Category: Energia

Politecnico Milano EN-lab laboratorio energia. 6.000 m2, distribuiti su 4 livelli, dedicati alle attività del Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano (DENG).

Il nuovo edificio-laboratorio, che fa parte del Campus Bovisa, sorge in Via Lambruschini. L’inaugurazione si è tenuta alla presenza della Rettrice Donatella Sciuto, del Direttore di Dipartimento Giovanni Lozza, dell’Assessora all’Ambiente e Verde del Comune di Milano Elena Grandi e dell’Assessore all’Ambiente e Clima della Regione Lombardia Giorgio Maione.

EN:lab è il risultato di una innovativa visione integrata di spazi di lavoro, di ricerca e condivisione ed è inserito nell’ambito della rigenerazione urbana dell’area milanese di Bovisa-Goccia-Villapizzone.

L’aspetto più innovativo di EN:lab è che l’edificio stesso è un laboratorio in quanto progettato con soluzioni innovative per una gestione energetica efficiente ed integrata.

Caratteristiche di EN:lab
L’edificio dispone di una ampia superficie dedicata alla produzione fotovoltaica, con 300 moduli di silicio monocristallino per una potenza di picco di oltre 100 kW. L’energia termica e frigorifera è fornita da due pompe di calore reversibili ad aria ad alte prestazioni e a basso impatto ambientale, con previsione di collegamento alla futura rete di teleriscaldamento del Campus. Non sono presenti sistemi a combustione, quindi è a zero emissioni dirette.

EN:lab, inoltre, minimizza i fabbisogni di energia perché è dotato di superfici vetrate che, oltre ad avere elevate caratteristiche di isolamento termico/acustico e massima protezione passiva dalla radiazione solare, costituiscono la base di un sistema di gestione «attivo e responsive». Infatti, 70 kit di sensori raccolgono ed elaborano i dati ambientali e climatici, consentendo di ottimizzare in tempo reale le performance dell’involucro e degli impianti, creando le migliori condizioni negli ambienti interni per l’efficientamento energetico e per il comfort e il benessere delle persone.

“È all’insegna della sostenibilità che prenderà vita la nuova Bovisa. Qui troveranno spazio infrastrutture che, a partire da EN:lab rappresentano non solo soluzioni innovative dal punto di vista energetico e ambientale, ma soprattutto ambiti di sperimentazione all’avanguardia per la ricerca di frontiera. – Afferma Donatella Sciuto, Rettrice del Politecnico di Milano – Abbiamo al nostro fianco le istituzioni e le imprese che credono nella capacità dell’università di apportare un cambiamento significativo su temi di punta che segneranno il futuro del territorio, della città di Milano e del suo indotto.”

“EN:lab è un esempio concreto di come l’innovazione tecnologica possa integrarsi con l’efficienza energetica. Le caratteristiche avanzate dell’edificio non solo migliorano le nostre capacità di ricerca con laboratori dedicati alle più recenti tecnologie per la transizione, ma rappresentano anche un modello di gestione ottimizzata dell’energia. A questo proposito, verrà avviato a breve un ‘progetto flagship’ nell’ambito del piano di sostenibilità dell’Ateneo, che prevede che i flussi di energia siano visualizzati in tempo reale e siano accessibili anche per scopo didattico e di disseminazione.” aggiunge Giovanni Lozza, Direttore del Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano.

All’interno di EN:lab
7 laboratori sperimentali su tematiche di frontiera che allargano il contesto di ricerca, come i nanomateriali, le batterie elettrochimiche, le celle a combustibile e gli elettrolizzatori, i dispositivi elettrici per le reti intelligenti, per un totale di 1.600 mq:
– NanoLab – Micro and nanostructured materials
– R-SET LAB – Research for a Sustainable Energy Transition
– PEEMS – Power Electronics, Electric Mobility and Safety
– M2EPS – Measurement lab for electrical systems
– Battery Materials Engineering Laboratory
– MRT Fuel Cell & Battery Lab
– Pro-eStorage Lab (Laboratorio interdipartimentale)

All’interno di EN:lab si trovano anche una Sala Conferenze da 150 posti e due Sale polifunzionali da 128 posti totali, destinati alla condivisione delle conoscenze, alla divulgazione, alla didattica avanzata e innovativa, alla vita collegiale del Dipartimento di Energia.
Infine trovano spazio 6 sale riunioni da 76 posti totali e 44 uffici e open space da 168 postazioni di lavoro in logica di sharing.

I Laboratori di EN:lab

NanoLab – Micro and nanostructured materials
Il laboratorio della Sezione Tecnologie e Processi Chimici e Nanotecnologie, attualmente all’edificio 19 del Campus Leonardo, occuperà il piano interrato di EN:lab (?750 m2) ospitando strumentazione avanzata dedicata alla fabbricazione e caratterizzazione di materiali e superfici alla nanoscala, al fine di studiare la relazione tra la struttura e le proprietà funzionali dei materiali:
– Sistemi per la produzione di materiali, film e superfici nanostrutturati
– Microscopi elettronici e a scansione di sonda
– Caratterizzazioni di proprietà strutturali, vibrazionali, elettroniche, ottiche
– Sistemi per lo studio dell’interazione radiazione-materia

Nello specifico, sono presenti:
– Diversi sistemi per la fabbricazione di materiali: Pulsed Laser Deposition (PLD) con impulsi al ns, PLD con impulsi al fs, magnetron sputtering HiPIMS, evaporatore termico
– Forni per trattamenti termici in atmosfera controllata
– Sistemi di microscopia elettronica: SEM Field Emission con modulo per EDX e STEM
– Sistemi di microcopia a scansione: apparato VT-STM /AFM in UHV, apparato AFM/STM a pressione ambiente
– Sistemi di caratterizzazione di proprietà vibrazionali: due spettrometri Raman per misure in-situ ed ex-situ, spettrometro Brillouin
– Apparato per misure elettriche/Hall
– Sistema UHV integrato per deposizione PLD al ns e caratterizzazione in situ mediante STM/AFM, fornito di evaporatore e sistema per LEED/Auger

R-SET LAB – Research for a Sustainable Energy Transition
Il laboratorio della Sezione Elettrica è dedicato allo studio sperimentale e allo sviluppo di sistemi di Power Electronics per Generazione, Accumulo elettrochimico, Power Quality, Custom Power e Load Management, sia per applicazioni industriali specifiche che per l’utilizzo in reti di distribuzione in BT come Smart e Micro Grid.
È attivo nel campo illuminotecnico con l’analisi e lo sviluppo di apparecchi per l’illuminazione in ambiente ATEX realizzati con nuove tecnologie a LED e nel settore della Power Quality attraverso la realizzazione e la verifica di dispositivi elettronici in bassa tensione atti al miglioramento della qualità della forma d’onda della tensione e alla riduzione dei disturbi della corrente. Ulteriori aspetti che vengono studiati sono relativi alla generazione elettrica di piccola taglia (in particolare impianti fotovoltaici), ai sistemi di accumulo e all’utilizzo efficiente dell’energia (applicazioni magnetiche). Le attività svolte hanno permesso il deposito e la successiva cessione di oltre 20 brevetti.

M2EPS – Measurement lab for electrical systems
Il laboratorio della Sezione Elettrica è dedicato alla caratterizzazione dei materiali, la diagnostica non invasiva e il monitoraggio di componenti e sistemi elettrici di potenza. Verranno studiati e sviluppati:
– Sistemi per il monitoraggio della distribuzione elettrica nelle aree urbane e negli edifici
– Sistemi per la caratterizzazione di materiali e componenti elettrici
– Sistemi di prospezione elettrica per la diagnostica non invasiva

PEEMS – Power Electronics, Electric Mobility and Safety
Il laboratorio della Sezione Elettrica ha carattere multidisciplinare e avrà l’obiettivo di svolgere attività di ricerca nell’ambito dei sistemi elettrici di potenza con particolare riguardo a:
– Sistemi Elettrici per la Mobilità
– Sistemi di accumulo dell’energia elettrica
– Convertitori elettronici di potenza
– Sicurezza elettrica

Battery Materials Engineering Laboratory
Il laboratorio della Sezione Tecnologie e Processi Chimici e Nanotecnologie, che ha iniziato le proprie attività nel Gennaio 2020 ed è attualmente operativo presso B18, sarà collocato al primo piano di EN:lab (388 m2) e ospiterà attrezzature per fabbricazione di materiali ed elettrodi per batterie, loro caratterizzazione e studio elettrochimico e spettro-elettrochimico, assemblaggio e prova di celle, utilizzando apparecchiature elettrochimiche avanzate per applicazioni in scienza dei materiali ed elettroanalitica. Strumentazione:
– Sistemi per la produzione di materiali per anodi, catodi ed elettroliti per tecnologie litio e post-litio
– Attrezzatura per la fabbricazione di elettrodi
– Dispositivi per l’assemblaggio di singole celle (coin cell, split cell strumentate, pouch cell, batterie metallo-aria)
– Misure elettrochimiche statiche, dinamiche e fluidodinamiche
– Caratterizzazioni in operando di proprietà strutturali, vibrazionali, ed elettroniche di elettrodi

Pro-e- Storage Lab
È un nuovo laboratorio interdipartimentale supportato da Regione Lombardia per lo sviluppo e la prototipazione di soluzioni innovative per celle a combustibile polimeriche, elettrolizzatori, batterie a flusso, batterie agli ioni-litio. E’ sito al piano terra dell’edificio EN:lab (?150 m2 ).

Le soluzioni innovative comprendono:
– Materiali e catalizzatori
– Architetture e geometrie di celle
– Alimentazione dei reagenti
– Controllo temperatura
– Balance of Plant
– Sensori e diagnostica

I 5 Dipartimenti coinvolti sono: Energia; Meccanica; Chimica, Materiali e Ingegneria Chimica “Giulio Natta”; Elettronica, Informazione e Bioingegneria; Scienze e Tecnologie Aerospaziali.

MRT Fuel Cell and Battery Lab
Il laboratorio della Sezione Ingegneria Termica e Tecnologie Ambientali, è situato al primo piano dell’edificio EN:lab (?250 m2 ) ed è dedicato allo sviluppo di dispositivi elettrochimici per la conversione dell’energia. In particolare, sono svolte analisi sperimentali e modellistiche di fenomeni di trasporto al fine di:
– Ampliare la comprensione di fenomeni critici
– Sviluppare tecniche sperimentali innovative
– Ideare e progettare componenti innovativi
– Sviluppare strategie di funzionamento per l’ottimizzazione delle prestazioni e la mitigazione della degradazione

Il laboratorio è dotato di sistemi di misura allo stato dell’arte per la caratterizzazione della prestazione e della degradazione di dispositivi elettrochimici, comprensivi delle più avanzate tecniche elettrochimiche di diagnosi, applicate anche a livello locale (CV, EIS, segmented cell) e in ambiente controllato (camere climatiche).
Le tecnologie maggiormente investigate sono le celle a combustibile polimeriche, le batterie agli ioni di litio e le batterie a flusso.

www.polimi.it

Litio e batterie primarie. Quando si parla di batterie primarie (oppure non ricaricabili) spesso si identificano le tradizionali batterie usa e getta, ossia le pile alcaline, insomma le tipologie che utilizziamo ampiamente tutti i giorni in una grande varietà di dispositivi.
Tuttavia, esistono anche altre tipologie di batterie primarie che possiedono però caratteristiche molto differenti dalle classiche alcaline: ciò è dovuto ad impieghi che richiedono prestazioni particolari.
In questo articolo parleremo delle batterie primarie, della loro tecnica costruttiva e, attraverso alcuni grafici, delle loro caratteristiche comparate con le batterie tradizionali rappresentate dalle alcaline.

Perché la batteria primaria anziché la ricaricabile
Sebbene il ricaricabile sia più vantaggioso rispetto alle batterie primarie, sia per questioni di impatto ambientale che per l’aspetto economico (una batteria ricaricabile equivale in media a 300-500 batterie primarie), vi sono alcuni impieghi che richiedono un funzionamento costante ma prolungato nel tempo.
In questo caso il tempo rappresenta il requisito principale poiché se è vero che la soluzione ricaricabile garantisce un ciclo di vita esteso non può assicurare un ciclo di scarica altrettanto lungo.
Qui entra in gioco ancora una volta la chimica della batteria e, come vedremo in seguito, alcune combinazioni sono in grado di rispondere a requisiti di tempo, temperatura e tensione molto stringenti.
Per questo motivo le caratteristiche che andremo ad analizzare rendono più adatte per alcuni dispositivi, sia ad uso industriale che domestico le batterie primarie.

Per meglio comprendere i motivi della scelta, prendiamo ad esempio il telecomando della TV e il sensore volumetrico wireless di un impianto anti intrusione. Cosa hanno in comune questi due dispositivi?
Senza ombra di dubbio hanno un assorbimento di energia che non presenta picchi particolari, pertanto richiederanno alla batteria una tensione moderata e un tempo di scarica che sia il più lungo possibile.
Tuttavia va anche considerata la frequenza di sostituzione, poiché per quanto lungo possa essere il tempo di scarica non sarà mai infinito; in questo caso la sostituzione delle batterie del telecomando non andrà ad interrompere una funzione importante, mentre nel caso del sensore wireless le cose cambiano parecchio.
E lo stesso esempio può essere fatto con altri dispositivi come sensori di fumo, sistemi di gas metering, come anche alcuni dispositivi wearable medicali.

Tipologia di chimica
Come detto, per ogni particolare utilizzo vi sono chimiche in grado di soddisfare i relativi requisiti. Va anche considerato, in relazione alle dimensioni del dispositivo che per una stessa chimica possono esistere formati differenti in modo da adattarsi agli spazi interni disponibili e al tipo di ambiente che può anche essere particolarmente gravoso.

Litio e Diossido di Manganese (LiMnO2)
Questa combinazione vede ampio utilizzo attraverso il formato a bottone (tipo CR2032) ma anche in formati come la CR123A. Indipendentemente dai formati, la tensione nominale è di 3,00 V e un valore di cut off di 2,00 V, le correnti sono comprese nell’intervallo tra 100 e 8-900 mA con impulsi sovrapposti fino a 5 A.
Questa chimica assicura una tensione stabile in relazione a valori di temperatura di esercizio molto differenti, un basso tasso di autoscarica, una curva di scarica costante e una lunga durata operativa – minimo 1 anno per le pile a bottone e fino a 5 per altri formati.
Come densità energetica il LiMnO2 può raggiungere un valore di 280 Wh/kg per i formati tipo CR123 e di circa 80 Wh/kg per le pile a bottone.
Questa chimica ha un eccellente resistenza alla passivazione, un elettrolita non infiammabile e la capacità di mantenere a lungo le proprie caratteristiche durante lo stoccaggio a temperature non controllate.
La temperatura di esercizio compresa fra i – 20 e + 60 °C, rende queste batterie estremamente flessibili e date le dimensioni contenute, possono essere impiegate nei dispositivi di allarme (in particolare nei sensori wireless), nei rilevatori di fumo, nel gas metering, nell’automazione industriale e in tutte quelle applicazioni dove non è possibile effettuare la ricarica della batteria.

Litio Cloruro di Tionile (Li-SOCl2)
Questa chimica si distingue in particolar modo dalle altre innanzitutto per la densità energetica che supera i 500 Wh/kg di materiale; tanto per fare un paragone, l’LFP che è si ricaricabile con tensione nominale simile (3,2 contro i 3,6 V del Li-SOCl2), ma che tuttavia non supera i 120 Wh per kg.
Da questo si evince che il Litio Cloruro è una chimica che può garantire prestazioni particolari: queste batterie possono arrivare anche a una durata di 20 anni.
A seconda della tipologia costruttiva le Li-SOCl2 sono in grado di erogare valori nominali di corrente di pochi μA e impulsi periodici tipici compresi in un range fra 5 e 150 mA per quanto riguarda le bobinate mentre le spiralate hanno correnti di base di qualche mA, impulsi periodici fra 50mA e 2A.
Il range di temperatura di esercizio è molto esteso, fra – 60 e +150 °C.

Caratteristiche prestazionali a confronto
A pari condizioni ambientali, ossia a 20 °C, possiamo notare una netta differenza fra le curve di scarica del LiMnO2 e Li-SOCl2.
La pressoché completa linearità del Litio Cloruro di Tionile consente a questa chimica una prestazione costante nel tempo, senza picco di scarica e punto di cut-off esteso in valori temporali.
Per quanto riguarda il Litio Cloruro di Tionile, a seconda del carico applicato (da poco più di 50 ohm fino a oltre 12 K ohm) e dalla capacità della batteria, è evidente come ogni singola curva tenda ad avere dinamiche assai simili pur avendo tensioni nominali in un range fra 3.3 e il valore tipico di 3.6 V.
Una curva di scarica di questo tipo può essere comparabile con quella delle batterie ricaricabili LFP le quali sono, in modo analogo alle Li-SOCl2 adatte ad un uso prolungato e un ciclo di vita lungo.
In sostanza il Litio Cloruro di Tionile non ha caratteristiche del “tutto e subito” in termini di potenza di scarica il che le rende perfette per un uso continuativo e duraturo.

Al contrario, il Litio Diossido di Manganese ha una curva leggermente meno lineare. Questa chimica possiede una costanza prestazionale in relazione al valore di tensione nominale di 3.00 V la cui curva tende a discendere in modo progressivo fino a circa 2.6 V punto in cui la curva scende in modo più repentino fino al cut-off.
I carichi utilizzati per la determinazione sono radio, orologi e telecomandi. Anche in questo caso l’angolo di discesa richiama in qualche modo quello del Litio Nickel Cobalto Manganese ricaricabile, pur avendo tensioni nominali ben diverse; 1,5 V contro oltre il doppio (3,7 V).
A differenza del carico applicato, la batteria Alcalina presenta lievi differenze nella parte iniziale ma in particolare in quella porzione di curva che precede il cut off e che riporta “finali” diversi.

Quale chimica scegliere?
In modo del tutto analogo alle proprietà delle chimiche utilizzate nelle batterie ricaricabili, anche nelle celle primarie non vi è una chimica migliore o peggiore ma una tipologia che risponde ai requisiti di uno specifico dispositivo.
Ad esempio nella sensoristica di segnalamento e rilevazione (fumo, gas, presenza umana, ecc.…) si tenderà a scegliere una modalità di erogazione più lineare possibile, sia per evitare interruzioni causate da una scarica precoce, sia per le operazioni di sostituzione delle batterie.
Va anche considerato che in ambito industriale, con la proliferazione dei dispositivi IIoT come anche dei dispositivi wearable, la scelta della tipologia di batterie si sta orientando non tanto verso gli aspetti prestazionali quanto quelli di continuità: i dati, la loro raccolta e la relativa trasmissione diventano priorità assoluta.
Anche nel caso di dispositivi wireless, sempre a livello industriale, come ad esempio quelli sempre più utilizzati per le operazioni di picking guidato, richiedono un ciclo di vita relativamente lungo (circa un paio di anni).

Ultima considerazione, ma non meno importante, è l’aspetto del power consumption che sta condizionando (positivamente) la progettazione di tutta la componentistica elettronica.
Negli ultimi anni il livello di assorbimento dei dispositivi si è infatti drasticamente ridotto, in quelli consumer ma in particolar modo in quelli per impiego industriale e ciò ha permesso di sfruttare in modo ancora migliore le varie proprietà della chimica delle batterie aumentando ulteriormente la durata utile

Autore: Roberto Romita – Industrial Key Account Manager – Industrial Division di Sparq

sparqtechnology.com

Decreto Aree Idonee demanda a Regioni. Il Coordinamento FREE Fonti Rinnovabili ed Efficienza Energetica prevede probabile caos normativo che non farà raggiungere gli obiettivi del Pniec, con perdita di Pil e di posti di lavoro.

“Apprendiamo che il Decreto Aree Idonee è finalmente stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il 2 luglio 2024 e constatiamo con amarezza che, in pratica, si demanda tutto alle regioni. Di fatto, in base a quanto previsto nel Decreto, ogni regione potrà stabilire i suoi criteri per l’individuazione delle aree idonee, con una conseguente probabile disomogeneità di approcci da regione a regione.
È esattamente l’opposto di ciò che sarebbe stato logico attendersi dal Decreto, il quale avrebbe dovuto indicare i criteri di riferimento in modo specifico per poi demandare alle regioni la sola mappatura territoriale. – afferma il presidente del Coordinamento FREE, Attilio Piattelli – Ci chiediamo allora perché ci siano voluti ben 930 giorni (oltre due anni e mezzo) dalla pubblicazione della 199/2021 perché il Decreto vedesse la luce visto che, per delegare tutto alle regioni, sarebbe stato sufficiente solo qualche giorno”.

Preoccupa il probabile caos normativo che deriverà da tutto ciò cosa che avrà come risultato quello di disincentivare gli investitori, nazionali ed esteri, dall’investire nello sviluppo delle rinnovabili in Italia, perdendo così punti di Pil e posti di lavoro.
Duole quindi constatare che con il Decreto Aree Idonee, il Governo e i ministeri competenti pongono in essere azioni che non sono assolutamente in linea con il raggiungimento dell’obiettivo +80 GW di nuove rinnovabili al 2030 indicato nel Decreto stesso.

Il Coordinamento FREE (Coordinamento Fonti Rinnovabili ed Efficienza Energetica) è un’Associazione che raccoglie attualmente, in qualità di Soci, 24 Associazioni in toto o in parte attive in tali settori, oltre ad un ampio ventaglio di Enti e Associazioni che hanno chiesto di aderire come Aderenti (senza ruoli decisionali) ed è pertanto la più grande Associazione del settore presente in Italia.
Il Coordinamento FREE ha lo scopo di promuovere lo sviluppo delle rinnovabili e dell’efficienza energetica nel quadro di un modello sociale ed economico ambientalmente sostenibile, della decarbonizzazione dell’economia e del taglio delle emissioni climalteranti, avviando un’azione più coesa delle Associazioni e degli Enti che ne fanno parte anche nei confronti di tutte le Istituzioni.

www.free-energia.it

Italia Solare propone criteri per Aree Idonee. L’Associazione, a seguito di un confronto generale con i propri soci in occasione dell’assemblea svoltasi il 26 giugno, ha individuato dieci possibili criteri che le Regioni dovrebbero considerare ai fini delle Aree Idonee.

“Premesso che i criteri generali di individuazione delle aree idonee dovrebbero essere oggetto di preventivo confronto tra le Regioni per delineare un approccio il più possibile omogeneo, come Associazione, nell’interesse comune di mantenere bassi i prezzi dell’energia e tutelare paesaggio e agricoltura, abbiamo individuato alcune priorità che ci permettiamo di suggerire alle Regioni – commenta Paolo Rocco Viscontini, Presidente di ITALIA SOLARE – ma riteniamo essenziale che il Parlamento corregga il decreto agricoltura, consentendo di installare impianti fotovoltaici con moduli a terra in aree classificate agricole ma di scarso o nessuno pregio agricolo, promuovendo l’autoconsumo e permettendo l’agrivoltaico in tutte le configurazioni che assicurano la sostanziale continuità dell’attività agricola”.

L’Associazione ritiene che sia opportuno considerare subito idonee, con atto immediato delle Regioni, le seguenti aree:
1. aree già impermeabilizzate, come ad esempio i parcheggi.
2. aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale.
3. aree su cui occorrono interventi di bonifica, cave e miniere.
4. aree su cui sono proposti impianti per l’autoconsumo, anche a distanza, e per comunità energetiche.
5. aree su cui insistono richieste di impianti con connessione reale, dove non servono importanti e lunghi interventi di rafforzamento della rete.
6. aree nelle immediate vicinanze di stabilimenti industriali o di zone industriali, artigianali e commerciali, anche se agricole, sulle quali permettere anche la realizzazione di più economici impianti con moduli a terra, per garantire la fornitura di energia elettrica alle imprese a costi contenuti e stabili.

Con atti successivi, si suggerisce che siano considerate idonee almeno le seguenti tipologie di aree:
7. terreni agricoli non rientranti in aree protette, non produttivi, e quindi considerati «marginali», perché privi di disponibilità di acqua o delle caratteristiche per essere coltivati. In questi casi è bene consentire anche normali impianti con moduli a terra
8. terreni agricoli non coltivati da tempo ma con caratteristiche per tornare a essere coltivati, da considerare idonei per gli impianti agrivoltaici di qualunque configurazione
9. aree agricole in cui si installano impianti agrivoltaici in tutte le configurazioni, purché garantiscano una sostanziale continuità agricola e rientrino in progetti di supporto allo sviluppo delle attività agricole
10. aree sulle quali sono stati o saranno presentati progetti di accumuli, sempreché non siano gravate da vincoli.

ITALIA SOLARE è disponibile e pronta ad argomentare a ciascuna delle Regioni le proprie proposte.

“Considerato che il futuro del fotovoltaico si gioca soprattutto sul consenso delle comunità locali, come Associazione proponiamo, inoltre, una coerente gestione dei procedimenti di connessione, nuovi e in corso, e delle Via nazionali affinché le stesse comunità, enti locali e regioni possano disporre di una adeguata visibilità dei progetti realisticamente realizzabili sui propri territori, nel rispetto degli obiettivi da raggiungere nel medio e lungo termine. Allo stesso modo servirebbe una proposta di aggiornamento della disciplina delle misure di compensazione, ancora regolate dalle linee guida nazionali del 2010. ITALIA SOLARE definirà un vademecum per lo sviluppo, la progettazione, realizzazione e gestione degli impianti di dimensione significativa, che possa essere utilizzato su base volontaria dagli operatori, con l’auspicio che possa rappresentare un utile riferimento per gli enti pubblici preposti alla valutazione dei progetti e con l’obiettivo di favorire anche il dialogo con il territorio e la massimizzazione delle ricadute”, conclude Paolo Rocco Viscontini.

ITALIA SOLARE è un ente del terzo settore 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.

italiasolare.eu

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IREX 2024 rinnovabili in aumento. L’industria italiana delle rinnovabili sta vivendo forse il suo momento migliore: gli investimenti in progetto quasi raddoppiati a 80 miliardi del 2023 contro i 41 dell’anno precedente mostrano chiaramente un eccellente stato di salute del settore.
Le buone notizie non finiscono qui. Con l’introduzione del nuovo disegno di mercato elettrico UE, le bollette elettriche potrebbero beneficiare della riduzione del costo della materia prima, grazie ai contratti per differenza che l’Italia adotterà per le nuove installazioni.

Anche l’adeguatezza del sistema elettrico italiano nel medio termine offre un quadro rassicurante grazie al capacity market e allo sviluppo infrastrutturale del gestore di rete. Su tutto questo, tuttavia, incombe – come è noto – l’incertezza causata dal DL Agricoltura, in discussione in queste ore, e potenzialmente in grado di cancellare gran parte degli investimenti previsti nel fotovoltaico.

È questo, in sintesi, il quadro delineato dall’Irex Annual Report 2024, lo studio di Althesys che dal 2008 monitora il settore delle rinnovabili, analizza le strategie e delinea le tendenze future.

“L’Irex Annual Report 2024 – ha detto l’amministratore delegato Alessandro Marangoni, a capo del team di ricerca – mostra un settore italiano delle rinnovabili che ha continuato a crescere nonostante le sfide economiche globali, l’alto costo del denaro, i rincari dei materiali e le complessità nei processi autorizzativi. Tra gli elementi caratterizzanti: la riduzione della taglia media delle operazioni, lo sviluppo dell’eolico offshore che, sulla carta, è la tecnologia emergente nel 2023 e il crescente interesse per gli accumuli, con l’affacciarsi di molti player e progetti”.

Il report è stato presentato nel corso dell’evento “Rinnovabili, l’ora delle scelte” che si è tenuto all’Ara Pacis e ha visto la partecipazione – tra gli altri – di Federico Boschi, capo dipartimento energia al ministero dell’Ambiente e della sicurezza energetica, di Milena Messori, head Italy dell’European Investment Bank e di Giulio Tremonti, presidente commissione Affari Esteri e Comunitari della Camera.

Le tendenze strategiche
Le iniziative rilevate dal rapporto sono 1.180 (+23% sul 2022 e +170% sul 2021), per una potenza di 50,9 GW e un valore aggregato di 80,1 miliardi di euro, contro i 41 miliardi del 2022. L’attenzione dei player rimane prevalentemente in Italia: sono il 96% del totale, con l’agrivoltaico arrivato a 368 iniziative, primo per potenza, avendo raggiunto i 15,8 GW e 14 miliardi, mentre il fotovoltaico, in testa come numero di operazioni, ha registrato 12,6 GW e 10,4 miliardi di euro. L’eolico onshore con 254 iniziative segna un valore di 19,2 miliardi per 14,1 GW. L’eolico offshore conta poi 12 operazioni per 8,4 GW e 28,1 miliardi, mentre gli investimenti complessivi per i sistemi di accumulo passano da 3,2 a 8,2 miliardi.
La taglia media degli impianti scende da 48 MW nel 2022 a 44, mentre aumentano le operazioni inferiori a 10 MW, il cui peso sale dal 16% al 30% del totale.
Anche lo sviluppo dei sistemi di accumulo è un fattore cruciale per abilitare la transizione energetica con la crescita delle rinnovabili. Nel nostro Paese, a fine 2023, risultano installate 519.000 batterie, per una potenza complessiva di 3.367 MW e una capacità massima di 6.645 MWh. La tecnologia più diffusa è ancora quella a base di litio. Il 99% degli impianti è inferiore ai 20 kW, di cui la maggior parte sotto ai 10 kW (91%).
I sistemi utility scale in via di autorizzazione salgono del 34% su base annua a 2,4 GW nel 2023. In tema di accumuli, l’Italia si caratterizza in Europa per l’introduzione del meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (MACSE) volto ad assicurare la costruzione di accumuli che non sarebbero realizzabili a condizioni di mercato. Il meccanismo dovrebbe consentire l’approvvigionamento di circa 71 dei 95 GWh di nuova capacità di accumulo necessaria al 2030, con una prevedibile presenza preponderante delle batterie, seguite dagli accumuli idroelettrici.

Regioni e permitting
Dal punto di vista della distribuzione territoriale, sono ancora le regioni del Sud a confermarsi le maggiori destinatarie per potenza dei progetti, con una concentrazione in alcune regioni (Sicilia, Puglia e Sardegna su tutte). Il processo autorizzativo pare migliorare ma resta un nodo critico. Il numero di progetti autorizzati è cresciuto del 73% rispetto al 2022, a fronte del 18% in via di autorizzazione. Il grande balzo è soprattutto del fotovoltaico, mentre l’agrivoltaico resta stabile. Discorso inverso per l’eolico a terra, dove i progetti in via di autorizzazione sono cresciuti più degli autorizzati (56,5% contro 22,7%), aumentando il divario tra i due. Tutti gli impianti offshore censiti sono in corso di autorizzazione.

I costi e lo scenario per le rinnovabili
Dopo il boom dei prezzi dell’anno precedente, il 2023 segna un sensibile ridimensionamento dei prezzi elettrici in Europa. La media si attesta a 96,1 €/MWh (-54% sul 2022), in cui l’Italia ha sempre i valori più alti (127,2 €/MWh), mentre i Paesi scandinavi quelli più bassi. I valori di LCOE (ovvero il costo medio per unità di elettricità generata) sono invece cresciuti sensibilmente e l’aggiornamento delle tariffe è diventato imprescindibile per il successo delle aste in tutta Europa. Il LCOE dell’eolico offshore varia tra 82,1 €/MWh del Mare del Nord e 121,1 €/MWh del Mediterraneo; nel fotovoltaico il valore medio del LCOE degli impianti commerciali si attesta a 107,4 €/MWh (+9,8% sul 2022), mentre gli impianti di taglia industriale presentano un costo medio di 77 €/MWh (+10,6% sul 2022). Il report offre anche qualche previsione di scenario per il 2024 con i prezzi delle materie prime per la costruzione degli impianti eolici che vedranno variazioni differenziate: in aumento alluminio e rame, in calo i materiali ferrosi, stabile il cemento per le fondazioni. Gli effetti saranno una discesa del LCOE più contenuta per l’onshore (nulla o fino al 5%) e più marcata per l’offshore (-10%/-15%). Per il fotovoltaico le pressioni sulla componentistica dovrebbero portare a ulteriori ribassi, con il costo dei moduli in calo del 10-15%.

Market design, bollette e adeguatezza del sistema
Il settore delle rinnovabili, e più in generale i mercati dell’energia, presto non saranno più gli stessi: quest’anno – è stato ricordato nel corso dell’incontro – entrerà in vigore la riforma del mercato elettrico dell’Unione Europea, la cui introduzione punta a stabilizzare i meccanismi di remunerazione della capacità per le risorse in grado di garantire l’adeguatezza e il ricorso alla contrattazione per differenza per le rinnovabili (e il nucleare). Tutto questo porterà al declino dei mercati spot e agevolerà un percorso di strumenti diversi per fissare i segnali di prezzo: il ruolo principale spetterà non più ai mercati bensì agli Stati attraverso procedure competitive come aste o registri in grado di generare flussi stabili di ricavi per gli operatori. A quel punto è però necessario fissare congrue basi d’asta per garantire l’efficacia delle misure di sostegno alle rinnovabili. Limiti di prezzo al di sotto dei costi livellati delle tecnologie non permetterebbero di esaurire i contingenti, creando anche ritardi nelle iniziative a mercato.
L’analisi modellistica di NET di Althesys mostra opportunità e rischi del futuro disegno del sistema elettrico italiano. I contratti per differenza previsti dai futuri decreti potrebbero limitare fortemente gli spazi per le iniziative di mercato, tra cui i PPA, dato che la capacità che sarà oggetto delle aste dovrà coprire quanto serve per raggiungere gli obiettivi del 2030. Una cosa però emerge: i contratti per differenza potrebbero fare bene anche alle bollette. Il costo della componente «energia» della bolletta, pur variando a seconda degli scenari simulati per tenere conto delle incertezze su prezzi delle commodity e costi delle tecnologie, tenderà a scendere per l’effetto che la produzione rinnovabile ha sui prezzi del mercato elettrico spot.
Un altro dato positivo: l’adeguatezza del sistema italiano nel medio termine (2028) è assicurata dalla contemporanea presenza della capacità contrattualizzata nelle aste del capacity market 2022, 2023 e 2024, dalle reti previste dal piano di sviluppo di Terna e dall’assenza di ulteriori dismissioni, oltre a quelle già previste per il carbone.
Complici anche la crisi industriale e un’elettrificazione più lenta del previsto, il consumo elettrico è sceso sotto i 320 TWh. Per mantenere il sistema adeguato occorre tenere in esercizio almeno 50,2 GW termoelettrici al 2028 e almeno 41 GW al 2033. Inoltre, sono già state autorizzate tutte le interconnessioni considerate come fondamentali per l’obiettivo di decarbonizzazione.

IREX è il think tank italiano di riferimento per l’industria delle energie rinnovabili e l’efficienza energetica: dal 2008 analizza l’evoluzione dell’industria italiana delle rinnovabili nel contesto internazionale, esaminando le strategie aziendali, individuando i trend dei mercati, valutando le strategie-Paese e formulando proposte ai policy maker. L’osservatorio monitora il settore delle rinnovabili con il proprio Annual Report e realizza l’Indice Irex, che traccia le small-mid cap pure renewable quotate in Borsa.

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.

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Solar yearly installations almost doubled in 2023, growing by 87% on the previous year. The year brought 447 GW of new solar compared to the 239 GW installed in 2022.

2023’s global new solar installations would cover more than half of India’s annual electricity needs or more than Brazil’s entire consumption.
Compared to Europe, the annual installations would exceed the total yearly electricity consumption of Sweden, Netherlands, Belgium, Finland, Czechia, Austria, Portugal, and Greece – combined.

SolarPower Europe’s annual Global Market Outlook for Solar Power 2024-2028 reveals growth rates not seen in over a decade, since 2010 when the global solar market was only 4% of what it is today.

Solar continues to soar amongst its renewable colleagues, installing 78% of the total renewable energy installed around the world in 2023. This is reflected in the IEA World Energy Investment (WEI) 2024 report, which demonstrates that investment in solar PV in 2023 surpasses all other energy sources combined.

Walburga Hemetsberger, CEO of SolarPower Europe said, “The world has truly entered its solar age. The sky is no longer the limit. How far solar can go will be determined by equitable global access to financing, and the political will to deliver flexible energy systems fit for the renewable reality.”

The top 10 markets represent 80% of global solar installations in 2023 (*), with the leaderboard disproportionately drawn from advanced economies. While the number of advanced solar markets – installing at least 1 GW annually – grew in 2023 to reach 31 countries (**) (up from 28 in 2022), the list does not heavily feature emerging economies. As per the WEI 2024 report, clean energy spending in emerging and developing economies only accounts for 15% of total clean energy investment worldwide. $ 12 trillion USD needs to be deployed to achieve the COP28 target of tripling renewables by 2030 – solar will deliver half of this target.

Looking to the future, the world is set to reach more than 2 TW of total solar capacity this year, having only reached the 1 TW level in 2022. However, between 2024 and 2028, year-on-year growth is expected to slow in the face of high interest rates, an energy crisis resolved – for now, and grids around the world struggling to keep up with renewable demand.

Michael Schmela, Director of Market Intelligence at SolarPower Europe said, “It’s all just a little bit of history repeating – the world revises its solar estimates upwards and we get a glimpse at the vast potential of solar. By 2028, we could be installing more than 1 TW of solar a year. It’s now about setting targets in line with reality, and addressing the familiar challenges – permitting, regulations enabling profitable business models, and the new frontier – system flexibility, through vast amounts of battery storage capacities. The sector is ready to deliver the decarbonised energy system, and policymakers must wake up to the climate and energy security solution on their doorsteps.”

For now, it seems that China will determine the rate of global solar growth, though it continues to be one of the most dynamic, and difficult to predict, markets. In 2023 alone, China installed 57% of global capacity – 253 GW – equivalent to the levels installed globally in 2022.
On the manufacturing side, a massive scale-up of capacity have led to solar panel price collapses of around 50% last year, and a growing consolidation of the solar manufacturing industry in the country.

Sonia Dunlop, CEO of the Global Solar Council said: “China continues to set the pace of the global solar transition. But to keep 1.5C alive, it is more important than ever that we stay united as an industry. No one country or company can achieve this goal on their own. We must work together to build new markets with untapped potential, create fair and resilient supply chains, and inject massive amounts finance for solar to lead the energy transition.”

To better understand solar developments in China, this year’s report covers the country in a dedicated chapter, provided by the Global Solar Council and its member, the Chinese Renewable Energy Industries Association (CREIA).

Launched annually at Intersolar Europe in Munich, the Global Market Outlook for Solar Power is produced in partnership with the Global Solar Council.

(Notes)
To compare annual installations against electricity consumption in various countries, we use a capacity factor of 17%, as estimated by the International Renewable Energy Agency. A capacity factor is the ratio of the actual energy output from a solar power system over a given period to the maximum possible energy output if the system operated at full capacity continuously during that period. Data on electricity consumption in named countries is drawn from 2021 data for India and Brazil via U.S. Energy Information Administration, while European data is from 2023 and Ember.

solarpowereurope.org

report

Energie rinnovabili record 2023, con 5,7 GW di capacità installata. Ma non è ancora sufficiente per una autonomia energetica di sicurezza.

Il 2023 è stato un anno record per l’Italia nell’installazione di capacità di energia rinnovabile: ben 5,7 GW, quasi interamente attribuibili al fotovoltaico (5,2 GW), che fanno salire l’installato complessivo a 69 GW. Un notevole salto in avanti rispetto agli anni precedenti, quando si è arrivati ad appena 1,3 GW, nel 2021, e a 3 GW, nel 2022, e che tuttavia non ci permette di essere allineati con gli obiettivi di decarbonizzazione fissati per il 2030 (9 GW l’anno di installazioni secondo il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima).

La ragione di questo mancato allineamento sta soprattutto nella difficoltà a sviluppare il segmento degli impianti di grande taglia, stretti tra le polemiche legate al possibile effetto (peraltro quasi trascurabile) sul consumo di suolo e su un sistema di aste per le tariffe di remunerazione dell’energia prodotta che non è più in linea con il reale costo degli impianti e con l’andamento di mercato del prezzo dell’energia.
Il rischio concreto è che la “vampata” di crescita del triennio 2021-2023 svanisca e con essa molto dell’indotto: fotovoltaico ed eolico infatti hanno contribuito a generare un volume d’affari di 9-10 miliardi di euro nel 2023.

Sono alcuni risultati contenuti nel Renewable Energy Report 2024 (RER) redatto dall’Energy&Strategy della School of Management del Politecnico di Milano, presentato al Politecnico e commentato con le aziende partner della ricerca.

“Gli impianti di grande taglia non crescono – conferma Davide Chiaroni, co-fondatore di E&S e responsabile dello studio – sia nel fotovoltaico (gli impianti di piccola taglia sono oltre il 95% delle nuove installazioni e coprono quasi la metà della potenza addizionale) sia nell’eolico, che infatti ha contribuito con soli 500 MW al record del 2023. Ciò accade anche perché le aste fissate dal Decreto ministeriale FER 1 del 2019 non hanno mai rappresentato un vero acceleratore del mercato, nonostante ben 13 bandi aperti da allora: la maggior parte di essi, per una combinazione di fattori quali la complessità e la lungaggine dei sistemi autorizzativi e l’inadeguatezza della base d’asta per le tariffe, sono andati deserti o quasi.
Nel 2025-2026 ci attendiamo quindi un forte rallentamento delle installazioni, dovuto ai ritardi normativi nell’approvazione dei decreti incentivanti e delle misure abilitanti necessari agli impianti di grande taglia. Questo ci porta a stimare che nel prossimo biennio non si andrà oltre gli 1-1,5 GW l’anno per il fotovoltaico e ai 400-500 MW per l’eolico, ben distanti dai 7 GW e 2 GW, rispettivamente, imprescindibili per raggiungere gli obiettivi del PNIEC al 2030.
È un rischio che non possiamo correre, anche per l’impatto positivo che le rinnovabili hanno sull’economia del Paese: solo nel 2023 hanno contribuito a generare un volume d’affari di 9-10 miliardi di euro, il 60% dei quali, secondo la nostra analisi, rimasto ad aziende localizzate in Italia, e un altro 20% comunque in Europa.
Abbiamo oltre 25.000 imprese impegnate in attività legate a sviluppo, gestione e manutenzione degli impianti di rinnovabili o che producono componentistica, dagli inverter agli altri componenti elettrici, a strutture e materali necessari alle installazioni (purtroppo non si può dire lo stesso di elementi fondamentali come moduli e turbine). Senza un impegno continuo e coordinato da parte dei decisori politici, delle istituzioni e degli attori del settore non realizzeremo il nostro pieno potenziale”.

Il valore congruo del Levelized Cost of Electricity per gli impianti fotovoltaici ed eolici di grande taglia
Un aspetto cruciale da considerare è il Levelized Cost of Electricity (LCOE) per gli impianti fotovoltaici ed eolici di grande taglia che secondo l’analisi condotta da Energy & Strategy si attesa tra i 65 e gli 80 €/MWh, nel primo caso, e tra i 90 e i 100 €/MWh, nel secondo. Se però si aggiunge la necessità di remunerazione del capitale di chi fa un investimento di questo tipo, l’LCOEadjusted, ossia il “valore soglia”, perché sia redditizio cresce di altri 5-10 €/MWh per ogni punto percentuale aggiuntivo di costo del capitale da remunerare. Come evidenziato anche in precedenza, non è quindi un caso che con una base d’asta fissata a 70 €/MWh il Decreto FER 1 del 2019 non abbia negli ultimi anni prodotto risultati importanti, e che solo nell’ultima asta, con il valore alzato a 77,6 €/MWh, si sia vista una partecipazione più nutrita di impianti, permettendo l’avvio di progetti – probabilmente in attesa da tempo – per circa 1 GW. Lo stesso problema, se le tariffe di base non verranno aggiustate di conseguenza, potrebbe verificarsi con il nuovo Decreto FER X, di cui si attende a breve l’uscita.

I valori in gioco, poi, devono essere ancora più alti se si vuole supportare lo sviluppo di applicazioni innovative come l’agrivoltaico (che ha un LCOE tra i 95 e i 115 €/MWh per i maggiori costi di investimento) o l’eolico offshore (che registra valori compresi tra 115-135 €/MWh nella configurazione fissa e tra 150-180 €/MWh in quella galleggiante). E non è soltanto la base d’asta del FER X a rappresentare una criticità, sono tanti i punti non chiari della normativa italiana, come i ritardi cumulati dal decreto Aree Idonee e l’incertezza sul futuro del meccanismo dello Scambio sul posto (SSP).

Bisogna prestare attenzione anche agli impianti di taglia piccola e media
Quelli fotovoltaici (residenziali, commerciali e industriali) garantiscono una buona redditività anche alle attuali condizioni di mercato, con un ritorno dell’investimento intorno ai 10 anni per le casistiche analizzate. Tuttavia, qualora uno dei principali strumenti incentivanti, ossia lo Scambio sul posto (SSP), dovesse davvero terminare a fine 2024, i risultati di tutti i casi analizzati, specialmente in ambito commerciale e industriale, sarebbero significativamente peggiori: si stima che il tempo di ritorno dell’investimento crescerebbe da 10 a 17-18 anni.

Non bisogna dimenticare il revamping dell’installato
Tra il 2016 e il 2020 la perdita di generazione “reale” degli impianti fotovoltaici in Italia è stata pari all’8%, circa il doppio della degradazione fisiologica. In questo contesto, rifacimenti, potenziamenti e interventi di integrale ricostruzione degli impianti diventano elementi essenziali per la decarbonizzazione. I 13 bandi per i rifacimenti hanno incentivato appena 15 MW circa di capacità eolica, che sale a 210 MW per le aste relative alle ricostruzioni integrali e ai potenziamenti degli impianti. Numeri ancora “risibili” se si pensa che l’installato complessivo del solo eolico supera i 10 GW.

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