possono interfacciare molteplici sistemi di gestione, permettendo tutti i controlli anche da remoto e su smartphone.
Le batterie al litio generano autonomie di chilometraggi ai massimi livelli oggi ottenibili: nella versione più economica, con una sola batteria, si possono percorrere 130 km, con quella a due batterie 250 km.
Dalla versione economica, si può fare l’aggiornamento installando la seconda batteria anche in un secondo tempo.

Robusto, spazioso e confortevole
La sua struttura monoscocca garantisce durata nel tempo. Grazie al progetto elaborato da zero per un veicolo da lavoro elettrico, il mezzo è costituito da soltanto 200 componenti, riducendo al minimo le manutenzioni.
La cabina è spaziosa e confortevole, la capacità di carico è ottimizzata per le necessità di ogni tipo di lavoro.
Scocca portante progettata in Austria, cuore digitale americano, allestimenti Made in Italy.
I più richiesti sono:
– furgonato
– furgonato frigo
– cassonato
– cassonato ribaltabile
– spazzatrice
– disinfestazione
– minibus turistico aperto

Le applicazioni
Grazie alle 40 possibili personalizzazioni dei suoi allestimenti, si rivolge ad un mercato vastissimo.
Le utilizzazioni più richieste sono:
– Logistica “ultimo miglio”: i corrieri espresso che consegnano in città percorrono un chilometraggio giornaliero variabile da 80 a 200 km, ampiamente nel range del veicolo.
– Consegne alimentari a domicilio: in versione con vano coibentato, con o senza gruppo frigo.
– Attività artigianali, edili, manutentori: muratori, idraulici, elettricisti avrebbero un grande vantaggio nel poter accedere il più vicino possibile ai propri clienti per effettuare i lavori domestici o di cantiere.
– Servizi di facility cittadini: manutenzione giardini e parchi, pulizia di quartiere, raccolta fogliame, disinfestazione.
– Trasporto turistico “minibus”: per spostamenti di piccoli gruppi di persone, nei centri urbani medioevali, oppure per la mobilità estiva più disinvolta nei centri balneari.
– Servizi di sorveglianza.

Le caratteristiche tecniche
Lunghezza mm. 3885
Larghezza mm. 1450
Altezza mm. 1910
Peso a vuoto kg. 1070
Carico massimo kg. 600
Sospensioni indipendenti
Freni a disco / tamburo
Velocità massima km/h 85
Potenza motore kW 24
Capacità batterie basic kW/h 13 – premium kW/h 26

Sono già in ordine in Italia i primi esemplari per le consegne a domicilio della GDO.

Per richiedere ulteriori informazioni e le agevolazioni di pagamento:
info@smartefficiency.eu

www.smartefficiency.eu

FV: il mercato italiano è pronto per un nuovo rilancio ma serve regolamentazione. Autoconsumo, comunità energetiche, contratti di acquisto di energia a medio-lungo termine e digitalizzazione le opportunità da cogliere.
Il mercato italiano del fotovoltaico è pronto per tornare a essere florido e competitivo per ridare ossigeno a una filiera industriale che ha grandi possibilità di sviluppo. Tecnologia, know-how, investitori e obiettivi di crescita ci sono, quello che manca è la regolamentazione che crei le condizioni per dare avvio alla transizione energetica.
È quanto è emerso durante il FORUM ITALIA SOLARE 2018 “A Vision for the Energy Transition in Italy”. Un evento che ha registrato oltre 400 partecipanti, un’affluenza così non la si registrava dagli anni d’oro del fotovoltaico, chiaro segnale che è tornata alta l’attenzione del settore.

Gli obiettivi europei ci chiedono di soddisfare almeno il 30% del consumo interno lordo di energia con fonti rinnovabili entro il 2030, con gli Stati membri che dovranno garantire ai cittadini il diritto di produrre energia rinnovabile per il proprio consumo, di immagazzinarla e di vendere la produzione in eccesso.
A livello italiano significa raggiungere circa 50-55 GW di potenza fotovoltaica, contro gli attuali 20 GW, con una produzione pari a circa 80 TWh in un lasso di tempo di 12 anni. In termini numerici vuol dire passare dagli attuali 400 MW annui di nuova potenza fotovoltaica a oltre 5 GW.

Ulteriori stimoli allo sviluppo delle rinnovabili e in particolare del fotovoltaico arrivano da Bruxelles che ha annunciato che la Direttiva RES II entrerà in vigore entro la fine dell’anno. “Autoconsumo, comunità energetiche e stabilità degli investimenti sono le pietre miliari della nuova Direttiva Rinnovabili e saranno a fondamento della transizione energetica verso fonti non fossili entro il 2030”, ha detto Francesco Maria Graziani della Commissione Europea, Direzione Energia.
La stabilità degli investimenti passa attraverso la regolamentazione definita e sarà il cuore della direttiva poiché il testo prevede il divieto dei tagli retroattivi dei meccanismi di sostegno. Il testo dovrà essere recepito da tutti gli stati membri entro giugno 2021.

Gli obiettivi di sviluppo del fotovoltaico potrebbero essere raggiunti solo attuando una rivoluzione energetica che dovrà passare da un nuovo modello basato su autoconsumo, aggregatori, comunità energetiche e sviluppo di grandi impianti con contratti di vendita di energia su medio e lungo termine (PPA).
Soluzioni non impossibili tanto che in alcuni Paesi europei sono già state introdotte, come esempio in Austria dove è consentito l’autoconsumo collettivo, così come in Olanda dove è possibile vendere l’energia prodotta ai quartieri limitrofi. Estonia e Danimarca, grazie agli open data e alla digitalizzazione, stanno creando dei “data hub” per scambiare dati legati all’energia, in modo che le aziende possano creare business model adeguati.

Ultima, in termini di tempo, la Spagna che ha introdotto una nuova normativa di autoconsumo flessibile e aperta.

L’Italia non è tra queste, sebbene la Strategia Energetica Nazionale preveda l’autoconsumo e le comunità energetiche, ma purtroppo manca ancora la regolamentazione che le renda possibili. Un po’ meglio è lo stato dell’arte dei PPA in Italia, dove da qualche tempo il settore sta muovendo i primi passi, sebbene manchino ancora le installazioni di grande taglia già operative e pronte a vendere l’energia ai privati con contratti di lungo termine.
Eppure in Italia i dati economici sono favorevoli, grazie all’elevato prezzo dell’energia e alla buona insolazione.

“Il potenziale del mercato italiano è enorme e le oltre 400 persone presenti al Forum lo dimostrano. Abbiamo davanti a noi un’opportunità industriale imperdibile, ma il settore è ancora fermo a 400 MW all’anno installati. Per rivitalizzare il comparto serve una regolamentazione che possa dare avvio ai nuovi sistemi energetici. Non è una questione di costi né tanto meno di tecnologia, ma di impedimenti normativi e burocratici”, ha detto Paolo Rocco Viscontini, Presidente di Italia Solare.

In 10 anni il prezzo dell’energia elettrica fotovoltaica è calato del 90% grazie alla riduzione del costo della tecnologia, un fenomeno mai registrato in nessun settore industriale. La competitività economica c’è, ora serve la semplificazione normativa per la realizzazione degli impianti e soprattutto per le azioni di repowering e di revamping che dovrebbero prevedere procedure semplificate per fare in modo che i 20 GW installati non perdano di produttività.

Nel nuovo scenario di transizione energetica anche la digitalizzazione ha un ruolo fondamentale perché è l’elemento tecnologico che consente la comunicazione dei dati con raccolta e gestione in tempo reale. Permetterà, infatti, di aumentare la quota di energia condivisa e di misurare l’energia condivisa perché consumata simultaneamente alla produzione, oltre a favorire l’ottimizzazione nell’uso della rete e la capacità di aggregazione.

ITALIA SOLARE è un’associazione di promozione sociale che promuove la difesa dell’ambiente e della salute umana supportando:
•modalità intelligenti e sostenibili di produzione, stoccaggio, gestione e distribuzione dell’energia attraverso la generazione distribuita da fonti rinnovabili con particolare attenzione al solare fotovoltaico;
•l’integrazione delle fonti rinnovabili, fotovoltaico in particolare, con le smart grid, la mobilità elettrica e con le tecnologie per l’efficienza energetica e per l’incremento della prestazioni energetiche degli edifici.

ITALIA SOLARE conta oltre 500 soci: operatori, proprietari e gestori di impianti fotovoltaici, installatori, progettisti e semplici sostenitori.

www.italiasolare.eu

Renewables-led power system. Flexible energy options, such as (1) energy storage, (2) smart-charging electric vehicles, (3) demand response and (3) interconnectors, are needed to ensure that the energy transition proceeds on an optimal path.
Our expensive power system would otherwise be reliant on fossil-fueled backup and installing excess wind and solar capacity.

The four types of flexibility mentioned above can accelerate the transition to a cleaner power system and ultimately enable the efficient integration of 80% or more renewable energy by 2040, according to two new reports published by BloombergNEF (BNEF) in partnership with Eaton and Statkraft.

The ‘Flexibility Solutions for High-Renewable Energy Systems’ reports model a number of alternative scenarios for future power systems in the U.K. and Germany, respectively, depending on how each flexibility technology might develop in the coming years.

Energy storage and smart electric vehicle charging provide flexibility by moving large volumes of renewable energy to periods of high demand, or moving demand to periods of high renewable generation. Dispatchable demand response reduces the need for fossil-fired backup plants in the power system, reducing emissions. Interconnecting to Nordic hydro can address periods of both excess supply and excess demand, providing different benefits over the decades as the needs of the system evolve.

The two studies – focused on the U.K. and Germany – highlight that policies and regulation accelerating the adoption of these technologies are key to make a cleaner, cheaper, and more efficient power system possible.

Specific findings for the U.K. include:
– None of the scenarios halt the transition to a low-carbon power system. In all scenarios, the renewable share of generation exceeds 70% by 2030 as wind and solar become dominant, thanks to their dramatic and ongoing cost improvements. However, without new sources of clean flexibility, the system will be oversized and wasteful, making it 13% more expensive by 2040 and with 36% higher emissions.
– Greater electrification of transport yields major emissions savings with little risk to the power generation system. Avoided fuel emissions far outstrip added power sector emissions in the U.K. The power generation system will comfortably integrate all these electric vehicles, and the system benefits are even greater if most EVs charge flexibly. However, local distribution networks are likely to face challenges.
– Accelerated energy storage development can hasten the transition to a renewable power system in the U.K., with significant benefits by 2030 including a 13% emissions reduction and 12% less fossil backup capacity needed.

Specific findings for Germany include:
– In Germany, adding flexibility supports coal through 2030, even as renewables grow to dominate the market. This counterintuitive finding is not due to a problem with batteries, EVs, demand response or interconnectors – cheap coal is the culprit. Flexible technologies are important because they can integrate inflexible generation – and in Germany’s case, its inexpensive lignite plants also benefit. To decarbonize, Germany needs to address existing coal generation while investing in renewables, flexibility and interconnection.
– Still, by 2040, adding more batteries, flexible electric vehicles and interconnections with the Nordics all enable greater renewable penetration and emissions savings. More flexible demand, on the other hand, reduces the need for battery investment.
– Even with Germany’s coal-heavy power, adding EVs reduces transport emissions.

“There is now little doubt that renewable energy will be the dominant force in the power sector for decades to come. The next challenge is to make sure these sources are complemented by clean forms of flexibility – storage, demand and interconnection – to deliver cheaper, deeper decarbonization,” said Albert Cheung, head of global analysis at BloombergNEF.

“The relentless advance of solar and wind energy technologies are driving us inexorably towards an electricity system dominated by variable renewable power generation. Combined with the expected growth in electric mobility, we are now in the midst of an energy transition which will massively lower carbon emissions and improve air quality. However, this opportunity will be limited unless energy markets are designed and regulated in a way that unlocks the full value of flexibility in the electric system. The time is already upon us to prepare and start investing in the technologies, services, and modifications that can enable our energy system to cope with the dramatic shift in how we generate and use electricity,” said Cyrille Brisson, Eaton EMEA vice president of sales and marketing.

“For Statkraft, as the largest generator of renewable energy in Europe, it is interesting to see that Nordic hydropower reservoirs can play an important role for decarbonization of the European power systems, together with other flexibility solutions. This is consistent with our own analyses – confirming that a global renewables share of 70 percent is possible by 2040 if we let modern solutions for flexibility and market design allow cheap renewables to replace more expensive fossil solutions,” said Henrik Sætness, SVP strategy and analyses at Statkraft.

ABOUT EATON
Eaton is a power management company with 2017 sales of $20.4 billion. We provide energy-efficient solutions that help our customers effectively manage electrical, hydraulic and mechanical power more efficiently, safely and sustainably. Eaton is dedicated to improving the quality of life and the environment through the use of power management technologies and services. Eaton has approximately 98,000 employees and sells products to customers in more than 175 countries.

ABOUT STATKRAFT
Statkraft is a leading company in hydropower internationally and Europe’s largest generator of renewable energy. The Group produces hydropower, wind power, solar power, gas-fired power and supplies district heating. Statkraft is a global company in energy market operations. Statkraft has 3500 employees in 17 countries.

About Bloomberg NEF
Bloomberg NEF (BNEF), Bloomberg’s primary research service, covers clean energy, advanced transport, digital industry, innovative materials and commodities. We help corporate strategy, finance and policy professionals navigate change and generate opportunities.
Available online, on mobile and on the Terminal, BNEF is powered by Bloomberg’s global network of 19,000 employees in 176 locations, reporting 5,000 news stories a day.

www.bloomberg.net

www.eaton.com

www.statkraft.com

complete report

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Sottostazioni digitali per eolico. In Italia la tecnologia basata su ABB Ability per aumentare l’efficienza e consentire la fornitura di energia eolica pulita.
ABB ha messo in servizio due sottostazioni digitali situate a Tolve e Vaglio, in Basilicata. Le sottostazioni integreranno e trasmetteranno l’elettricità generata dai parchi eolici locali a tutta la penisola italiana e contribuiranno all’obiettivo dell’Italia di soddisfare il 28% del suo fabbisogno energetico attraverso le fonti rinnovabili entro il 2030.

Elementi chiave dello scopo di fornitura delle sottostazioni sono i sistemi ABB AbilityTM di automazione e controllo, dispositivi di protezione intelligenti, trasformatori con sensori intelligenti, quadri di comando digitali e sistemi avanzati di comunicazione prodotti in Italia. ABB ha inoltre firmato un contratto di service della durata di 20 anni per supportare l’efficienza della nuova sottostazione digitale di Vaglio. Questa soluzione include il monitoraggio online 24 ore su 24, 7 giorni su 7 attraverso centri di controllo remoto italiani con sede a Genova, Sesto San Giovanni e Santa Palomba (Roma).

Le sottostazioni sono elementi essenziali nell’infrastruttura elettrica che facilitano la trasmissione efficiente e affidabile e la distribuzione di energia elettrica. Controllano e proteggono i flussi di energia, collegano le sottostazioni alla rete e collegano reti di trasmissione e di distribuzione ai consumatori finali.

I componenti digitali migliorano la controllabilità e l’affidabilità ottimizzando i costi operativi. Consentono inoltre comunicazioni interoperabili tramite cavi Ethernet anziché fili di rame, riducendo conseguentemente lo spazio di costruzione necessario. La digitalizzazione offre anche funzionalità di monitoraggio da remoto e migliora significativamente la visibilità delle risorse e dei sistemi installati. Aiuta a raccogliere dati utilizzabili per fornire, agli operatori nei centri di controllo, informazioni in tempo reale e per ottimizzare le operazioni e prevenire i guasti.

L’energia eolica generata in Basilicata fornisce oltre la metà della richiesta totale di energia regionale. La regione è ben nota per la sua preistorica città di Matera, che è una delle zone più anticamente abitate del mondo e che è stata designata come capitale europea della cultura 2019.

“Queste pionieristiche sottostazioni digitali contribuiranno a fornire energia eolica pulita a milioni di persone in questa regione storica che abbraccia il futuro”, ha dichiarato Claudio Facchin, presidente della divisione Power Grids di ABB. “Questi progetti sono un altro esempio di come la digitalizzazione stia giocando un ruolo essenziale nella definizione dei sistemi di alimentazione e riaffermano la posizione di ABB come partner di riferimento per consentire reti più forti, più intelligenti e più sostenibili “.

La sottostazione digitale di Vaglio è stata messa in servizio per conto di Lucania Wind Energy Srl e quella di Oppido Lucano è stata commissionata a Tolve Wind Holding Srl in collaborazione con la società italiana Engineer, Procurement and Contracting (EPC), PLC Service Srl.

ABB (ABBN: SIX Swiss Ex) è un leader tecnologico all’avanguardia nelle reti elettriche, nei prodotti per l’elettrificazione, nell’automazione industriale, nella robotica e nel controllo di movimento, al servizio dei clienti nelle utility, nell’industria, nei trasporti e nelle infrastrutture a livello globale. Continuando una storia di innovazione lunga più di 130 anni, oggi ABB sta scrivendo il futuro della digitalizzazione industriale con due chiari obiettivi: portare l’elettricità da qualsiasi impianto di generazione a ogni utenza e realizzare l’automazione nei processi industriali dalle materie prime ai prodotti finiti. Come partner principale di Formula E, la classe di motorsport internazionale FIA con vetture interamente elettriche, ABB sta spingendo i confini della mobilità elettrica per contribuire a un futuro sostenibile. ABB opera in oltre 100 paesi con circa 147.000 dipendenti.

www.abb.com

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Air Liquide: hydrogen for mobility. The company to build first world scale liquid hydrogen production plant dedicated to the supply of Hydrogen energy markets. Air Liquide will build the first world scale liquid hydrogen production unit dedicated to the hydrogen energy markets, located in the Western U.S., and has signed a long-term agreement with FirstElement Fuel Inc (FEF), a leader in retail hydrogen infrastructure in the U.S., to supply hydrogen to FEF’s retail liquid hydrogen fueling stations in California.
These new commitments will serve the growing needs of the hydrogen mobility market in California and help enable and complement the deployment of hydrogen fuel cell electric vehicles and support the hydrogen merchant market across the state.

Air Liquide expects to invest over 150 million US dollars to build a liquid hydrogen plant in the western United States, with construction to begin in early 2019. The plant will have a capacity of nearly 30 tons of hydrogen per day — an amount that can fuel 35,000 Fuel Cell Electric Vehicles (FCEVs).
Through this investment, Air Liquide will enable the large-scale deployment of hydrogen mobility on the west coast, providing a reliable supply solution to fuel the 40,000 FCEVs expected to be deployed in the state of California by 2022. The plant will also support other fuel cell vehicle and transportation markets in the region, such as material handling and forklifts and heavy duty trucks.

The new plant is the first large scale investment into the supply chain infrastructure needed to support hydrogen energy solutions for the energy transition, starting with transport and mobility. The pace of FCEV deployment has now reached a level requiring a growing scale of investment and is paving the way for the growth of zero emission mobility in other geographies.

In addition to the long-term supply agreement, Air Liquide and FEF have entered into an agreement outlining Air Liquide’s intent to make an equity investment in FEF, following previous assistance to the company by Toyota and Honda. With these agreements, Air Liquide also builds upon its existing collaborations with Toyota and Honda to further enable a robust hydrogen fueling infrastructure and, along with others, bolster the deployment of fuel cell electric vehicles and the retail fueling infrastructure in California.

Michael Graff, Executive Vice President & Executive Committee Member of L’Air Liquide S.A. and Chairman & CEO of American Air Liquide Holdings, Inc., said: “This new investment in hydrogen production and our collaborative relationship with FirstElement Fuel, further demonstrate our long-term commitment to the development of hydrogen energy for mobility, and accelerate the deployment of new hydrogen fuel cell electric vehicles — cars, trucks, buses — planned by automotive manufacturers like Toyota, Honda and other leading OEMs.
We are convinced that hydrogen is an essential sustainable energy vector of the future and a cornerstone of the energy transition.”

“This signals a transitional moment for the hydrogen automobile market,” said Joel Ewanick, Founder & CEO of California-based retail hydrogen station company, FirstElement Fuel Inc. “Air Liquide is bringing significant private investment to build a key piece for growing California’s hydrogen network. It’s yet another indication of the momentum for hydrogen as a replacement for gasoline.”

Jim Lentz, CEO of Toyota North America, said: “The commitment to construct a hydrogen plant of this scale by Air Liquide and supply FirstElement Fuel with hydrogen for its fueling stations in California is a clear demonstration of the shared vision of global leaders like Air Liquide, Toyota and the OEM community to innovate, build and deploy the vehicles and infrastructure to enable clean mobility of the future.”

Steven Center, Vice President, Connected & Environmental Business Development Office, American Honda Motor Co., Inc. said: “Honda welcomes Air Liquide’s significant investment in hydrogen refueling infrastructure for fuel cell vehicles. Their commitment will broaden the appeal of fuel cell electric vehicles and speed the adoption of this promising zero-emission vehicle technology.”

Air Liquide in the U.S.
Air Liquide employs more than 20,000 people in the U.S. in more than 1,300 locations and plant facilities including a world-class R&D center. The company offers industrial and medical gases, technologies and related services to a wide range of customers in energy, petrochemical, industrial, electronics and healthcare markets.

Air Liquide’s commitment to hydrogen energy
In the past 50 years, Air Liquide has developed unique expertise enabling it to master the entire hydrogen supply chain, from production and storage to distribution and the development of applications for end users, thus contributing to the widespread use of hydrogen as a clean energy source, for mobility in particular. Air Liquide has designed and installed more than 120 stations around the world to date.

Hydrogen is an alternative to meet the challenge of clean transportation and thus contributes to the improvement of air quality. Used in a fuel cell, hydrogen combines with oxygen in the air to produce electricity, emitting only water. It does not generate any pollution at the point of use: zero greenhouse gases, zero particles and zero noise. Hydrogen provides a concrete response to the challenges posed by sustainable mobility and local pollution in urban areas. Air Liquide’s hydrogen investments in the U.S. complements our current biogas investment strategy and our vision to improve the carbon footprints of our company and the customers we serve.

Air Liquide annuncia la costruzione della prima unità produttiva di idrogeno liquido di grandi dimensioni destinata ai mercati dell’energia basata sull’idrogeno.
Air Liquide annuncia la costruzione, negli Stati Uniti occidentali, della prima unità di produzione di idrogeno liquido di grandi dimensioni destinata ai mercati dell’energia basata sull’idrogeno. Il Gruppo inoltre ha firmato un contratto a lungo termine con FirstElement Fuel Inc. (FEF), uno dei principali attori nella distribuzione dell’idrogeno negli Stati Uniti, per la fornitura di idrogeno alla sua rete di stazioni in California. Questi nuovi impegni serviranno a soddisfare le crescenti esigenze del mercato della mobilità a idrogeno in California e contribuiranno allo sviluppo di veicoli elettrici a idrogeno, nonché all’espansione di questo mercato in tutto lo stato.

Air Liquide prevede di investire più di 150 milioni di dollari americani per realizzare un impianto di idrogeno liquido negli Stati Uniti occidentali, la cui costruzione sarà avviata all’inizio del 2019. Il sito avrà un capacità produttiva di quasi 30 tonnellate di idrogeno al giorno, un volume in grado di rifornire 35.000 veicoli elettrici a celle a combustibile (FCEV). Grazie a questo investimento, Air Liquide contribuirà allo sviluppo su larga scala della mobilità a idrogeno lungo la costa occidentale degli Stati Uniti. Infatti, la messa in servizio di questa fonte di approvvigionamento affidabile permetterà di servire i 40.000 veicoli elettrici alimentati a pile a combustibile attesi in California entro il 2022. L’impianto servirà anche altri mercati della regione oltre a quelli della mobilità e dei trasporti, come il settore della movimentazione dei materiali, dei carrelli elevatori e dei mezzi pesanti.

Questo nuovo impianto rappresenta il primo investimento su larga scala nell’infrastruttura della catena di approvvigionamento necessaria per sostenere lo sviluppo di soluzioni a idrogeno nel processo di transizione energetica, in particolare nei settori dei trasporti e della mobilità. Il tasso di diffusione dei veicoli elettrici a celle a combustibile ha raggiunto un livello che richiede grandi investimenti, favorendo così la crescita della mobilità ad emissione zero in diverse aree geografiche.

In aggiunta a questo contratto di fornitura a lungo termine, Air Liquide e FEF hanno firmato un accordo relativo all’acquisizione da parte di Air Liquide di una partecipazione nel capitale di FEF, società già sostenuta da Toyota e Honda. Tali accordi consentono ad Air Liquide di rafforzare i legami di collaborazione esistenti con Toyota e Honda in vista della costruzione di una solida infrastruttura di approvvigionamento di idrogeno. Essi promuovono inoltre, insieme ad altri partner, l’impiego di veicoli elettrici a celle a combustibile e una rete di stazioni di distribuzione in California.

Michael Graff, Executive Vice President e membro del Comitato Esecutivo del Gruppo Air Liquide, che supervisiona le Americhe, ha dichiarato: “Questo nuovo investimento nella produzione di idrogeno e la nostra collaborazione con FirstElement Fuel dimostrano il nostro impegno a lungo termine per lo sviluppo della filiera dell’idrogeno destinata alla mobilità. Tali accordi consentono di accelerare l’introduzione di nuovi veicoli a idrogeno – auto, camion, autobus – previsti da case automobilistiche come Toyota, Honda e altri importanti produttori di componenti di primo piano in California. Siamo convinti che l’idrogeno costituisca un vettore energetico sostenibile essenziale per il nostro futuro e un pilastro fondamentale della transizione energetica”.

Questo dimostra che stiamo compiendo un passo avanti decisivo all’interno della filiera dell’idrogeno nel settore automobilistico – ha dichiarato Joel Ewanick, Fondatore & CEO di FirstElement Fuel Inc., leader nella distribuzione di idrogeno in California. – Liquide apporta importanti investimenti privati che permetteranno l’implementazione di una componente chiave, che consentirà la crescita della rete californiana di idrogeno. Ciò testimonia l’attuale dinamica dell’idrogeno come sostituto del gasolio.

Jim Lentz, CEO di Toyota Nord America, ha commentato: “L’impegno preso da Air Liquide per la costruzione di un impianto a idrogeno di queste dimensioni e la fornitura di idrogeno alle stazioni di servizio FirstElement Fuel in California evidenziano la visione condivisa di leader globali quali Air Liquide, Toyota e la comunità dei produttori di componenti, per innovare, fabbricare e distribuire veicoli e infrastrutture per consentire lo sviluppo di una mobilità pulita“.

Steven Center, Vice President Honda Motor Co., Connected & Environmental Business Development Office, ha aggiunto: “Honda accoglie con favore il significativo investimento fatto da Air Liquide nell’infrastruttura di
rifornimento di idrogeno per veicoli elettrici a celle a combustibile. Questo impegno aumenterà l’attrattiva dei veicoli elettrici a fuel cell e accelererà l’adozione di questa promettente tecnologia per veicoli a emissioni zero.“

Air Liquide negli Stati Uniti
Air Liquide impiega più di 20.000 collaboratori negli Stati Uniti in più di 1.300 sedi e impianti, tra cui un centro R&D di livello mondiale. L’azienda fornisce gas industriali e medicali, tecnologie e servizi correlati ad una vasta gamma di clienti nei settori dell’energia, petrolchimico, industriale, elettronico e sanitario.
L’impegno di Air Liquide nella filiera dell’idrogeno
Da 50 anni, Air liquide ha sviluppato una competenza unica sull’intera catena di fornitura dell’idrogeno, dalla produzione allo stoccaggio fino alla distribuzione e allo sviluppo di applicazioni per i clienti finali, contribuendo così a diffondere l’uso di idrogeno, come fonte di energia pulita, soprattutto per la mobilità. Ad oggi, il Gruppo ha progettato ed installato 120 stazioni di idrogeno nel mondo.

L’idrogeno è una soluzione alla sfida posta del trasporto pulito e contribuisce inoltre a migliorare la qualità dell’aria. Utilizzato in una cella a combustibile, l’idrogeno si combina con l’ossigeno dell’aria per produrre elettricità rilasciando solamente acqua. L’idrogeno non genera alcun inquinamento al punto di utilizzo: zero gas a effetto serra, zero particolato, zero rumore. L’idrogeno risponde concretamente alle sfide poste dalla mobilità sostenibile e dall’inquinamento nelle aree urbane.
Gli investimenti di Air Liquide nel settore dell’idrogeno negli Stati Uniti completano la nostra attuale strategia d’investimento nel settore del biogas e la nostra visione per migliorare l’impronta ecologica dell’azienda e dei suoi clienti.

Air Liquide è il leader mondiale dei gas, delle tecnologie e dei servizi per l’Industria e la Sanità. Presente in 80 paesi con circa 65.000 collaboratori, il Gruppo serve oltre 3,5 milioni di clienti e di pazienti. Ossigeno, azoto e idrogeno sono piccole molecole essenziali per la vita, la materia e l’energia. Esse incarnano il contesto scientifico di Air Liquide e sono al cuore dell’attività del Gruppo, fin dalla sua creazione nel 1902.

L’ambizione di Air Liquide è di essere il leader nel suo settore, di conseguire performance di lungo termine e di contribuire a un mondo più sostenibile. La sua strategia di trasformazione centrata sul cliente mira ad una crescita redditizia nel lungo periodo. Essa poggia sull’eccellenza operativa e la qualità degli investimenti, sull’innovazione aperta e l’organizzazione in network messa in campo dal Gruppo su scala mondiale. Grazie all’impegno e all’inventiva dei suoi collaboratori per rispondere alle sfide del cambiamento energetico e ambientale, della sanità e della digitalizzazione, Air Liquide crea ancora più valore per l’insieme dei suoi stakeholders.

Il fatturato di Air Liquide ha raggiunto i 20,3 miliardi di euro nel 2017. Le sue soluzioni per proteggere la vita e l’ambiente rappresentano oltre il 40% delle vendite. Air Liquide è quotata alla Borsa Euronext di Parigi (compartimento A) ed è membro del CAC 40, di EURO STOXX 50 e FTSE4Good.

www.airliquide.com

Bioagricoltura biomasse biogas. Manca una legge coerente per agevolare lo sviluppo ecosostenbile ed economicamente produttivo del settore. Piero Gattoni, Presidente CIB – Consorzio Italiano Biogas, è intervenuto a Bruxelles ad un meeting moderato dall’europarlamentare e rapporteur della RED2 Sean Kelly e organizzato della Green Energy Platform, aggregazione europea di produttori di biocarburanti coordinata da Farm Europe, think tank impegnato nell’elaborazione di strategie energetiche che si sviluppano a partire dalle economie rurali.

Il presidente Piero Gattoni ha dichiarato: “Il biometano potrà rivelarsi una bioenergia rinnovabile fondamentale per l’evoluzione sostenibile del sistema energetico italiano ed europeo e per sostenere il processo di greening dei trasporti, a patto che il mercato possa raggiungere livelli produttivi congrui.
L’agricoltura può giocare un ruolo da protagonista in questo sforzo e, nel farlo, può azzerare le proprie emissioni nette di gas climalteranti, grazie al modello Biogasfattobene® che ruota attorno alla pratica del doppio raccolto già adottata con successo da molte aziende agricole e allevamenti italiani associati a CIB. I nostri imprenditori agricoli hanno dimostrato nell’ultimo decennio che si può produrre più biomassa dallo stesso campo senza che l’alimento del biodigestore (fuel) vada a sottrarre spazio alla produzione di cibo e foraggi (food/feed).
Anzi le aziende agricole del biogas italiano sono di norma più competitive nella produzione di food a ragione di un miglior uso del suolo, della riduzione dell’uso dei fertilizzanti chimici, del riutilizzo degli scarti e grazie ad una rinnovata fertilità organica del suolo sviluppata secondo i principi dell’agroecologia.
Per questo ritengo necessario procedere a una revisione dei contenuti della Red2 – in particolare l’Allegato IX Parte A –, dove si dichiara che le colture aggiuntive ad alto contenuto di amido non sono ammesse per la produzione di biometano avanzato. La nostra posizione è semplice: se la coltura è “aggiuntiva” rispetto a quella normalmente programmata per la produzione di cibo e foraggi, che senso ha limitarne la tipologia? Ciò che conta è l’efficacia fotosintetica e la capacità di aumentare la fertilità organica del suolo.
CIB ritiene che questo passaggio conduca a una forte limitazione della futura produzione di biometano agricolo e a un depotenziamento del contributo complessivo che l’agricoltura potrebbe portare alla lotta contro il cambiamento climatico non solo tramite la produzione di un gas rinnovabile ma con una ritrovata funzione dei suoli agricoli come serbatoi di carbonio. Chiediamo quindi di valorizzare la produzione aggiuntiva di biomassa per ettaro e per anno in quanto tale, a prescindere dalla sua tipologia”.

Lo studio ECOFYS riconosce che la cover crop/sequential cropping genera biometano avanzato a basso rischio ILUC, perché si registra una produzione addizionale di carbonio organico e questa avviene mantenendo o migliorando la qualità del suolo, con basso impatto sul consumo d´acqua, senza impatti negativi sulla biodiversità dell’azienda agricola e contribuendo positivamente alla decarbonizzazione delle emissioni dei trasporti.
In relazione alla mitigazione delle emissioni, con la produzione della seconda coltura, in aggiunta alla principale, si dispone di sostanza organica che altrimenti non sarebbe prodotta e che, invece, in parte è convertita in biogas e in parte torna nel terreno sotto forma di digestato con conseguente ed effettivo incremento del carbonio stoccato nel suolo.
Questo rappresenta un valore aggiunto del biogas/biometano da cover crop di grandissimo peso ambientale ai fini del contenimento delle emissioni di CO2.

www.consorziobiogas.it

Illuminotronica area innovazione, per scoprire le soluzioni tecnologiche che cambieranno il nostro futuro. ILLUMINOTRONICA, in programma il 29-30 novembre e l’1 dicembre 2018 a BolognaFiere, è la fiera professionale italiana focalizzata sul nuovo mercato dell’integrazione.

Internet of Things e innovazione rappresentano i focus centrali della manifestazione che è promossa da Assodel, Associazione Distretti Elettronica Italia, per supportare il trasferimento tecnologico e le idee innovative in diversi ambiti applicativi (come building automation, smart lighting, smart city, domotica).

L’AREA INNOVAZIONE A ILLUMINOTRONICA
In un Paese in continua evoluzione è essenziale costruire contesti che facciano da palestre per le giovani generazioni che devono poter sviluppare, testare e realizzare le proprie idee. Da sempre attenta all’innovazione, ILLUMINOTRONICA 2018 ospita il FabLab di Padova: uno spazio di sperimentazione in cui progettisti, maker o semplici appassionati possano conoscere e toccare con mano gli strumenti giusti (come il 3D print) per dar vita alle idee, dalla progettazione alla prototipazione fino alla realizzazione finale.

INTERNET OF THINGS OPEN LAB
Gli oggetti IoT, interconnessi e pilotabili, sono sempre più numerosi e diffusi; ma in realtà solamente l’1% degli oggetti che fanno parte del nostro quotidiano sono collegati in rete. A ILLUMINOTRONICA sarà presente anche un vero e proprio Open Lab per imparare a progettare gli oggetti IoT, realizzarli utilizzando le più diffuse piattaforme hardware quali Raspberry e Arduino, e infine programmarli e integrarli via software. Un’area dove si potrà provare un reale ambiente IOT collegando sensori, dispositivi reali e simulati e altri oggetti in un vero ecosistema connesso.

LE START-UP PRESENTI
Inoltre, è previsto uno spazio dedicato alle giovani realtà italiane più innovative nell’ambito della domotica, dell’eHealth e, più in generale, dell’Internet of Things, selezionate dall’Assodel Foundation (il network di specialisti, incubatori, aziende e università creato da Assodel) in collaborazione con Backtowork24 e Aster innovazione attiva. Sarà quindi possibile per i visitatori incontrare startup ad alto contenuto innovativo e toccare con mano i progetti che potrebbero cambiare il nostro futuro.
LYM propone A-System, un sistema innovativo che consente di creare punti di alimentazione invisibili e integrati a parete. Un modo totalmente nuovo di interagire con l’illuminazione, in qualsiasi tipo di edificio.
Emberware presenta Vendia: una piattaforma digitale che, grazie all’integrazione di diversi servizi e dispositivi, migliora e ridefinisce l’esperienza d’acquisto dei consumatori nel mondo retail.
Hooro è una soluzione smart per raccogliere dati sul comportamento dei consumatori nel negozio fisico e, attraverso algoritmi predittivi e processi di machine learning, costruire modelli di customer journey.
Ioota ha creato Jarvis: un sistema intelligente che garantisce sicurezza ed efficienza a portata di click. Con una sola applicazione mobile, è possibile monitorare, controllare e automatizzare prodotti diversi, di marche differenti, senza problemi di orari o distanze.
Smart Domotics propone Smart-Dom, la soluzione per monitorare e gestire dal proprio device l’energia di ogni edificio, in modo da ottenere un concreto risparmio e un rendimento ottimale per il proprio business.

L’Assodel Foundation ha come principale obiettivo quello di supportare e promuovere le start-up innovative nel loro processo di crescita e di sviluppo.

BolognaFiere, dal 29 novembre al 1 dicembre

BYinnovation è Media Partner di Illuminotronica

www.illuminotronica.it

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Electricity Market Report 2018 dell’Energy&Strategy Group – School of Management Politecnico di Milano. L’evoluzione del mercato elettrico in Italia: avviate le prime sperimentazioni ma la barriera normativa e i costi ancora alti della tecnologia fanno da freno.

Energy communities, distretti commerciali e industriali dove prosumer e consumer si scambiano energia, aggregatori virtuali e sistemi di storage elettrico diffuso…
Se ne parla, è vero, ma niente di tutto questo ancora in Italia è reale: si sono avviate nel 2018 le prime sperimentazioni con risultati incoraggianti, approvate e sotto il controllo di ARERA, ma la strada è ancora lunga e tortuosa.

Proprio per provare a fare chiarezza sulla situazione reale delle sperimentazioni legate alle nuove configurazioni fisiche e virtuali che potranno operare sul mercato elettrico italiano è stato realizzato dall’Energy&Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano il secondo Electricity Market Report, presentato questa mattina.

Un Report complesso, perché si scontra con l’incertezza delle fonti e con la difficoltà di giungere a una visione condivisa dei risultati, e che tuttavia ha il pregio di mettere in luce come la questione normativa non sia l’unica da risolvere: la tecnologia infatti, che pure è pronta, è ancora troppo costosa e la prospettiva di operare sul mercato dei servizi da sola non è sufficiente a rendere convenienti gli investimenti. E questo è ancora più vero quando dalle configurazioni “virtuali” si passa a quelle “fisiche”, dove occorre replicare le infrastrutture.

“In nessuno dei casi studiati – conferma Vittorio Chiesa, Direttore dell’Energy&Strategy Group – lo sviluppo della tecnologia ha rappresentato un freno. Di contro invece tutti i casi sono bloccati dalla normativa vigente, che non permette la creazione di energy community, aggregazioni di unità di consumo e produzione diverse da quella one-to-one (un’unità di consumo e una di produzione per autoapprovvigionamento).
In più, la metà ha anche una forte barriera economica, trainata principalmente dagli alti costi degli impianti fotovoltaici di piccola taglia e dei sistemi di accumulo”.
“Il mercato elettrico è un sistema particolarmente articolato, sia per l’estrema diffusione e varietà ingegneristica delle infrastrutture, sia per la presenza di un sistema regolatorio molto delicato, giacché deve mantenere gli equilibri tra fonti e impieghi di un bene prezioso come l’energia – continua Chiesa –. Ciononostante è un sistema in continua evoluzione, dove sia le configurazioni fisiche sia quelle virtuali di aggregazione di infrastrutture hanno subito e subiranno profondi cambiamenti. Questo Report vuole appunto comprendere meglio come funzionano e che ritorni economici potenziali abbiano queste nuove configurazioni”.

Le configurazioni “virtuali” del mercato elettrico in Italia e i progetti pilota in corso
Il nuovo paradigma del mercato elettrico si lega al crescente utilizzo della generazione distribuita, in termini sia di capacità di offerta al mercato sia di flessibilità che gli operatori della rete possono utilizzare per il suo continuo bilanciamento. Nuovi concetti, come la “flessibilità” o lo “active demand response”, e nuovi player del mercato elettrico come gli “aggregatori” o “balancing service provider (BSP)” emergono da protagonisti nei più recenti modelli di business verso cui sta migrando la frontiera competitiva.
Recentemente anche l’Italia, mediante l’introduzione della delibera 300/2017 da parte dell’ARERA, ha avviato con Terna una serie di progetti pilota per permettere alla generazione distribuita di partecipare al mercato dei servizi di dispacciamento (MSD). Sono state quindi introdotte le Unità Virtuali Abilitate (UVA) e la nuova figura nodale dell’aggregatore, in qualità di abilitatore della partecipazione delle unità non rilevanti al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD).

Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento è sede di negoziazione delle offerte di vendita e di acquisto di servizi di dispacciamento, utilizzata da Terna per le risoluzioni delle congestioni intrazonali, per l’approvvigionamento della riserva e per il bilanciamento in tempo reale tra immissioni e prelievi; vi possono partecipare solo le unità abilitate.
Gli aggregatori, ossia i fornitori di servizi che su richiesta accorpano una pluralità di unità di consumo o di produzione e consumo per venderli o metterli all’asta in mercati organizzati dell’energia, possono permettere ai clienti finali di modulare i propri carichi elettrici e in questo modo di partecipare al mercato di dispacciamento, movimentando volumi sufficienti per accedere al MSD.

Sono quattro le possibili configurazioni “virtuali” nel nostro mercato elettrico.
– Le UVAC sono caratterizzate dalla presenza di sole unità di consumo (UC), cioè impianti per il consumo di energia elettrica connessi a una rete pubblica tali che il prelievo complessivo di energia sia utilizzato per un singolo impiego o finalità produttiva.
Il progetto pilota per questo tipo di aggregatore è stato approvato con delibera 372/2017. Fino a settembre 2018 sono stati abilitati 516 MW di UVAC e di questi, solo nel periodo giugno-settembre, sono stati contrattualizzati a termine 288 MW.
Da giugno 2017 ad aprile 2018 sono stati movimentati circa 700 MWh, di cui i ¾ correttamente forniti, in termini di riduzione di consumo o di immissione da parte degli impianti misti.
Analizzando i risultati delle UVAC e considerando il parere degli operatori di mercato si può affermare che il progetto pilota abbia avuto un inizio graduale, con percentuale di assegnazione che nel periodo 19 giugno 2017 – 30 settembre 2017 si aggirava intorno all’1%, mentre nello stesso periodo dell’anno successivo (18 giugno 2018 – 30 settembre 2018) ha raggiunto il 35,8%.
Nella media comunque la capacità assegnata per UVAC è piuttosto ridotta ed è inferiore al 10% della capacità disponibile.
Considerando gli operatori che hanno effettivamente partecipato alle UVAC e che hanno avuto almeno 1 MW di capacità assegnata vediamo una predominanza di Utility e Trader, a discapito di altri operatori del mercato quali le imprese, il che non stupisce perché le imprese vedono ancora il progetto pilota come un argomento “enigmatico” e di difficile comprensione.
– Le UVAP sono caratterizzate dalla presenza di sole unità di produzione (UP) non rilevanti (cioè con potenza complessiva dei gruppi di generazione associati inferiore a 10 MVA), inclusi i sistemi di accumulo. Il progetto pilota per questa tipologia di aggregatore è stato approvato con delibera 583/2017: è ufficialmente iniziato a novembre 2017 e ad oggi si hanno circa 100 MW già abilitati.
Si è avuta una quantità più limitata di unità abilitate perché si è optato per non mettere in campo la contrattualizzazione a termine e offrire una sorta di «push» iniziale.
Anche in questo caso sono stati movimentati circa 700 MWh nel periodo novembre 2017 – aprile 2018, con un’affidabilità di oltre il 75%.
Fotovoltaico ed eolico non sono risultati tra i partecipanti alle UVAP perché in genere non conveniente.
– Le UVAM sono caratterizzate dalla presenza sia di unità di produzione non rilevanti, inclusi i sistemi di accumulo, “stand alone” o abbinati a UP non rilevanti e/o a unità di consumo, sia di unità di consumo, incluse quelle che prestano il servizio di interrompibilità. È consentita anche l’aggregazione di POD che sottendono UP rilevanti, purché tali UP condividano il punto di connessione alla rete con almeno un’unità di consumo diversa dai servizi ausiliari d’impianto.
Il progetto pilota per questa tipologia di aggregatore è stato approvato con Delibera 422/2018 e si presuppone che possa effettivamente essere operativo tra la fine del 2018 e l’inizio del 2019.
Con l’abilitazione delle UVAM, UVAC e UVAP moriranno come progetti e andranno a confluire nelle UVAM stesse, come sotto-casi.
– Per le UVAN non vi sono progetti in corso.

Uno sguardo più ampio: i progetti di sviluppo a livello globale
Ma non solo in Italia, anche a livello globale la diffusione di queste configurazioni è da considerarsi ancora a livello embrionale: sono appena 197 nel mondo quelli che, seppur con caratteristiche leggermente diverse da quelli italiani, possono essere classificati come progetti di configurazioni elettriche fisiche, in particolare micro-reti, e “virtuali”. Più della metà sono in America (50,8%), seguono Asia (23,4%), Africa (10,7%), Europa (7,6%), Australia (6,6%) e Antartide (1%).
Sono già attivi 146 progetti (74%), mentre il restante 26% si suddivide tra la fase iniziale di progettazione (23%) e quella di costruzione (3%). Due terzi sono riconducibili alle configurazioni fisiche, ma ben 47, già operativi, sono configurazioni virtuali e rappresentano il 24% del campione. Il 61% è alimentato sia da energie rinnovabili sia da fonti tradizionali, mentre il 34% alimenta la rete solamente con energie rinnovabili. I pannelli fotovoltaici sono la tecnologia maggiormente utilizzata (63%), seguita da eolico (31%), idroelettrico (5%) e biomassa (1%). Il 56%, inoltre, a supporto degli impianti ha installato anche sistemi di accumulo.

Il modello Energy&Strategy di valutazione economica delle configurazioni elettriche in Italia
Una delle ragioni per cui i modelli di configurazione elettrica soprattutto virtuali non sono ancora diffusi è indubbiamente da ricercare nella sostenibilità economica. Con l’obiettivo di investigare più nel dettaglio questo tema si è costruito – con assunzioni basate sulle informazioni raccolte ed elaborate da Energy&Strategy – un modello teorico di valutazione della convenienza economica per l’utente energetico (opportunamente aggregato in community) e per l’eventuale “gestore” (virtuale o reale, esistente o costituito ad hoc) della community stessa.
Il modello teorico di valutazione è poi stato applicato a una serie di casi di studio rappresentativi delle possibili configurazioni utilizzabili nei comparti residenziale, commerciale e industriale. L’analisi è dettagliatamente esposta nel Report.
Soltanto in due casi – centro commerciale e distretto industriale – risulta conveniente la creazione di una community virtuale: in entrambi gli ambiti, infatti, gli utenti riescono ad avere una buona profittabilità sia se si affidano al gestore esistente sia se ne individuano uno ad hoc che effettui le offerte sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento e versi loro una percentuale dei ricavi.
Nel caso di condomini e distretti residenziali gli utenti vedono un business profittevole solamente nel momento in cui creano una energy community e non partecipano al MSD. Se decidessero infatti di affidarsi a un gestore che partecipa al mercato, questi non riuscirebbe a guadagnare abbastanza dalla transazione di elettricità per ripagare gli utenti della community. Inoltre, la configurazione fisica, per gli alti costi di rifacimento della rete elettrica, non permette a nessun soggetto (condominio, distretto residenziale e industriale, centro commerciale) di avere ritorni economici interessanti.

L’evoluzione tecnologica: i sistemi di storage al servizio delle configurazioni elettriche
Per i casi di studio che prevedono la partecipazione al MSD è stata considerata l’installazione di un sistema di accumulo, necessario per garantire la disponibilità di un margine di riserva.
L’analisi sulla composizione e l’andamento dei costi della tecnologia riprende due applicazioni decisamente differenti: un sistema di accumulo di piccola taglia in un condominio (10 kWh, con batterie al litio o al piombo-acido) confrontato con uno storage di taglia notevolmente maggiore (1.500 kWh, per il quale la scelta può ricadere su batterie al litio, al piombo-acido, al sale e al vanadio) installato in un distretto industriale.
Nel caso di studio “condominio” con storage elettrochimico al litio di taglia 10 kWh la batteria è il componente che sul prodotto finito ha un’incidenza maggiore in termini di costi (63-66%).
L’evoluzione tecnologica viene tuttavia in aiuto: alla già prevista caduta di prezzo del 25-30% al 2025 delle batterie al litio, nell’ambito residenziale, si aggiunge infatti un’ulteriore decrescita dell’8%-10%.

Inverter e BOS (Balance of System) rappresentano oggi rispettivamente il 14-19% e il 13-15% del costo complessivo della soluzione di storage elettrochimico al litio e mostrano un aggiornamento della caduta di prezzo moderato, nell’ordine del 5-9% e 5-7%.
Anche nel caso di studio “distretto industriale” con storage elettrochimico al litio di taglia 1.500 kWh la batteria rimane il componente che sul prodotto finito ha un’incidenza maggiore in termini di costi (75-85%), ma la tecnologia sta raggiungendo un sempre più elevato grado di maturità anche per taglie di accumulo maggiori, e dunque alla prevista caduta di prezzo delle batterie al litio del 39-44% al 2025 si aggiunge un ulteriore calo del 18%.
All’aumentare della taglia dello storage elettrochimico e della complessità di gestione del sistema, l’”aggregatore” deve servirsi di un più complesso sistema di controllo. Quello ad oggi utilizzato dai diversi operatori (non solo “aggregatori virtuali”) per controllare, ottimizzare le prestazioni del sistema di accumulo e di generazione, costituito da diversi strumenti informatici, è l’Energy Management System.

L’Energy Management System di fatto è il “cervello” della batteria, cioè la parte che le permette di interagire in varie modalità con diversi soggetti in base al contesto di utilizzo. Il valore aggiunto sull’intero sistema di immagazzinamento dell’energia, già oggi, si valuta in base al software di gestione che viene montato sulla parte classica della pura batteria.
Questi sistemi permettono alla batteria di erogare diverse tipologie di servizi grazie a specifici algoritmi che tengono conto di numerose variabili di contesto, come il prezzo dell’energia, il livello di produzione in loco, la carica della batteria, le previsioni metereologiche e quelle dei carichi elettrici, l’erogazione servizi ancillari, l’aggregazione con altri utenti.
Ad oggi la configurazione più diffusa è l’Energy Management System di “campo”, caratterizzato da un unico software per il controllo e la gestione di diverse batterie localizzate in un solo luogo, ma se si considera l’”aggregatore virtuale” appare evidente come il software di controllo da utilizzare debba invece essere un Energy Management System “da remoto”, dal momento che le utenze con il relativo impianto di produzione e accumulo sono disgiunte le une dalle altre.
Siccome però siamo ancora nella fase dei progetti pilota per le configurazioni virtuali, l’EMS “da remoto” mostra una diffusione ridotta.
Anche nel caso in cui le “configurazioni virtuali” si diffondano in Italia ed entrino definitivamente nel Codice di Rete rimane una criticità cui bisogna prestare attenzione: nel momento in cui si vuole creare una community in cui sono già presenti sistemi di accumulo, infatti, le batterie devono essere in grado di interagire fra loro, anche qualora utilizzino tecnologie e software differenti. Questo aspetto può causare elevati costi di aggregazione per uniformare il linguaggio tra EMS.
La fotografia degli operatori presenti sul mercato italiano che offrono soluzioni di storage elettrochimico mostra come gli Integrated Battery Producer dominino il mercato: i principali sono i “batteristi europei”, come per esempio ABB, che producono internamente le batterie e tutti i componenti aggiuntivi offrendo una soluzione “chiavi in mano”.

I System Integrator sono rappresentati principalmente da “inverteristi” che hanno interesse ad ampliare le loro offerte, spostandosi così dal mondo delle rinnovabili a quello dello storage, come Fronius, che non è un puro produttore di batterie ma offre soluzioni complete esternalizzando la prima parte della filiera. I Pure Battery Producer, soprattutto produttori cinesi come CATL, sono invece poco attivi.
Sul mercato italiano si trovano difficilmente anche gli operatori che offrono sistemi con anche il software di controllo avanzato (EMS): spiccano in questo campo NEC o Tesla, che possono essere definiti Full System Integrator e stanno iniziando anche in Italia ad offrire soluzioni di storage elettrochimico con la possibilità di controllo “da remoto”. Tra gli assenti in Italia vanno citati anche i Pure Software Provider, conseguenza del fatto che sono ancora pochi gli operatori che hanno fatto il salto verso la massima integrazione dell’offerta di sistemi storage.

Le prospettive delle nuove configurazioni per il mercato elettrico in Italia
Ma quali sono dunque ad oggi i fattori presenti sul mercato che limitano la realizzazione delle energy community? “In nessuno dei casi studiati la tecnologia si è rivelata una barriera – spiega Vittorio Chiesa -: gli impianti fotovoltaici e i sistemi di storage sono asset ormai consolidati e diffusi sul mercato, le offerte ‘a salire’ sul MSD sono limitate all’energia disponibile in sistemi di accumulo e la capacità sempre maggiore di effettuare previsioni sull’effettiva produzione oraria mitiga l’incertezza legata alla produzione da fonti aleatorie e non programmabili.
Anche i necessari sistemi di controllo e gestione, sia nelle loro componenti software che hardware, possono ritenersi affidabili e disponibili a costi non proibitivi, ancor più se si ragiona in ottica futura.

“Di contro invece – conclude il Direttore dell’E&S Group – tutti i casi di studio sono bloccati dalla normativa vigente che non permette la creazione di energy community, ossia di aggregazioni di unità di consumo e produzione diverse da quella one-to-one (un’unità di consumo e una di produzione per autoapprovvigionamento). Fanno eccezione solo i progetti pilota che però al momento non rientrano nel Codice di Rete. La metà dei casi di studio, in più, ha anche una forte barriera economica, trainata principalmente dagli alti costi degli impianti fotovoltaici di piccola taglia e dei sistemi di accumulo. La rapida decrescita del costo delle batterie, tuttavia, dovrebbe rendere conveniente l’investimento in futuro”.

La normativa dovrà necessariamente adeguarsi: il settore elettrico mostra infatti di evolversi verso nuovi paradigmi che prevedono una sempre maggiore diffusione dell’autoproduzione da impianti a fonte di energia rinnovabile e che coinvolgeranno tutti gli ambiti considerati (residenziale, commerciale, industriale), anche se alcune delle configurazioni ipotizzate potranno avere una diffusione più rapida grazie ad adeguamenti normativi plausibili. I casi relativi al condominio e al centro commerciale, in particolare, sono quelli per i quali si potrebbe assistere ad un aggiornamento della normativa in tempi brevi.
Questi soggetti, infatti, si prestano maggiormente alla creazione di “aggregati” dal momento che le unità di consumo sono circoscritte in un unico edifico e la creazione di una community può essere facilitata dall’omogeneità dei soggetti coinvolti.
Il cambiamento che ci si attende nel quadro regolatorio italiano è trainato dalle proposte europee, contenute nel Clean Energy Package, di favorire la formazione delle cosiddette Local Energy Communities, ossia aggregazioni di unità di consumo e di produzione volte al pieno soddisfacimento dei fabbisogni energetici: ciascun Paese dovrà adeguarsi e sviluppare propri programmi per elaborare le misure necessarie ad affrontare le tematiche relative ad autoconsumo, prosumer ed energy community, nonché adattare gli attuali schemi incentivanti.
Le simulazioni che includono la partecipazione del gestore al MSD presuppongono, inoltre, che sia effettuata l’apertura del mercato alle unità di produzione non rilevanti, come sperimentato nei progetti pilota di Terna. Qualora fosse consentito ai gestori delle community o agli aggregatori di effettuare offerte sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento si contribuirebbe con profitto alla gestione in sicurezza del Sistema Elettrico, messa altrimenti a rischio proprio dalla presenza di numerosi impianti di generazione distribuita non programmabili, il cui incremento risulta tuttavia necessario per il raggiungimento degli ambiziosi obiettivi contenuti nella SEN.

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