Category: Tecnologie

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

www.airliquide.com

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

www.energystrategy.it

ANIE: FER settembre 2018. Nei primi nove mesi del 2018 le nuove installazioni di fotovoltaico, eolico e idroelettrico raggiungono complessivamente circa 630 MW (-8% rispetto al 2017).

FOTOVOLTAICO
Positivo il trend mensile del fotovoltaico che nel mese di settembre supera i 42 MW raggiungendo quota 300 MW complessivi (-7% rispetto allo stesso periodo del 2017). In aumento invece il numero di unità di produzione connesse (+7%), frutto delle politiche di autoconsumo e di defiscalizzazione, vale a dire la detrazione fiscale per il cittadino ed il super ammortamento per le imprese. È ancora prematuro, invece, valutare l’impatto dell’abolizione dei dazi antidumping su moduli e celle fotovoltaiche.
Gli impianti di tipo residenziale (fino a 20 kW) costituiscono il 53% della nuova potenza installata nel 2018.
Le regioni che hanno registrato il maggior incremento in termini di potenza sono Abruzzo, Calabria, Liguria, Piemonte e Umbria, mentre quelle con il maggior decremento sono Campania, Lazio, Sicilia e Valle d’Aosta. Le regioni che hanno registrato il maggior incremento in termini di unità di produzione sono Abruzzo, Liguria, Trentino Alto Adige e Umbria, mentre quelle con il maggior decremento sono Basilicata e Calabria.
Da segnalare l’attivazione nel mese di settembre 2018 di un impianto da circa 6 MW in Piemonte.

EOLICO
Molto positivo il mese di settembre per l’eolico che con oltre 69 MW raggiunge 207 MW complessivi nel 2018. Le installazioni risultano comunque in calo (-34%) rispetto allo stesso periodo del 2017. Per questo comparto si registra un notevole decremento (-96%) anche delle unità di produzione dovuto al fatto che lo scorso 31 dicembre 2017 si è chiusa la finestra per l’accesso diretto degli impianti di piccolissima taglia.
I nuovi impianti fanno parte di quelli entrati nelle graduatorie dei registri e delle aste previsti dal DM FER non FV del 23.6.2016.
Per quanto riguarda la diffusione territoriale, la maggior parte della potenza connessa (89%) è localizzata nelle regioni del Sud Italia.
In riferimento alla taglia, le richieste di connessione di impianti di potenza inferiore ai 60 kW sono soltanto lo 0,3% del totale installato fino a settembre 2018, mentre gli impianti superiori ai 200 kW costituiscono il 99% del totale.
Da segnalare l’attivazione nel mese di settembre 2018 di un parco eolico da 68,7 MW in Basilicata.

IDROELETTRICO
Nonostante nel mese di settembre siano stati attivati soltanto 0,5 MW di nuovi impianti, risulta molto positivo il 2018 per l’idroelettrico che si attesta sui 122 MW complessivi (+138% rispetto ai valori registrati nei primi nove mesi del 2017). Si registra invece un decremento per le unità di produzione (-67%).
Le regioni che hanno registrato il maggior incremento di potenza rispetto all’anno precedente sono Campania, Lombardia e Piemonte.
Gli impianti idroelettrici di taglia inferiore a 1 MW connessi nel 2018 costituiscono l’8% del totale installato fino a settembre 2018.

BIOENERGIE
L’Osservatorio FER è stato integrato con i dati degli impianti a bioenergie connessi fino a settembre 2018. Si tratta di 25 impianti a bioenergie per una potenza complessiva di 28 MW.
Notizia negativa per il settore, ma era comunque preventivabile; recentemente, infatti, la Commissione Europea ha riscontrato nella Legge di Bilancio 2016 (modificata dalla Legge di Bilancio 2018) delle non conformità alla normativa in materia di aiuti di stato per un’estensione temporale della tariffa incentivata sull’energia prodotta, seppur decurtata del 20%, agli impianti alimentati da biomasse, biogas e bioliquidi sostenibili, che hanno cessato l’attività tra il 1° gennaio 2016 ed il 31 dicembre 2018.
La potenza degli impianti che ne hanno fatto richiesta ammonta a 132 MW.

Analizzando i dati congiunturali dei trimestri del 2018, è evidente l’exploit nel periodo luglio-settembre con ben 296 MW installati.
Rispetto al secondo trimestre del 2018, risultano in crescita tutti e tre i comparti (+8% fotovoltaico, +41% eolico, +330% idroelettrico).

ANIE Confindustria, con oltre 1.300 aziende associate e circa 468.000 occupati, rappresenta il settore più strategico e avanzato tra i comparti industriali italiani, con un fatturato aggregato di 78 miliardi di euro (di cui 30 miliardi di esportazioni). Le aziende aderenti ad ANIE Confindustria investono in Ricerca e Sviluppo il 4% del fatturato, rappresentando più del 30% dell’intero investimento in R&S effettuato dal settore privato in Italia.

ANIE Rinnovabili è l’associazione che all’interno di ANIE Federazione raggruppa le imprese costruttrici di componenti e impianti chiavi in mano, fornitrici di servizi di gestione e di manutenzione, produttrici di elettricità in Italia e all’estero nel settore delle fonti rinnovabili: fotovoltaico, eolico, biomasse, geotermoelettrico, idroelettrico e solare termodinamico

www.anie.it

Manutenzione predittiva: valore per diminuire imprevisti produttivi e creare fonte di reddito. Roland Berger: prevenire è meglio che curare. Se questo vale per la salute, perché non applicare all’industria lo stesso principio?
Roland Berger, la società di consulenza strategica di origine europea leader nel mondo, ritiene che le manutenzioni predittive imporranno un cambiamento significativo ai processi industriali.

Ad oggi la manutenzione funziona «a chiamata» ovvero solo dopo l’insorgenza di uno o più guasti. Mentre quella «preventive» e quella «condition-based» funzionano o su base empirica o statistica e non tengono dunque conto in tempo reale delle condizioni concrete dei macchinari o dei sistemi produttivi.
Lo studio «Predictive Maintenance: from data collection to value creation», elaborato dagli analisti di Roland Berger, illustra quali benefici apporterà invertire l’approccio ed affidarsi al metodo predictive in real time.
In particolare esamina e fornisce una serie di raccomandazioni sui cambiamenti organizzativi e culturali richiesti alle aziende per cogliere al meglio il potenziale offerto dalle nuove tecnologie manutentive.

I FANTASTICI 4
La Predictive Maintenance analizzata da Roland Berger si basa sui quattro pilastri della digitalizzazione:
– Interconnettività: ogni componente produttivo è dotato di sensori specifici per la misurazione dello “stato di salute” attraverso la raccolta in tempo reale di dati puntuali;
– Digital data: l’analisi dei dati raccolti avviene tramite l’utilizzo delle più sofisticate tecniche di big data analysis;
– Automazione: l’adozione di macchinari di nuova generazione dotati di tecnologie di self-learning permette di evitare l’insorgere della maggior parte dei danni altrimenti possibili;
– Creazione di valore: l’accesso immediato e in remoto ai macchinari riduce drasticamente tempi e costi delle operazioni di manutenzione.

IL RADAR A FIRMA ROLAND BERGER
Il Predictive Maintenance Radar realizzato dalla società di consulenza strategica tedesca è stato ideato ad hoc per il mondo dell’industria ed è focalizzato su sei direttrici. Mettendo questi macro-fattori a sistema si individuano i punti chiave e le aree produttive su cui intervenire.
Quattro direttrici sono di tipo technologically-driven: sensori, processi di data-collecting, monitoraggio & diagnosi e skill predittive. In altre parole: gli algoritmi alla base del Predictive Maintenance Radar combinano i dati raccolti e determinano il risultato futuro più plausibile.
I sistemi più avanzati utilizzano l’Intelligenza Artificiale (IA) e sono in grado di imparare dalle analisi precedenti rendendo le previsioni sempre più accurate (self-learning machines).

Due direttrici sono di tipo business-driven: l’analisi delle decisioni e dei processi di controllo delle macchine e i modelli di servizi e business adottati. Come dire: l’automazione è sì il Sacro Graal del sistema di Predictive Maintenance.
Ma siamo sicuri di volere cedere il controllo in toto alle macchine? Con il Radar sviluppato da Roland Berger ognuno può decidere fino a che punto spingersi. Tenendo presente le esigenze delle singole funzioni aziendali.
A partire da R&S, vendite e finance.

QUANTO VALE LA MANUTENZIONE PREDITTIVA
Almeno l’80% delle aziende attive nella produzione industriale punta a implementare soluzioni di manutenzione predittiva.
A rivelarlo è uno studio precedente sul tema condotto da Roland Berger, stavolta in collaborazione con VDMA e Deutsche Messe AG dal titolo «Predictive maintenance: servicing tomorrow and where we are really at today». Con ovvi impatti sul piano economico.
Entro il 2022 il mercato dei sistemi di Predictive Maintenance varrà tra i 6,3 e gli 11 miliardi di dollari con una crescita stimata tra il 27% e il 39% sui valori 2016 (prima rilevazione disponibile).

«L’aspetto più rilevante della manutenzione predittiva è l’ampio raggio di opportunità di sviluppo che ne deriva per le aziende» commenta Paolo Massardi, senior partner di Roland Berger Italia. «Serve per ottimizzare i costi di produzione industriale, certo. Ma serve anche per migliorare i rapporti dell’azienda nei confronti degli interlocutori esterni, clienti e aziende partner in primis. È ipotizzabile creare dei modelli di business a servizio dei vari anelli della catena del valore per massimizzare la disponibilità degli impianti OEE, il mix delle materie prime da utilizzare, i consumi energetici da stanziare e così via. Per le società italiane attive nel campo della meccatronica e per quelle dei servizi manutentivi già “lanciate” o meno nel mondo digital sarà fondamentale comprendere come cogliere tali opportunità e valutarne le potenziali ricadute sul proprio posizionamento competitivo».

Roland Berger, fondata nel 1967 in Germania, è la società di consulenza strategica di origine europea leader nel mondo. Con oltre 2.400 dipendenti in 36 Paesi opera in tutti i principali mercati internazionali attraverso 50 uffici.
Il motto è: navigating complexity. Perché da 50 anni Roland Berger supporta i propri clienti nell’identificare e implementare le giuste strategie per un successo duraturo.

www.rolandberger.com

Pompa di calore elio-assistita. Nuovo brevetto del Politecnico di Milano. La nuova pompa di calore brevettata dal Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano combina due tecnologie: quella della pompa di calore di tipo aria-acqua e quella dei pannelli solari ibridi fotovoltaici termici.
Elemento di congiunzione è l’evaporatore speciale a triplo fluido acqua-aria-refrigerante nel quale, oltre al tradizionale circuito in cui scorre il fluido refrigerante, è ricavato un circuito in cui scorre contemporaneamente acqua.
Tale circuito ad acqua è collegato a sua volta al campo di pannelli solari ibridi utilizzati per incrementare la temperatura dell’acqua e per produrre energia elettrica. In tal modo, la temperatura media dell’aria che attraversa l’evaporatore aumenta grazie al riscaldamento imposto dalla portata di acqua calda proveniente dal campo di pannelli solari, comportando un miglioramento delle prestazioni energetiche della pompa di calore. Inoltre, la potenza elettrica prodotta dal campo di pannelli solari ibridi è utilizzata per coprire la richiesta della pompa di calore riducendone così il prelievo dalla rete elettrica o garantendone il funzionamento autonomo.

Limiti e svantaggi della tecnologia attuale
Nel settore civile e industriale le pompe di calore elettriche sono molto utilizzate per scopi di riscaldamento e produzione di acqua calda sanitaria, per poter funzionare richiedono di estrarre energia da una sorgente a bassa temperatura (circa tra il 60% e 80% da acqua, aria o terreno) e di prelevare energia elettrica dalla rete elettrica nazionale (circa tra 20% e 40%). Ad oggi, salvo poche eccezioni, il funzionamento delle pompe di calore elettriche grava quindi completamente sulla rete elettrica nazionale.

Vantaggi della nuova pompa
Rispetto ad una pompa di calore tradizionale, la pompa di calore proposta:

1. Funziona correttamente anche in assenza di radiazione solare
2. In presenza di radiazione solare, funziona con prestazioni energetiche migliori a parità di effetto utile
3. Ha un prelievo di energia elettrica dalla rete ridotto
4. Garantisce prestazioni migliori anche del campo di pannelli solari ibridi
5. Nella stagione estiva, può funzionare come condizionatore per raffrescare gli ambienti e permette di sfruttare i pannelli solari per la produzione di acqua calda sanitaria

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Decreto incentivazione Fer 2018 – 2020. ITALIA SOLARE ha trasmesso al Ministero dello Sviluppo Economico alcuni suggerimenti su come migliorare il decreto sulle incentivazioni alle fonti rinnovabili per il triennio 2018-2020.
ITALIA SOLARE ritiene importante mantenere la neutralità tecnologica per puntare alle tecnologie più efficienti ottenendo in tal modo più energia pulita al minor costo possibile per gli italiani. Oggi di fatto, ricorda ITALIA SOLARE, le aste – fatta eccezione di pochissimi titolari di grandi aree in via di bonifica – sono riservate all’eolico a causa del divieto di incentivazione del fotovoltaico nelle aree agricole. La diversificazione per fonte è dunque ampiamente garantita e non vi sono ragioni per non premiare, almeno con i registri, gli impianti fotovoltaici laddove sono più convenienti rispetto ad altre fonti.

“Nell’ultima bozza di decreto ci sono certamente molti punti positivi di cui ne apprezziamo i contenuti, tuttavia riteniamo importante che possa essere considerata la possibilità di aumentare, almeno raddoppiandoli, i MWp dei contingenti da mettere a registro per consentire un reale sviluppo del mercato delle rinnovabili. Apprezziamo e chiediamo che sia confermata la frequente fissazione di aste, importante per dare tempo agli operatori di sviluppare adeguatamente i progetti e ridurre i costi tenendo conto della diminuzione dei costi della tecnologia. Allo stesso modo valutiamo favorevolmente il fatto che siano previste agevolazioni per le aggregazioni di impianti ai fini dell’incentivazione”, ha commentato Paolo Rocco Viscontini, presidente di ITALIA SOLARE.

In tema di sostituzione dell’amianto, l’associazione valuta positivamente la decisione di incentivare gli impianti installati sugli edifici per sostituire le coperture in amianto tramite un incentivo maggiorato e con un contingente dedicato. Tuttavia, per meglio garantire il successo dell’iniziativa, è necessario assegnare il premio non solo alle eccedenze ma a tutta l’energia prodotta. Allo stesso modo è opportuno che sia consentita la cumulabilità con altri incentivi, se presenti, per la rimozione dell’amianto nei limiti consentiti dalla legislazione europea sugli aiuti di Stato.

L’associazione chiede che il criterio di accesso prioritario agli incentivi relativo all’utilizzo dei siti bonificati preveda in modo esplicito che i siti contaminati vengano bonificati prima dell’installazione degli impianti fotovoltaici.

Infine, sulla piattaforma per i contratti di vendita di energia, secondo ITALIA SOLARE, è necessario prevedere strumenti di supporto al finanziamento per i produttori di energia e di copertura del rischio per i clienti/consumatori/traders che decidono di acquistare direttamente energia a lungo termine.

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

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

www.italiasolare.it