Category: Energia

Premio Transazione Energetica. La startup Zero3 ha ricevuto il “Premio innovazione Amica dell’Ambiente 2021 nella categoria Transazione energetica per il proprio brevetto “Gas Stabilizer”.

La startup romagnola Zero3 nella prestigiosa cornice del Design Museum ADI di Milano ha ricevuto il “Premio innovazione amica dell’ambiente 2021”, nella categoria Transazione energetica, l’ambito riconoscimento di Legambiente conferito alle innovazioni di prodotto, di processo, di servizio, tecnologiche, gestionali e sociali, che dimostrano di contribuire a significative riduzioni degli impatti ambientali (sei le categorie previste con 1 solo vincitore per categoria a livello nazionale).

Zero3 è stata premiata per “Gas stabilizer”, il proprio brevetto di un sistema innovativo di automazione della captazione del biogas, che ottimizza le prestazioni dei sistemi tradizionali incrementando: l’efficienza di estrazione, il recupero energetico, l’eliminazione dei cattivi odori, la riduzione dell’inquinamento ambientale, la prevenzione rischio incendio/esplosione.
Un sistema modulare e scomponibile, che permette il monitoraggio e il controllo in continuo e da remoto (allo stato attuale sono praticamente tutte operazioni che vengono svolte direttamente sugli impianti da un operatore) e in tempo reale, che può essere applicato a qualunque tipologia d’impianto collettore biogas, sia nuovo sia già esistente, e può essere installato in tutti gli impianti in cui avviene la produzione di biogas da più fonti, come ad esempio nelle discariche, negli impianti di trattamento anaerobico secco e semisecco, nei depuratori.

Alla premiazione sono intervenuti, tra gli altri, Stefano Ciafani, Presidente Nazionale di Legambiente ed esponenti del Politenico e dell’Università degli Studi di Milano, istituzioni tra i membri del comitato scientifico di valutazione del Premio. Assuntela Messina, Sottosegretaria di Stato al Ministero dell’Innovazione Tecnologica e Transizione Digitale, non potendo partecipare di persona ha inviato un video messaggio.

Hanno ritirato il Premio Marco Antonini e Francesca Sandrini, co-founder di Zero3, ingegneri con alle spalle oltre 20 anni d’esperienza, che hanno dichiarato: «Siamo contenti di questo importante riconoscimento perché crediamo nel nostro lavoro e crediamo che sia possibile e necessario salvaguardare il nostro pianeta e migliorane le condizioni per le generazioni che verranno. È molto gratificante che la più importante associazione ambientalista in Italia abbia riconosciuto la qualità e l’importanza del nostro lavoro! I rifiuti a matrice organica depositati oggi in discarica produrranno biogas almeno fino al 2050. Il biogas è una fonte di energia rinnovabile ma anche un gas GHG che contribuisce all’intensificazione dell’effetto serra. Pertanto più ne riusciamo a “catturare” e a mandare a recupero energetico, più sosteniamo l’ambiente. L’installazione di Gas Stabilizer presso una discarica italiana, rispetto ai tradizionali sistemi di captazione biogas ha realizzato un incremento medio complessivo dei volumi di biogas captato pari al 31,98% e permette di ridurre il Carbon Footprint di oltre 7.800 tonnellate in termini di CO2 equivalente ogni anno per ogni impianto da 1.000 kW di produzione di energia elettrica».

Inoltre, Zero3 ha ricevuto anche un premio speciale dal main partner Groupama Assicurazioni «per il significativo potenziale in termini di impatto ambientale che sposa il concetto di responsabilità sociale e ambientale in cui la nostra compagnia crede fermamente».

Zero3 è una startup innovativa nata nel 2018 in Romagna (la sede legale è a Faenza – RA e quella operativa a Cesena – FC) con l’obiettivo di progettare, realizzare, fornire e gestire impianti per il massimo recupero energetico e la massimizzazione dell’efficienza nella produzione di energia da fonti rinnovabili. Zero3 è licenziataria di brevetti che realizzano soluzioni tecniche e tecnologiche innovative e all’avanguardia in campo ambientale ed energetico.

Il “Premio innovazione amica dell’ambiente” è rivolto a start up e spin off, universitari o aziendali, e alle PMI innovative.
L’edizione 2021 ha voluto intercettare iniziative, interventi, piani, progetti che si muovano nella direzione del Sustainable Development Goal in accordo con l’Agenda 2030 delle Nazioni Unite.

www.zero3.cloud

Non sono green: nucleare, gas, allevamenti intensivi. La pubblicazione della proposta per la “tassonomia UE” con la possibile inclusione del gas fossile e del nucleare nell’elenco degli investimenti sostenibili, elaborata dalla Commissione UE, è attesa entro dicembre.
Gli Stati Membri e il Parlamento europeo avranno quindi quattro mesi per avanzare obiezioni sulla proposta della Commissione, che altrimenti sarà adottata.

«La tassonomia UE potrebbe essere uno strumento utile per contrastare le troppe iniziative di greenwashing a cui assistiamo. Ma purtroppo rischia di trasformarsi invece in un mostro pericoloso, perché il gas fossile e il nucleare non sono affatto green», commenta Ariadna Rodrigo della European Unit di Greenpeace.

Per il clima del pianeta, le emissioni fuggitive di metano, ampiamente sottostimate, rendono infatti il gas una fonte di energia fossile dannosa almeno quanto il carbone, se non addirittura peggiore.

Mentre l’industria nucleare, dopo settant’anni di promesse, è ancora ben lontana dagli obiettivi di innovazione e sicurezza che millanta, e non ha la minima idea di come risolvere il problema delle scorie, se non continuando a rinviare la questione e mantenendo in vita impianti sempre più obsoleti e pericolosi. È quel che accade in Francia dove, senza alcuna consultazione transfrontaliera, si intende prolungare di un altro decennio l’operatività di ben sedici vecchi reattori che distano meno di 200 chilometri dai confini italiani.

I piani della Commissione Europea di includere il gas fossile, il nucleare e gli allevamenti intensivi nella tassonomia sono stati oggetto di critiche severe anche da parte di alcuni Stati Membri, gruppi finanziari, agenzie dell’ONU e ambientalisti, nonché del Gruppo di esperti tecnici della stessa Commissione che aveva redatto le raccomandazioni iniziali della proposta.
Un nucleo di Paesi a favore del gas e del nucleare, guidato dalla Francia, ha però convinto la Presidente della Commissione europea, Ursula von der Leyen, a includere gas e nucleare nella tassonomia.

«In questo contesto spicca negativamente anche il ruolo dell’Italia, riassunto dalla posizione del ministro della Transizione Ecologica Roberto Cingolani che, a dispetto di ben due referendum nazionali, continua ad appoggiare l’introduzione del nucleare nella tassonomia UE e a promuovere l’impiego del gas fossile come soluzione alla crisi climatica: due follie dal punto di vista dei rischi e degli impatti ambientali», commenta Alessandro Giannì, direttore delle campagne di Greenpeace Italia.

www.greenpeace.org

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Italia 1.000.000 impianti FV, ma siamo molto lontani dal raggiungere gli obiettivi prefissati. Nel 2022 il fotovoltaico passerà la soglia dei 1.000 GWp a livello globale e nei quattro anni successivi più che raddoppierà, installando ulteriori 1.400 GWp. Nei prossimi cinque anni il 95% di tutta la nuova capacità elettrica arriverà da rinnovabili e più del 50% sarà rappresentata dal fotovoltaico. Il motivo di questi numeri è molto semplice: solare ed eolico sono le soluzioni più economiche a livello globale. Questi i dati annunciati da Paolo Frankl, Direttore Energie Rinnovabili di IEA all’apertura del Forum di ITALIA SOLARE, che ha visto ieri a Roma lo svolgimento della sua prima giornata.

L’Italia intanto raggiunge il traguardo del primo milione di impianti fotovoltaici, come annunciato dal presidente di ITALIA SOLARE, Paolo Rocco Viscontini. Una cifra tonda importante che però non deve ingannare: siamo ancora molto lontani dagli obiettivi. A fine 2021 raggiungeremo i 22,4 GWp totali, quasi un terzo della Germania che coi suoi quasi 60 GWp garantisce al sistema energetico tedesco un significativo vantaggio, in termini di costi dell’energia, a favore delle imprese tedesche rispetto a quelle italiane”.

Dal 2014 a oggi le nuove installazioni italiane, con una media annuale di meno di 500 MWp, continuano a essere insufficienti per ridurre efficacemente la dipendenza dal gas e quindi per evitare o limitare gli aumenti dei prezzi dell’energia. Un costo per le famiglie e le aziende italiane di cui bisognerebbe chiedere conto a tutti i governi che si sono succeduti dal 2014 a oggi, sempre troppo preoccupati di difendere gli interessi delle partecipate (quindi del gas) piuttosto che della collettività.
I dati parlano chiaro: mentre in Italia (60 milioni di abitanti) nel 2021 si installeranno 950-1000 MWp, in Ungheria (9,7 milioni) 750 MWp, in Belgio (11,5 milioni) 950 MWp, in Francia (64,3 milioni) 1900 MWp, in Polonia (38 milioni) 2.690 MWp, in Spagna (46,7 milioni) 3200 MWp, in Olanda (16,7 milioni) 3400 MWp, in Germania (83 milioni) 5400 MWp.

Eppure oggi il fotovoltaico è l’unica soluzione immediatamente disponibile e di lungo termine contro il caro bollette. Già in passato il solare ha dimostrato di contribuire in modo sostanziale alla riduzione dei prezzi dell’energia: tra il 2008 e il 2014 si è registrato un calo del 40% del prezzo dell’energia, “ senza contare che è anche la soluzione principe per risolvere la crisi climatica ed è la tecnologia che crea più occupazione: da 2 a 6 volte più posti di lavoro rispetto alle altre tecnologie di produzione elettrica”, aggiunge Paolo Rocco Viscontini.

Secondo ITALIA SOLARE, per raggiungere gli obiettivi di sviluppo del fotovoltaico al 2030 e oltre è necessario dare massima priorità alla definizione degli obiettivi regionali e delle aree idonee, tra le quali dovrebbero rientrare da subito aree industriali, cave, discariche e aree agricole abbandonate. “La tutela dell’ambiente e della salute non deve dipendere dalla tutela del paesaggio ”, ha detto Paolo Rocco Viscontini con riferimento ai continui stop autorizzativi causati dalle sovrintendenze, con danni giganteschi per tutti gli italiani e per il paesaggio stesso, che pagherà a caro prezzo (e in realtà già sta pagando) queste opposizioni, in termini di siccità e dissesti idrogeologici causati dai sempre più frequenti eventi climatici catastrofici.

Per le autorizzazioni, la semplificazione auspicata con la Procedura Abilitativa Semplificata (PAS) per impianti su terreni industriali, cave e discariche purtroppo non sta funzionando perché il MITE ha precisato che, per evitare rischi di artati frazionamenti, le linee di connessione devono seguire gli iter autorizzativi standard in presenza di vincoli (che come noto sono sempre presenti lungo le linee), anche in presenza di cavi interrati, nonostante le normative vigenti prevedano il contrario. Ancora una volta non si è stati capaci di semplificare per davvero. Si auspica che il MITE collabori con gli operatori prima di uscire con provvedimenti che alla fine risultano ottenere risultati opposti rispetto a quelli attesi e pure dichiarati.

Al Forum ITALIA SOLARE la discussione è tornata anche sul Capacity Market , ricordando che dall’1 gennaio 2022 causerà aumenti alle bollette degli italiani per 1,2 miliardi di euro nel solo 2022, per salire ulteriormente negli anni seguenti. Si potevano risparmiare importanti somme se le installazioni fotovoltaiche non fossero state così basse dal 2014 a oggi e se le previsioni di Terna avessero considerato i GWp fotovoltaici ed eolici previsti nel PNIEC con ben più GW di stoccaggi di quelli considerati attualmente nel PNIEC.

Rocco Viscontini ha infatti sottolineato che si sta probabilmente sottovalutando il potenziale degli accumuli per le nuove installazioni: il PNIEC prevede 10 GW al 2030 quando invece si potrebbero installare molte decine di GW visti i trend di crescita delle capacità produttive e di decrescita dei prezzi.
Risultato: una sovracapacità pressoché certa, con centrali a gas che tra pochi anni prenderanno importanti somme per non funzionare mai, con costi per gli italiani molto elevati.

Si è quindi ricordato che la transizione energetica, meglio definita dal Prof. Lorenzoni, uno dei relatori del Forum, “svolta” energetica, necessita di un’adeguata evoluzione del mercato per consentire una corretta e ampia partecipazione delle FER, degli accumuli e della domanda. Per questo occorre definire rapidamente e in modo chiaro i servizi ancillari che potranno essere forniti dai produttori di energia rinnovabile, prestando attenzione a evitare conflitti di interesse dei soggetti deputati a scrivere le regole o a fornire le informazioni utili a tutti gli operatori.

Altro tema che sta a cuore alle aziende iscritte a ITALIA SOLARE, ormai quasi 700, vista la costante crescita della base associativa, è la concorrenza, reputata sleale, delle aziende controllate dalle partecipate di Stato la cui forza, di immagine e finanziaria, si basa sulle concessioni. “I soldi delle partecipate provenienti dalle concessioni non possono essere utilizzati per fare concorrenza ad aziende private e per acquistare società terze in settori in concorrenza con aziende private” ha sottolineato Rocco Viscontini a nome dei numerosi soci di ITALIA SOLARE.

Infine è stato rimarcato che con le previsioni di crescita del fotovoltaico dei prossimi anni è senza dubbio arrivato il momento di tornare a pensare seriamente a una filiera industriale nazionale dei componenti per gli impianti fotovoltaici. Si teme però che i fondi del PNRR, che rappresentano senza dubbio una grande opportunità di sviluppo industriale, non siano spesi né correttamente né bene: “ Non piace leggere, già nel testo del PNRR stesso, i nomi di beneficiari di contributi pubblici senza trasparenza e chiarezza sui criteri di assegnazione dei relativi fondi. Chiediamo gare a evidenza pubblica per l’assegnazione dei fondi per le produzioni industriali”, ha concluso Rocco Viscontini.

ITALIA SOLARE è un’associazione di promozione sociale che sostiene 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, in particolare fotovoltaico. Promuove inoltre la loro integrazione con le smart grid, la mobilità elettrica e con le tecnologie per l’efficienza energetica per l’incremento delle prestazioni energetiche degli edifici.
“ITALIA SOLARE è l’unica associazione in Italia dedicata esclusivamente al fotovoltaico e alle integrazioni tecnologiche per la gestione intelligente dell’energia”.

ph. © Enrico Rainero

www.italiasolare.eu

Rifiuti urbani circular economy. In Italia il settore della gestione dei rifiuti urbani ha resistito bene alla pandemia: il 2020 ha visto investimenti in crescita, 538 milioni, +8,2% sul 2019, e numerose acquisizioni e alleanze, che hanno coinvolto nuovi player da altri mercati.
Cresce l’interesse verso i rifiuti speciali, che aumentano per quantità (+3,1%) e sono sempre più spesso gestiti anche da aziende attive negli urbani (una su quattro). E le classiche utility dei servizi di “nettezza urbana” cambiano perimetro: con l’acquisto di imprese industriali si allargano alle attività imprenditoriali del riciclo e dei materiali.
Sono alcuni dei dati salienti del Was Report 2021, presentato nel corso del convegno “Waste management e convergenze industriali. Il PNRR tra rifiuti urbani e speciali” da Alessandro Marangoni, ceo di Althesys e coordinatore del think tank Waste Strategy.

“È in atto nel settore un cambiamento che ne sta ridisegnando i confini” ha sottolineato Alessandro Marangoni. “La gestione dei rifiuti, tema sempre cruciale nel nostro Paese, sta arrivando a un livello di maturità nel recupero e valorizzazione dei materiali che attrae l’interesse di aziende impensabili fino a pochi anni fa. L’innovazione tecnologica e la convergenza tra settori diversi sarà spinta anche dai cospicui fondi del PNRR, dato che l’Italia è la nazione che assegna le maggiori risorse al waste management”.

Un settore dinamico
L’esame delle prime 240 imprese di gestione dei rifiuti urbani evidenzia un settore resiliente alla crisi, che nel 2020 ha realizzato 12,1 miliardi di valore della produzione, di cui 9,6 nella raccolta e trattamento (+1,9%) e 2,5 miliardi nella selezione e valorizzazione. Quest’ultimo segmento è quello che cresce maggiormente (+5%) e che è più interessato da integrazione verticale e orizzontale. Gli investimenti nella raccolta-trattamento crescono dell’8,2% da 497,7 a 538,5 milioni di euro.
Le grandi multiutility hanno effettuato il 65,3% degli investimenti nel 2020, contro il 50,4% del 2019.
Nel 2020 sono tornate a crescere le operazioni straordinarie, dopo un triennio in calo, con 21 transazioni, di cui 10 interessano il settore dei rifiuti speciali. Sono le grandi multiutility le protagoniste delle acquisizioni, soprattutto di imprese attive nel riciclo dei materiali.

L’innovazione accelera la convergenza industriale
Avanza la progressiva convergenza tra business diversi nell’ambito delle utility, con una crescente connessione tra energia, rifiuti e idrico, nonché tra rifiuti speciali e urbani, che sta rivoluzionando il settore. La ricerca di soluzioni innovative e tecnologie «disruptive» per gestire i rifiuti più difficili da riciclare apre le porte a nuovi player e mercati. Questa evoluzione rende meno netti i confini tra i business, avvicinando le varie fasi della filiera, rifiuti urbani e speciali, player e settori diversi.
Emergono, in ordine di tempo e di innovatività, alcune tendenze: integrazione a valle, in particolare nella valorizzazione e nel recupero e riciclo dei materiali provenienti dalla raccolta differenziata. In alcuni casi l’integrazione a valle non solo sta trasformando l’assetto della filiera, ma anche ridisegnando la fisionomia di alcune utility.
Convergenza tra business differenti e tra settori industriali diversi, come lo sviluppo nel trattamento della Forsu o delle plastiche di player energetici in ottica waste to energy o waste to fuel. Sviluppo di tecnologie innovative anche attraverso alleanze con player esterni al settore dei rifiuti, come, ad esempio, iniziative nelle soluzioni waste to chemicals.

Il comparto dei rifiuti speciali
L’evoluzione in corso tocca anche il mercato dei rifiuti speciali, che si sta progressivamente avvicinando a quello degli urbani. Crescita e maggiore redditività spingono varie utility a svilupparsi in questo settore: se gli urbani nel 2020 sono diminuiti in volume dell’1,6% sul 2019, gli speciali sono aumentati del 3,1%, sebbene molte aziende abbiano segnato un calo a causa dei lockdown.
Almeno un quarto delle Top 124 aziende degli urbani gestisce, in misura diversa, anche rifiuti speciali e nel 2020 hanno trattato 4,33 milioni di tonnellate di speciali a fronte di 8,59 milioni di urbani.
Le 50 maggiori imprese che gestiscono prevalentemente rifiuti speciali registrano un valore della produzione aggregato di 2,77 miliardi di euro. Larga parte dei mercati di questi rifiuti sono presidiati da aziende specializzate, in genere private e di dimensioni contenute. Alcune utility hanno acquistato imprese in questo comparto, a conferma dell’assottigliarsi dei confini tra i settori, con un crescente incrocio tra i vari segmenti di mercato e integrazione tra operatori differenti.

Una spinta agli investimenti e all’innovazione dal PNRR
Il PNRR italiano riconosce un ruolo chiave all’economia circolare, assegnando 59,47 miliardi di euro, di cui 2,1 miliardi per migliorare la capacità di gestione dei rifiuti. Se, a prima vista, queste risorse possono apparire limitate, in realtà sono significative, dato che gli investimenti annui effettuati dalle maggiori aziende dei rifiuti urbani analizzate dal WAS negli ultimi anni oscillano tra i 380 milioni di euro del 2017 e i 540 milioni del 2020.
Il confronto tra il PNRR italiano e quelli di Francia e Spagna evidenzia alcune differenze, sia in termini di risorse (maggiori in Italia) che di scelte rispetto alle varie forme di recupero, incluso l’energetico.
In conclusione, il WAS Report 2021 mostra un settore in rapido cambiamento, con un’accelerazione di alcune tendenze già evidenti negli anni passati: investimenti, aggregazioni e innovazione tecnologica stanno sfumando i confini tra i diversi mercati. Il brutto anatroccolo dell’industria del waste management si sta trasformando in uno dei più bei cigni dell’economia circolare.

Althesys è una società professionale indipendente specializzata nella consulenza strategica e nello sviluppo di conoscenza. Opera con competenze di eccellenza nei settori chiave di ambiente, energia, infrastrutture e utility, nei quali assiste imprese e istituzioni.

WAS – Waste Strategy è il think tank di Althesys che analizza la filiera produzione-consumo del waste management e del riciclo con un approccio integrato, che unisce la prospettiva aziendale e industriale a una visione di sistema. Lo scopo è fornire una visione unitaria e proporre strategie d’impresa e politiche di sistema che integrino i diversi aspetti: ambientali, sociali, industriali, economici, normativi e tecnologici.

www.althesys.com

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Hydrogen plan on energy prices. The EU’s hydrogen plan for transport goes beyond what is needed for hard to electrify sectors like shipping and aviation and risks driving up energy prices without additional renewables.

The EU’s plan to mandate green hydrogen in the EU energy mix by 2030 could drive up demand for electricity by almost one-fifth, new Transport & Environment (T&E) analysis shows. This would heap pressure on electricity demand at a time when energy prices are at an all time high. Any increase in hydrogen production is reckless without additional renewables, says T&E in a new paper.
The European energy grid is gradually decarbonising with more renewables and less fossil fuel coal and gas-powered electricity. But without additional renewables tied to hydrogen targets, the EU’s plan will likely result in renewables being diverted from the grid and undercut the emissions savings from electric vehicles by making the grid dirtier. With gas the most common marginal fuel to plug gaps, this strategy would be punishingly expensive with gas prices so high.

Geert Decock, electricity and energy manager at T&E, said: “The EU is playing a high risk hydrogen strategy. We do need hydrogen for ships and planes, but it is reckless to heap unnecessary pressure on wind and solar when clean electricity will be needed to power the growing number of electric cars and heat pumps for homes.”

As part of its ‘Fit for 55’ package, the European Commission put forward several proposals for boosting the use of renewable hydrogen. This includes a 2.6% target for renewable fuels of green hydrogen and e-fuels [1] to be used in transport as well as replacing 50% of grey hydrogen used in industry.

The analysis finds that the EU’s green hydrogen plan would increase demand for renewable electricity by almost one-fifth (17%) of overall electricity demand in 2030 – equivalent to adding the electricity consumption of France (500 TWh). In contrast just 6% of additional electricity would be needed to charge 30 million battery electric cars, trucks and buses.

While hydrogen is essential for decarbonising hard to electrify sectors like shipping and aviation, the target set by the Commission for hydrogen in transport is almost twice as high as what is needed for ships and planes during this period, says T&E. This would mean liquid e-fuels being used in combustion engine vehicles where you would need four times more renewable energy to power a hydrogen-powered car than a battery electric one. The group supports an ambitious but lower target of 1.6%.

Geert Decock concludes: “The EU must ensure that any hydrogen production is coupled with new renewable energy generation. Otherwise today’s high gas and electricity prices will feel like a bargain compared with what’s to come.”

[1] These targets are included in the Commission proposal for a review of the Renewable Energy Directive, which sets targets for so-called Renewable Fuels of Non-Biological Origin, aka RFNBOs. This umbrella term encompasses not only hydrogen in an electrolyser powered with renewable electricity, but all types of efuels: e-ammonia, e-methanol, but also synthetic hydrocarbons like e-kerosene, e-diesel or e-gasoline.

www.transportenvironment.org

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Electricity Market Report 2021 dell’Energy-Strategy Group – School of Management Politecnico di Milano. Mercato elettrico: elettrificazione dei consumi e diffusione delle rinnovabili in Italia crescono a ritmi insufficienti per gli obiettivi 2030
Le consistenti azioni di policy emanate a livello comunitario hanno ridato ottimismo agli operatori.

La diffusione delle energie rinnovabili, la riduzione del parco di generazione termoelettrica e l’elettrificazione dei consumi sono i tre fattori principali che hanno caratterizzato negli ultimi anni l’evoluzione del sistema elettrico in Italia, promuovendone la progressiva decarbonizzazione. Tuttavia, l’elettrificazione dei consumi (utilizzo del vettore elettrico invece di altri vettori energetici) e le installazioni di impianti a fonte rinnovabile crescono con tassi insufficienti per il raggiungimento degli obiettivi nazionali al 2030, benché gli scenari evolutivi e le politiche energetiche disegnino una prospettiva in ascesa, a partire dall’immatricolazione di 100.000 auto elettriche nei primi nove mesi del 2021, tanto da raddoppiare il parco circolante rispetto alla fine del 2020. A dirlo è l’Electricity Market Report dell’Energy&Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano.

La capacità installata di impianti a fonte rinnovabile in Italia supera oggi i 56 GW, grazie soprattutto al solare e all’eolico, viceversa quella termoelettrica si è gradualmente ridotta: circa 60 GW, rispetto ai 77 GW del 2012, per il 77% rappresentata da impianti alimentati a gas naturale e per il 17% da impianti a carbone, che dovranno essere dismessi nel corso dei prossimi 5 anni. Il tasso di elettrificazione dei consumi si è invece mantenuto pressoché costante a circa il 20% nell’ultimo decennio, anche se sono evidenti i cambiamenti nella copertura della domanda di energia elettrica, soprattutto osservando che l’incidenza degli impianti termoelettrici tradizionali si è ridotta dal 74% nel 2005 al 54% nel 2020, mentre le rinnovabili sono passate dal 14% al 38%. Inoltre, nel 2021 si è assistito a una crescita pressoché continua del prezzo dell’energia (nei primi nove mesi, +64,6% su base annua rispetto al 2019 e + 121,3% rispetto al 2020) dovuta all’aumento del costo del gas, che deve far riflettere sulla forte dipendenza dalle fonti fossili del mix di generazione italiano.

Le cifre insomma non sono esaltanti, tuttavia si respira un clima di fiducia
“Le consistenti azioni di policy emanate a livello comunitario tra la fine del 2020 e il 2021 per favorire una ripresa economica sostenibile (il «Green Deal», il «Next Generation EU», il «Fit for 55») hanno ridato slancio all’ottimismo degli operatori del settore sull’evoluzione del sistema elettrico italiano, ed energetico più in generale – commenta Simone Franzò, direttore dell’Osservatorio sull’Electricity Market dell’E&S Group – Questo scenario promettente, grazie a obiettivi di decarbonizzazione sempre più ambiziosi e disponibilità finanziarie ingenti, si scontra però con dinamiche di mercato asfittiche, come l’andamento delle installazioni di impianti alimentati da fonti rinnovabili, e con elementi perturbativi che potrebbero rallentare il ritmo di evoluzione del sistema elettrico, come l’impennata dei prezzi dell’energia”.

Dalle evidenze contenute nel rapporto, suffragate come sempre da un fitto confronto con gli operatori del settore, emerge uno scenario complessivamente positivo grazie ai progressi sia di natura normativo-regolatoria che di mercato (ad esempio, le novità nell’apertura del Mercato dei Servizi di Dispacciamento e l’introduzione delle configurazioni di autoconsumo collettivo e di Energy Community), ma restano dei nodi da risolvere.

“La nota positiva – conclude Franzò – è rappresentata dalla comunione di intenti tra i vari attori e stakeholder del mondo energy, per sperimentare nuove soluzioni in un settore che giocherà un ruolo da protagonista nella lotta ai cambiamenti climatici. È su questo spirito collaborativo e proattivo che si deve fare leva per organizzare un percorso in grado di coniugare obiettivi complessi e una roadmap credibile. Anche gli investimenti contenuti nel PNRR, per lo sviluppo del parco rinnovabile e di una rete di distribuzione resiliente, digitale e flessibile, remano nella stessa direzione”.

Il sistema elettrico infatti sta attraversando una repentina evoluzione in seguito all’effetto delle politiche di decarbonizzazione, tuttavia il raggiungimento della neutralità climatica al 2050 (e la riduzione delle emissioni di gas serra per il 2030 del 55% rispetto ai livelli del 1990, come delineato nel pacchetto Fit for 55) richiede un’importante accelerazione rispetto ai tassi registrati negli ultimi anni: al 2030 le fonti rinnovabili dovrebbero coprire il 40% del mix energetico europeo, l’efficienza energetica sul consumo di energia finale dovrebbe salire al 36% (e al 39% quella sul consumo di energia primaria), ogni anno andrebbe riqualificato almeno il 3% della superficie complessiva degli edifici pubblici e le emissioni delle nuove auto andrebbero ridotte del 55% rispetto ai livelli del 2021, per poi diventare il 100% entro il 2035, quando sarà vietata la vendita di nuove auto termiche.

Il Report tratta in particolare due temi
L’apertura del Mercato dei Servizi di Dispacciamento (e la definizione di nuovi servizi ancillari) e le Energy community, nuovi paradigmi di generazione e consumo di energia introdotti da due direttive comunitarie e in via di recepimento nel quadro normativo nazionale, che potranno abilitare una più ampia diffusione delle fonti rinnovabili e rappresentare un volano per investimenti complementari di efficienza energetica e a supporto della mobilità elettrica e della fornitura di servizi ancillari.

Il processo di apertura del MSD: le Unità Virtuali
A febbraio 2021 sono state approvate le proposte di modifica al Regolamento sulle modalità per la creazione, qualificazione e gestione di UVAM sul Mercato dei servizi di dispacciamento, tra cui l’introduzione del test di affidabilità, che ha incontrato il favore degli operatori perché in grado di far emergere le risorse dotate di flessibilità reale a discapito di quelle che sarebbero in difficoltà nell’assolvere correttamente gli ordini di dispacciamento ricevuti. Inoltre, con l’approvazione della nuova Procedura per l’approvvigionamento a termine, dal 1° maggio 2021 le aste si svolgono secondo nuove regole. I risultati delle aste mostrano che, anche con il nuovo regolamento, vi è una saturazione quasi totale dei contingenti nelle due Aree di assegnazione, peraltro con primi medi assegnati notevolmente inferiori alle basi d’asta.
A inizio agosto 2021 vi erano 272 UVAM abilitate (173 con contrattualizzazione a termine), il 10,6% in più rispetto alle 246 di luglio 2020. Il 61% delle UVAM è composto da un unico POD, in linea con lo scorso anno, il 18% da 2 POD (50 in tutto), ma si assiste alle prime abilitazioni di UVAM con un ampio numero di POD aggregati: 4 ne hanno tra 10 e 100, e 3 più di 100 (riferite in particolare a impianti di storage elettrochimico, 765 in totale, abbinati a impianti fotovoltaici in ambito domestico). Complessivamente, il numero di POD coinvolti è di 1274, quasi il triplo rispetto a luglio 2020.
Per quanto riguarda invece l’operatività delle UVAM, da settembre 2020 a luglio 2021 sono stati inviati da Terna 599 ordini di dispacciamento a salire per oltre 6.850 MWh che hanno interessato 184 UVAM di titolarità di 27 diversi BSP, caratterizzati da una quantità media di circa 11,5 MWh e una massima di 73 MWh. Dai dati emerge come, anche escludendo le chiamate a scopo di test, vi sia un forte incremento delle attivazioni che ci si augura possa continuare: nell’82% dei casi l’ordine di dispacciamento è stato eseguito fornendo almeno il 70% della quantità accettata, mentre si sono verificati circa 695 MWh di inadempimenti, pari al 12% delle quantità accettate.
Sono state effettuate, infine, una serie di analisi sulla sostenibilità economica delle UVAM alla luce della revisione del Regolamento e delle procedure di approvvigionamento a termine: le analisi mostrano che l’accesso al corrispettivo fisso ottenuto grazie alla partecipazione alle aste di approvvigionamento a termine consente al BSP di raggiungere buoni risultati economici (tanto più se riesce a formare un portafoglio di grandi dimensioni gestendo un elevato numero di risorse di flessibilità) e che i risultati sono positivi anche per i titolari degli impianti.

Le Energy Community alla prova del recepimento delle direttive europee
Nel 2020 è stata avviata in Italia la fase pilota di recepimento della Renewable Energy Directive 2018/2001 (RED II), introducendo per la prima volta nella legislazione italiana le definizioni di «Autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente» e di «Comunità di Energia Rinnovabile» (REC). Nel Rapporto si analizza un campione di casi reali di comunità energetiche e gruppi di autoconsumatori collettivi nati in Italia nel corso degli ultimi mesi.
Nel complesso sono state valutate 33 iniziative – 21 comunità energetiche rinnovabili e 12 gruppi di autoconsumo collettivo – caratterizzate da una potenza media degli impianti di produzione di circa 32 kW per autoconsumo collettivo e di circa 48 kW per comunità energetiche rinnovabili. L’adozione di solare fotovoltaico come fonte di produzione di energia elettrica è predominante (96%) e compaiono nel 37% dei casi delle tecnologie a supporto, come i sistemi di misura e monitoraggio che registrano i consumi elettrici di ciascuna utenza. Inoltre, le infrastrutture per la ricarica dei veicoli elettrici e sistemi di accumulo (batterie) compaiono rispettivamente nel 15% e nel 30% dei casi identificati.

Sono emersi tre cluster principali che si stanno sviluppando nel mercato delle comunità energetiche: il Cluster 1 (“Enti pubblici e terzo settore”) è il più diffuso e si basa sulla relazione diretta tra cittadini ed ente pubblico locale, che funge da catalizzatore dell’iniziativa, e sulla possibilità di beneficiare di finanziamenti a fondo perduto o agevolati. Queste iniziative nascono per mitigare la povertà energetica e generare valore economico sul territorio, e sono anche un possibile strumento di riqualificazione di edilizia popolare. Gli impianti vengono posizionati su edifici pubblici e connessi fisicamente alle utenze dell’ente. Il cluster è caratterizzato da limitate competenze tecniche ed energetiche e da una significativa burocraticità che rende poco scalabile il modello.

Nel Cluster 2 (“Player energetico”) l’iniziativa nasce invece da un player del settore energy che spesso coinvolge il Comune locale per sfruttare la sua conoscenza del territorio e il contatto diretto con i cittadini. Gli impianti possono essere posti su edifici messi a disposizione dal Comune o da privati e PMI: nel primo caso, l’investimento è effettuato in toto dal player energetico, mentre nel secondo partecipano cittadini e PMI. Le competenze tecniche sono assicurate dal player energetico, la cui presenza può favorire la scalabilità delle iniziative se in grado di trovare un assetto sostenibile da un punto di vista tecnico e finanziario.

Infine, nel Cluster 3 (“Privati cittadini”) l’investimento è sostenuto in toto da cittadini e PMI, che possono sfruttare detrazioni fiscali e finanziamenti bancari. Questa casistica è teoricamente la meno articolata, visto il numero limitato di attori in gioco, ed è caratterizzata dalla suddivisione dei benefici economici tra i soli membri dell’aggregato. Nonostante ciò, ad oggi risulta essere la configurazione meno diffusa, perché richiede che cittadini e PMI accettino di sostenere la totalità dell’investimento e sappiano valutarla opportunamente.
Per quanto riguarda invece l’autoconsumo collettivo, sono emersi due cluster principali in cui l’impianto di produzione di energia da fonte rinnovabile è sempre installato su un edificio residenziale o di imprese ed è collegato fisicamente alle utenze comuni dell’edificio stesso nel caso di condominio. Le iniziative sono principalmente finanziate attraverso la cessione del credito associato a detrazioni fiscali e si riscontra una contestuale implementazione di interventi di efficientamento energetico dell’edificio.

Nel Cluster 1 (“Enti pubblici e terzo settore”) l’iniziativa nasce da enti pubblici o cooperative senza scopo di lucro che fungono da catalizzatori, demandando ai membri dell’aggregato il finanziamento delle iniziative stesse, per mitigare la povertà energetica sul territorio e garantire gli strumenti necessari per favorire la diffusione di risorse rinnovabili.
Viceversa, il Cluster 2 (“Player energetico”) è caratterizzato dalla presenza di un player industriale che ha le conoscenze tecniche e la capacità finanziaria per promuovere lo sviluppo di iniziative di autoconsumo collettivo, ad esempio un’impresa edile che costruisce nuove unità abitative o ristruttura edifici preesistenti: l’investimento è sostenuto dai condomini, che accedono alle detrazioni fiscali e implementano interventi per l’efficientamento degli edifici. Questa configurazione è oggi la più diffusa.
Le risultanze economiche che emergono dai business case analizzati sono interessanti, soprattutto per i player energy, perché non si esauriscono con l’investimento in nuovi impianti di generazione rinnovabili diffusi e con la rinnovata spinta sul mercato residenziale, fermo da anni ai soli utenti che vivono in edifici monofamiliari: oltre a consumare, accumulare e vendere l’energia autoprodotta, questi nuovi soggetti possono offrire servizi ancillari e di flessibilità, sfruttare altre forme di energia da fonti rinnovabili finalizzate all’utilizzo da parte dei membri, promuovere interventi integrati di domotica ed efficienza energetica, offrire la ricarica dei veicoli elettrici, assumere il ruolo di società di vendita al dettaglio, ed infine, solo per le Comunità Energetiche di Cittadini, distribuire e fornire energia elettrica ed essere aggregatore.

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Hydrogen Innovation Report 2021. Energy-Strategy Group, School of Management Politecnico di Milano ha presentato l’Hydrogen Innovation Report 2021, prima edizione.

È urgente che l’Italia definisca la propria strategia nazionale per l’idrogeno, indicando con precisione gli obiettivi che intende raggiungere e i percorsi per traguardarli, nella scia della Strategia Europea e come già fatto dai principali Paesi membri. E per ottimizzare lo sviluppo del mercato, che al momento si può definire “primordiale”, è necessario creare nuovi sistemi di incentivazione, sia per i produttori che per gli utilizzatori finali, e avviare progetti pilota per valutare in concreto le differenti opzioni sia dal punto di vista della produzione che del trasporto, che dell’uso dell’idrogeno.

Senza dimenticare di riprendere con decisione gli investimenti nelle energie rinnovabili alla base della produzione di idrogeno verde, l’unica che rispetti appieno il livello di emissioni consentite dalla normativa europea.

È la conclusione a cui giunge l’Hydrogen Innovation Report 2021, il primo che l’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano dedica alla produzione di idrogeno dal punto di vista delle tecnologie, delle emissioni di CO2, dei modelli di business e della loro sostenibilità economica, tema di grande attualità che si inserisce nell’ampio dibattito sulla necessità di accelerare in tutto il mondo il processo di neutralità carbonica.

“Gli obiettivi per il settore dell’idrogeno dovrebbero essere integrati nella roadmap di decarbonizzazione prevista dal Fit for 55 – spiega Davide Chiaroni, vicedirettore dell’E&S Group – così da pianificare lo sviluppo aggregato delle fonti di energia rinnovabile necessario a raggiungere questi risultati. Senza l’ottimizzazione degli iter autorizzativi per permettere una crescita vera delle rinnovabili, in Italia non sarà possibile sviluppare un mercato dell’idrogeno ‘pulito’. Una nota decisamente positiva, però, viene dagli importanti investimenti stanziati all’interno del Piano nazionale di ripresa e resilienza: 3,7 miliardi di euro, di cui 2 per l’uso di idrogeno in settori difficili da decarbonizzare”.

L’idrogeno è l’elemento chimico più diffuso nell’Universo e sulla Terra
Tuttavia, quando se ne parla nel contesto energetico si intende in realtà la molecola di idrogeno H2, assai rara in atmosfera e in grado di produrre energia (termica mediante combustione o elettrica mediante elettrolisi) in maniera pulita senza emissione di anidride carbonica. Essendo rara, tale molecola va prodotta e questo consuma a sua volta energia: il bilancio tra le emissioni di CO2 durante la produzione e i costi complessivi di generazione, trasporto e stoccaggio è alla base dell’intero ruolo dell’idrogeno nella transizione energetica.
Oggi, la quasi totalità dell’idrogeno prodotto (marrone o grigio) ha un forte e negativo impatto sull’ambiente ma costa poco: soltanto lo 0,7% è idrogeno blu o, meglio ancora, verde, derivati da processi assai più costosi ma poco o per nulla inquinanti.

La Strategia Europea per l’idrogeno, rilasciata dalla Comunità Europea nel luglio 2020, vuole essere uno dei cardini della completa decarbonizzazione dell’economia e del raggiungimento degli obiettivi di neutralità climatica al 2050: entro il 2030 si prevede di investire tra i 320 e i 458 miliardi di euro, di cui 220-340 miliardi per aumentare la produzione di energia fotovoltaica ed eolica necessaria all’idrogeno verde, e di installare 40 GW di capacità di elettrolizzatori (attualmente siamo a meno di 1) più altri 40 GW nel vicino medio-oriente, così da raggiungere nel 2050 i 500 GW di capacità installata.
L’utilizzo dell’idrogeno nei consumi finali dovrebbe passare dall’attuale 2% fino al 14%, coinvolgendo non solo l’industria chimica e di raffinazione, ma anche quella siderurgica, il trasporto pesante via terra, marittimo e aereo, il riscaldamento urbano e industriale.
Tuttavia, ad oggi permangono una serie di importanti ostacoli, alcuni generati dalla stessa normativa europea: i vincoli posti dalla RED II sulle emissioni di CO2 consentite per l’idrogeno pulito, ad esempio, non permettono l’adozione dell’idrogeno blu, in attesa di adottare il più ecologico idrogeno verde.

La Strategia Europea è stata seguita da quelle dei principali Paesi membri, tra cui Germania, Francia e Spagna.
In Italia, invece, al momento sono disponibili solo le Linee guida della strategia italiana per l’idrogeno emesse dal Ministero dello Sviluppo economico lo scorso novembre, che fissano l’obiettivo di 5 GW di capacità di elettrolizzatori nel 2030 e indicano investimenti per circa 10 miliardi, di cui 5-7 per la produzione di H2 (ma non per lo sviluppo di impianti di rinnovabili alla base del processo per l’idrogeno verde), 2-3 per la realizzazione di infrastrutture e 1 per la ricerca. Cifre non dissimili da quelle di Germania, Francia e Spagna.

L’energia rinnovabile di cui disporrà l’Italia al 2030 è in linea con questi obiettivi?
Per rispondere alla domanda, l’E&S Group ha sviluppato due scenari: nel primo, si considera quanta elettricità da rinnovabili in più sia necessaria per coprire la differenza tra gli attuali consumi di idrogeno e quelli in programma al 2030 (i 5 GW previsti di elettrolizzatori saranno chiamati a produrre 0,2 Mton di H2 all’anno), nel secondo invece si valuta quanta ne occorrerebbe anche per sostituire il 50% di idrogeno non «green» (più del doppio, 0,45 Mton di H2 /anno). Ebbene, se nel primo scenario la capacità prevista di elettrolizzatori e una generazione di rinnovabile aggiuntiva di 7,5 GW sarebbero sufficienti, nel secondo caso assolutamente no.

Le tecnologie di produzione dell’idrogeno
Attualmente, quasi tutte le molecole di idrogeno prodotte hanno un forte e negativo impatto sull’ambiente: il 99,3% delle circa 73 Mton H2 complessive, infatti, deriva dal trattamento a vapore del metano (Steam Methane Reforming, SMR) o da gassificazione del carbone (idrogeno grigio o marrone) e immette in atmosfera circa 9-10 tonCO2/tonH2 nel primo caso o peggio 18-20 tonCO2/tonH2 nel secondo. L’idrogeno così prodotto alimenta l’industria chimica e di raffinazione e comporta costi bassi, rispettivamente 1-2 $/kgH2 per lo SMR e 1-1,5 $/kgH2 per la gassificazione.
Il tema centrale sta tutto qui: come produrre idrogeno non solo per questi settori, ma anche per il trasporto pesante, il riscaldamento urbano o la decarbonizzazione di altri processi industriali, ad esempio la siderurgia, a costi competitivi con gli attuali ma senza emissioni di CO2 in atmosfera. I due processi coinvolti oggi in questa sfida riguardano la produzione di idrogeno blu e quella di idrogeno verde, in base ai colori definiti per distinguerli partendo dalla fonte energetica utilizzata e dalle relative emissioni di CO2 in atmosfera.

Il Report analizza le tecnologie di produzione di idrogeno “marrone”, “grigio”, “blu” e “verde (e “giallo”, che si ottiene come il verde ma usando energia elettrica dalla rete).
L’idrogeno blu deriva dal trattamento a vapore del metano (SMR) o, più raramente, da gassificazione abbinata a tecniche di cattura della CO2 emessa: esistono vari impianti pilota a livello industriale che, con approcci diversi, hanno dimostrato la possibilità di arrivare a un costo complessivo di produzione di 2-2,5 $/kg H2 ma con una soglia di emissioni di circa 5 ton CO2/ton H2, maggiori delle 3 stabilite dalla RED II a livello europeo per parlare di idrogeno “pulito”.
La produzione di idrogeno verde, mediante elettrolisi dell’acqua ottenuta usando elettricità da fonti rinnovabili, è l’unica tecnologia presente sul mercato in grado di rispettare appieno i limiti di emissioni imposte dalla RED II ed è quindi il pilastro su cui ruota tutta la Strategia europea dell’idrogeno: consiste nell’alimentare mediante elettricità “pulita” una serie di celle elettrolitiche in serie, denominate stack, che consumano acqua e producono idrogeno e ossigeno. L’elettrolizzatore è costituito dagli stack e dai sistemi di alimentazione elettrica, di pompaggio e trattamento dell’acqua, di trattamento dell’idrogeno e di controllo di tutto l’impianto. Per queste tecnologie il margine di riduzione dei costi è molto ampio, in particolare con la crescita dell’industrializzazione dei processi e le economie di scala, ma – come si è visto in questi mesi – molto dipenderà anche dai prezzi che assumeranno i materiali più scarsi o prodotti in limitate aree geografiche.

Vi sono diversi tipi di elettrolizzatori
Alcuni sono già sul mercato e altri in fase di sviluppo: gli elettrolizzatori alcalini (AEL) sono utilizzati già da molti anni in alcuni comparti industriali come la produzione del cloro-soda e hanno dimostrato una notevole affidabilità, funzionano per 60.000-100.000 ore e utilizzano materie prime non costose, ma non possono operare a bassi carichi e hanno un elevato footprint; in alternativa, gli elettrolizzatori a membrana polimerica (PEM) hanno un design molto più compatto, possono essere operativi a bassi e alti carichi e hanno una vita utile sufficientemente elevata, attorno alle 50.000-80.000 ore, ma richiedono materiali molto costosi come platino e iridio per i catalizzatori.
L’iridio in particolare, l’elemento chimico meno presente sulla crosta terrestre, si teme possa diventare un collo di bottiglia: oggi il suo costo è salito del 400% rispetto al 2015-2020 proprio per l’importanza che ricopre nella produzione dell’idrogeno. Entrambi questi elettrolizzatori operano a bassa temperatura, attorno ai 70-80 gradi, e risentono di una efficienza non molto elevata, circa 60 kWh per kg di H2. L’elettrolizzatore a ossidi solidi (SOEC) opera invece ad alta temperatura, 700 gradi, con una maggiore efficienza di produzione dell’idrogeno – e questo è interessante in particolare per quei settori che hanno vapore ad alta temperatura all’interno dei loro processi – ma risente ancora di un livello di maturità tecnologica relativamente basso.

*Si considera l’intero processo e si ipotizza l’uso di combustibili fossili per alimentare le fasi di Carbon Capture e Storage

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Green Thermal Energy Storage. L’espansione delle fonti di energia rinnovabile richiede una fornitura di energia stabile e indipendente dalle condizioni metereologiche.

Il nuovo sistema MGTES – Magaldi Green Thermal Energy Storage risponde a questa esigenza grazie a un innovativo sistema di accumulo a impatto zero in grado di catturare l’energia in eccesso e di rilasciarla al bisogno.

Appena presentato al Wetex di Dubai, la più importante manifestazione fieristica degli Emirati Arabi Uniti dedicata alla filiera delle tecnologie ambientali e delle energie rinnovabili, tenuta quest’anno dal 5 al 7 ottobre, il nuovo sistema MGTES – Magaldi Green Thermal Energy Storage risponde all’esigenza di attenuare e superare la natura intermittente e non programmabile degli impianti eolici e solari. L’innovativo sistema di accumulo energetico nasce da una tecnologia totalmente italiana brevettata Magaldi Green Energy, startup di Magaldi Power, leader mondiale negli impianti per il trasporto di materiali ad altissime temperature.

RINNOVABILI, COSÌ RETI PIÙ STABILI ED EFFICENTI
Il sistema MGTES – Magaldi Green Thermal Energy Storage acquisisce l’energia prodotta in eccesso da un impianto solare o eolico, riesce a conservarla anche per settimane riducendone al massimo gli effetti di dispersione, e ne permette il rilascio nei momenti “critici”, quando il sole e il vento non sono disponibili, per un intervallo compreso tra le 4 e le 10 ore (Long Duration Energy Storage). In questo modo il sistema permette di immagazzinare energia quando è a basso costo e di rilasciarla quando invece scarseggia, bilanciando lo squilibrio esistente tra la domanda e l’offerta e contribuendo a stabilizzare la rete.

UN LETTO DI SABBIA CHE CATTURA ENERGIA
Il sistema MGTES – Magaldi Green Thermal Energy Storage sviluppa una tecnologia di accumulo basata su un letto di sabbia fluidizzato (Energy from the sand), alimentato esclusivamente da energie rinnovabili e radiazione solare. L’energia proveniente dall’esterno del sistema viene diretta nel serbatoio di accumulo contenente un letto fluidizzato di sabbia silicea, all’interno del quale viene conservata l’energia per poter poi essere restituita quando richiesto.
Il letto di sabbia alla base del processo di immagazzinamento energetico è ad alta diffusività termica e può raggiungere temperature operative fino a 1000 C°, garantendo così in modo sostenibile flessibilità e continuità alla rete elettrica.
Il sistema di fluidizzazione della sabbia presenta notevoli vantaggi: grandi capacità di accumulo termico (fino all’ordine dei GWh); elevata efficienza termica; tempi di risposta rapidi; nessun impatto ambientale grazie all’impiego di materiali naturali.

MGTES – Magaldi Green Thermal Energy Storage ha raggiunto un’elevata maturità tecnologica (TRL7), con oltre 10.000 ore di generazione di produzione di energia termica. Attualmente è in fase di costruzione avanzata il primo modulo industriale.

“Il processo di transizione energetica ha bisogno di soluzioni concrete, efficaci e accessibili. La tecnologia di storage che abbiamo presentato in anteprima qui a Dubai permette accumulare e produrre calore ed elettricità verde, utilizzando solo materiali riciclabili 100% come acciaio e sabbia. Si tratta di una svolta importante per il mercato globale delle rinnovabili basata su tecnologia interamente italiana”, afferma Letizia Magaldi, Executive Vice-President Corporate Development di Magaldi Green Energy.

Quando la penetrazione di energie rinnovabili supererà il 50% dell’energia elettrica annuale prodotta, l’esigenza di storage avrà una crescita esponenziale. “La nostra tecnologia – aggiunge Letizia Magaldi – costituisce un elemento essenziale per la maggiore flessibilità del sistema elettrico e per il raggiungimento dei target di decarbonizzazione”.

MAGALDI GREEN ENERGY
Magaldi Green Energy (MGE) nasce per sviluppare a livello industriale tecnologie innovative nel campo della generazione e dell’accumulo di energia rinnovabile Focalizzata sulla ricerca, sviluppo e commercializzazione di tecnologie di generazione e storage di energia rinnovabile, Magaldi Green Energy è una startup di Magaldi Power, leader mondiale negli impianti per il trasporto di materiali ad altissima temperatura. Grazie a una spinta attività di ricerca, innovazione e brevettazione, la missione di MGE è contribuire alla decarbonizzazione del settore industriale, alla flessibilizzazione delle reti e alla elettrificazione dei consumi basati su energie rinnovabili.

MGE, NUOVA SEDE A DUBAI
La partecipazione di MGE al Wetex è l’occasione per inaugurare Magaldi Green Energy Middle East con sede a Dubai, negli Emirati Arabi Uniti. General Manager della distaccata è Massimiliano Masi, già CFO di Edison e CEO di Edipower, Partner&Associate Director presso il Boston Consulting Group. Masi è anche Chairman Advisory Board di MGE. L’apertura di Magaldi Green Energy Middle East consente all’azienda di presidiare i mercati degli Emirati Arabi Uniti (EAU), dell’Arabia Saudita, dell’Oman, Qatar, Kuwait e degli altri paesi della Gulf Cooperation Council (GCC).

“In questa area – spiega Massimiliano Masisi svilupperà presto una grande rivoluzione Green. Riteniamo che l’accumulo termico possa svilupparsi e diventare parte integrante dei grandi progetti ad energia rinnovabile del Middle East. In questo quadro la nostra tecnologia basata sulla sabbia, si interfaccia naturalmente con le grandi quantità di energia solare che saranno prodotte e offrirà molteplici applicazioni sia in campo termico che per le reti elettriche”.

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Out of gas: renewable heating affordable for all in EU. The answer to soaring gas prices lies in renewable heating, a technology that is ready to replace gas boilers but only affordable in 8 EU countries. To enable consumers to overcome the upfront cost for switching to clean heating, EU governments will need to increase subsidies by €70 billion, a new Coolproducts study reveals.

The switch from gas boilers to renewable heating solutions is still out of reach for many European households.
Households willing to install renewable-sourced heating face a common problem. In general, the upfront cost of installing a heat pump is much higher than a gas boiler, but heat pumps are three times more energy efficient. After some years, the upfront cost of a new heat pump can be offset by savings on energy bills – but significant investment is needed at first.

To measure the affordability of switching to heat pumps and solar thermal, we must look at the period needed to cover their upfront cost through the savings on energy bills, which is known as the “payback time”.

With the existing incentives and prices, an average middle-income family of four members will only find a reasonable payback time (8 years or less) when switching from a fossil fuel boiler to a heat pump in Italy, Portugal, Spain, Finland, Cyprus, Malta, Austria and France.

Simply put, 19 out of 27 EU countries either don’t allocate enough subsidies for families to overcome the upfront price of renewable heating solutions or have disproportionate tax regimes on electricity. A lack of public support is hampering the uptake of heat pumps and solar thermal in Europe.

However, solving this problem would be more feasible than ever for EU governments
To make heat pumps affordable for everyone, member states must increase subsidies by at least €70 billion, an extra mile that could be reduced to €20 billion if a CO2 tax of 100 €/ton was introduced (either with the proposed dedicated ETS scheme or alternatively through the Energy Taxation Directive). Such are the estimations of the latest study carried out by the European Environmental Bureau (EEB) on behalf of the Coolproducts campaign.

– Read here the factsheet report for each EU country and the UK
– Here is the full report if you want to have a deeper reading

Green heat for all
Only about 17.3% of the heating appliances installed in European homes are powered by electricity or use clean technologies.
Time is running out to push gas out of a sector that is responsible for 12% of the EU’s total CO2 emissions, equivalent to the emissions of all the cars in the EU, and 28% of the EU’s annual energy consumption.
The non-emitting technologies, able to replace gas, oil and coal boilers, have been there for years and manufacturers have manifested on several times to be ready for the switch.

The only missing piece in this transition towards clean heating is political will. Firstly, we must ban the sale of gas boilers by 2025, which is imperative for achieving climate neutrality by 2050, as the International Energy Agency (IEA) recommended. Secondly, we need to make the switch to renewable heating affordable for all, which would require an extra effort of €70 billion in subsidies.
Fortunately, the combined effect of the national allocation of recovery and resilience plans together with revenues from carbon pricing could allow governments to cover a great part of the extra effort needed to finance the upfront cost of heat pumps.

Still, our analysis also shows that 20 out of 27 EU governments pay millions of euros in subsidies to have new gas boilers installed in our homes, despite evidence that this is slowing down the uptake of renewable heat and undermining Europe’s 2030 climate goals.
Heat pumps with low-GWP refrigerants and solar-thermal technologies have proven to be a very effective, already available solution to slash emissions, but also to protect citizens from our dependency on gas and its volatile prices. These electricity-powered devices can play a major role in reducing energy poverty as solar and wind power are now cheaper than fossil fuels and do not suffer from market-related problems.

While our analysis focuses on average-income households, additional social measures will have to be taken in order to eliminate barriers to clean heat for low-income households. The proposed Social Climate Fund of the Fit For 55, carbon pricing revenues and further energy poverty programmes must be addressed in order to make the purchase of renewable technologies feasible and the running cost compatible with everyone’s income.

Key facts and figures
– The rough cost estimate for making the replacement of all gas and oil boilers with heat pumps or solar-thermal boilers affordable for all (considering a typical investment of €10k) is €70Bn in the EU.
– This would go down to €20Bn if a CO2 tax of €100 would be in place.
– Ground source heat pumps working on the national electricity mix are the least emitting heating technologies in all member states.
– Air to water heat pumps have lower emissions than gas boilers in all member states except Poland and Estonia, due to the high share of coal in the power sectors of these two states.
– Only in 8 EU countries payback time for heat pumps is acceptable (< 8years) with existing incentives and energy prices.
– If a CO2 tax of €100 is introduced (in some form) heat pumps would have an acceptable payback time in 12 instead of 8 member states
– Southern EU countries (Cyprus, Malta, Portugal and Spain) have shorter payback times as their clean heating technology mix, air-to-air heat pumps combined with solar thermal, is less expensive than an air-to-water or a ground source heat pumps.

Davide Sabbadin, a Policy Officer at the European Environmental Bureau (EEB), said: “Households in Europe are not all equal, at least when it comes to breaking free from fossil gas. Member states and EU institutions must beef up their dedicated funds to overcome upfront costs and set a regulatory framework that eases renewables in the heating market, because carbon pricing alone cannot do the job. Not only can these policies slash emissions massively, but they can also end our dependence on gas and protect citizens from its volatile prices”

Mélissa Zill, Programme Manager for heating at ECOS, said: “The pouring of public funds into polluting technologies must stop. We must stop selling gas and oil boilers as of 2025. Governments must help everyone to make the switch, leaving no one behind. With gas prices soaring and recovery funds being allocated, EU member states stand before a unique window of opportunity.”

Coolproducts is a coalition of NGOs led by the European Environmental Bureau (EEB) and the European Environmental Citizens Organisation for Standardisation (ECOS). We campaign to ensure a better product policy for EU citizens and the environment.

The EEB is Europe’s largest network of environmental organisations with over 140 members in 30 countries. ECOS is the only European NGO focusing on environmental standards.

www.eeb.org

www.coolproducts.eu

Decarbonisation retail real estate. A promising start to intensified sectoral collaboration, says BPIE (Buildings Performance Institute Europe) has published a vision and a step-wise roadmap for retail real estate to reach 2050 net zero carbon emissions, in line with the Paris Agreement. The roadmap is the result of over one year of engagement with 14 retail European and global property developers, investors and managers. A first-of-its-kind effort, it provides detailed guidance for the entire retail property value chain to reach net-zero carbon, which includes the property sector, policymakers, commercial tenants, the construction sector, and financial institutions, by 2025, 2030, and 2040.

“The vision is clear,” says Oliver Rapf, Executive Director of BPIE. “Retail real estate buildings and portfolios must achieve zero carbon throughout their lifecycle, including development, refurbishment, and operation. Importantly, the construction of new buildings and renovation of existing assets will need to happen without further depleting our carbon budget.”

Retail real estate companies are facing increasing pressure from regulators and the investment community to report what they see as their upcoming climate risks. Retail real estate investment and management organisations are beginning to recognise carbon- and climate-related risks, as well as the importance of minimizing those risks.
The efforts to contribute to Paris alignment need to be articulated, developed, and scaled across the sector rapidly. As part of the climate alignment efforts, the sector will create sustainable places and contribute to maintaining the social fabric by providing environmental and social infrastructure.

“It’s high time for both the retail property sector, construction, financial institutions, tenants and policymakers to step up efforts to intensify collaboration, and BPIE’s roadmap is a promising start. This collective vision sends out a clear message that the sector is ready to take action,” says Clemens Brenninkmeijer, Head of Sustainability at Redevco B.V, a sustainable property investment manager based in the Netherlands.

“We have a great starting point; it’s now in the hands of the retail property sector to take this opportunity forward,” continues Brenninkmeijer. “We must ensure goals and thresholds are as robust and relevant as possible, and that they reflect the state of the markets and progress on climate outcomes.”

While major efforts are already being taken at company level to achieve net-zero carbon, the retail industry is simultaneously going through a rapid transformation of its own.The increase in online shopping is changing the industry’s building usage, and this trend will only continue. This indicates the low-carbon agenda should be considered against the background of changing shopping habits and user expectations. A successful low energy and low carbon refurbishment therefore needs to be coupled closely with non-energy related retrofitting activity and social benefits. The biggest such opportunities occur when the interests of customers, retailers and landlords are aligned.

Joost Koomen, Secretary General of the European Council of Shopping Places (ECSP), said: “This is about mitigating risk and preparing for the future, but it is also an opportunity. Retail properties play an important role in reducing emissions and improved rebuilding efforts to tackle climate change. Those companies that are adapting first will be at a competitive advantage, being best prepared for the challenges ahead, driven by new innovative ways of doing things and access to potential new partnerships and funding”.

The European Commission is now preparing a package of legislative revisions as part of its Renovation Wave strategy, notably the Energy Performance of Buildings Directive (EPBD), expected in December 2021. The decision-making and consultative process will continue into 2022, and represent an ideal opportunity for the retail property sector and policymakers to increase engagement and take coordinated strategic action. <ENDS>

BPIE (Buildings Performance Institute Europe) is Europe’s leading centre of expertise on decarbonising the built environment, providing independent analysis, knowledge dissemination and evidence-based policy advice and implementation support to decision-makers in the public, private, and non-profit sectors. Founded in 2010, BPIE combines expertise on energy efficiency, renewable energy technologies, and health and indoor environment with a deep understanding of EU policies and processes. A not-for-profit think-tank based in Brussels and Berlin, our mission is to make an affordable, carbon-neutral built environment a reality in Europe and globally.

Paris-Proof Retail Real Estate is an initiative of BPIE that aims to develop, support, and promote a forward-looking strategy to accelerate the transition to a climate-neutral retail real estate sector, with and for leading industry players, in line with the Paris Agreement objective. The initiative is funded by Redevco Foundation, which aims to contribute to an increased understanding of and an accelerated transition to a more sustainable, low carbon and circular built environment. Redevco is a European retail and residential investment management company.

– BYinnovation is Media Partner of BPIE

www.bpie.eu

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