L’aumento del prezzo degli idrocarburi spinge a rialzo le tariffe elettriche e del gas sul mercato tutelato

Crescono le quotazioni delle materie prime e aumentano le bollette dell’energia. Per le famiglie si tratta di +3,8% per l’elettricità e +3,9% per il gas. Lo comunica nel consueto aggiornamento trimestrale l’Arera, Autorita’ di Regolazione per Energia Reti e Ambiente. Infatti, per il gas naturale (che ha un effetto rilevante anche per la generazione elettrica) il prezzo spot nel primo trimestre 2021, in base ai dati di pre-consuntivo, si è attestato intorno ai 19 euro/MWh, con un aumento di circa il 27% rispetto al livello medio registrato nel quarto trimestre 2020, complici anche temperature più rigide dello scorso inverno. La famiglia tipo ha consumi medi di energia elettrica di 2.700 kiloWattora all’anno e una potenza impegnata di 3 kiloWatt; per il gas i consumi sono di 1.400 metri cubi annui. Per l’elettricità la spesa per la famiglia-tipo nel periodo compreso tra il 1° luglio 2020 e il 30 giugno 2021 è di circa 517 euro, con una variazione del -0,7% rispetto ai 12 mesi equivalenti dell’anno precedente dal 1° luglio 2019 al 30 giugno 2020, corrispondente a un risparmio di circa 4 euro su base annua.  Nello stesso periodo, la spesa della famiglia-tipo per la bolletta gas è di circa 966 euro, con una variazione del -5,2% rispetto ai 12 mesi equivalenti dell’anno precedente, corrispondente ad un risparmio di circa 52 euro su base annua. La famiglia-tipo, quindi, beneficia ancora di un risparmio complessivo di circa 56 euro su base annua.   Un aumento che non pesa solo sulle famiglie, ma anche sui costi delle imprese e rende più onerosa la produzione e la commercializzazione in una situazione fortemente condizionata dall’emergenza Covid. “Si una serie di effetti negativi – sottolinea la Coldiretti – che si Riflettono in tutta la filiera e riguardano sia le attività agricole ma anche la trasformazione e la distribuzione”. (Fonte: rainews.it)

L’ambizioso piano di decarbonizzazione al 2050 rischia di naufragare a causa dei ritardi burocratici

I record registrati dall’eolico nel 2020 non bastano. Anche se continuassimo ad espandere l’energia dal vento con i ritmi dell’anno scorso, mancheremmo lo stesso l’appuntamento con la neutralità climatica entro il 2050. L’ultimo rapporto del Global Wind Energy Council(GWEC) avverte di non riposare sugli allori.

Nel 2020 l’industria eolica globale ha aumentato la capacità installata di 93 GW, un record assoluto. Ed è anche un balzo considerevole rispetto all’anno prima: +53% sul 2019. La capacità installata totale, a livello globale, ha sfiorato così i 750 GW. Abbastanza per evitare più di 1 miliardo di tonnellate di emissioni di CO2, tante quante ne produce in un anno l’intera America Latina.

Tuttavia, a livello globale “bisogna installare un minimo di 180 GW di nuova energia eolica ogni anno per evitare i peggiori impatti dei cambiamenti climatici, il che significa che l’industria e i responsabili politici devono agire rapidamente per accelerare l’implementazione”, scrive il GWEC. Questo ritmo basterebbe comunque soltanto per rispettare la soglia più alta di riscaldamento globale decisa con l’accordo di Parigi sul clima, +2°C rispetto ai livelli preindustriali.

Serve invece una marcia in più per non arrivare tardi all’appuntamento con la neutralità climatica a metà secolo. In quest’ottica, l’aumento di capacità installata annua dev’essere almeno di 280 GW. “Le nostre attuali previsioni di mercato mostrano che nei prossimi cinque anni verranno installati 469 GW di nuova capacità eolica”, ha affermato Ben Backwell, amministratore delegato di GWEC. “Siamo attualmente sulla buona strada per essere inferiori di 86 GW in media ogni anno. Per ogni anno che manchiamo l’obiettivo, la montagna da scalare diventa più alta”.
Il rapporto dà qualche consiglio alla politica per dare la scossa giusta. Essenziale è adottare un vero approccio di “emergenza climatica”. Nel concreto, bisognerebbe snellire la burocrazia e riformare le strutture amministrative che interessano l’eolico. Ovviamente, bisogna aumentare gli investimenti. Ma anche rinnovare i mercati dell’energia per garantire che rappresentino i veri costi sociali dell’inquinamento dei combustibili fossili e facilitare una rapida transizione verso un sistema basato sulle energie rinnovabili”.

(Fonte: rinnovabili.it)

Lo strumento delle aste a ribasso per le rinnovabili sta rallentando la crescita del settore

I prossimi dieci anni saranno fondamentali per mettere le politiche di decarbonizzazione del Vecchio Contenente su un percorso di successo. L’obiettivo delle zero emissioni in Europa richiede infatti diversi sotto-target da raggiungere in maniera progressiva. Ovviamente lo sviluppo delle fonti rinnovabili è al centro della scena. L’ultima direttiva approvata dall’UE prevede un obiettivo del 32% di energia verde nei consumi comunitari da raggiungere entro il 2030. Quota che a breve, promette l’esecutivo UE, sarà rivista al rialzo, in linea con le nuove ambizioni della legge europea sul clima.

Oggi il principale strumento per far crescere le green energy sono le aste al ribasso. Un meccanismo che, fino al 2025, dovrebbe sostenere ben il 70% dello sviluppo eolico e fotovoltaico nella regione europea. Tuttavia, spiegano gli analisti di Wood Mackenzie, gli attuali dati di settore evidenziano come le dinamiche a livello di mercato stiano plasmando l’approccio ai nuovi progetti. In altre parole, le aste rinnovabili da sole non saranno sufficienti a fornire la capacità necessaria alle zero emissioni in Europa.

“L’ipotesi che ogni meccanismo d’asta fornirà la sua piena quota di capacità, promuovendo alti livelli di concorrenza tra gli offerenti e prezzi più interessanti rispetto ai round precedenti, deve essere contestata”, afferma Peter Osbaldstone, direttore della ricerca di Wood Mackenzie. “La nostra analisi delle aste eoliche onshore in tutta Europa mostra che, dopo i bruschi ribassi iniziali, i prezzi sono rimasti relativamente piatti negli ultimi tre anni. Le dinamiche variano da mercato a mercato, ma ora stiamo assistendo ad una sottoscrizione in sottoscrizione nelle aste tedesche, francesi e italiane a causa di temibili colli di bottiglia nella pianificazione, che mantengono i prezzi medi invariati”.

La situazione italiana fornisce un fulgido esempio di ciò. I quattro bandi per l’assegnazione degli incentivi del Decreto Ministeriale FER 1 sono stati un fallimento. Di volta in volta, la scarsa domanda ha lasciato una differenza sempre più profonda con il contingente in gara. Le percentuali di riduzione per l’asta si sono fatte più esigue e il fotovoltaico è quasi scomparso  dalle offerte.

Invertire la tendenza è possibile, spiega Osbaldstone, tramite lo snellimento del processo autorizzato e la riduzione del rischio di consegna.

“Poiché la produzione di energia eolica e solare continua a rappresentare una proporzione crescente dell’approvvigionamento energetico complessivo, queste fonti affrontano un rischio crescente di cannibalizzare il proprio valore nei mercati. Di conseguenza, lo sconto tra i prezzi medi di mercato e quelli di acquisizione dell’energia rinnovabile aumenterà”, aggiunge Rory McCarthy, Principal Analyst di Wood Mackenzie. “L’entità della cannibalizzazione subita dai generatori eolici e solari nei mercati della decarbonizzazione sarà determinata da vari fattori, tra cui il tipo e la concentrazione della tecnologia, la capacità di rete e le condizioni della domanda di energia. La diversificazione del portafoglio, considerando […] anche opzioni di flessibilità come lo stoccaggio della batteria, può mitigare questa minaccia”.

Nel 2020, i prezzi dell’energia elettrica tendevano verso lo zero quando le fer non programmabili raggiungevano il 60% o più dell’offerta nella maggior parte dei grandi mercati europei. Ma la realtà sta cambiando. Il modello energetico di Wood Mackenzie rivela che entro il 2040, i prezzi elettrici in quegli stessi paesi non scenderanno a zero fino a quando le rinnovabili variabili non raggiungeranno il 110% o più dell’offerta. Questo cambiamento è reso possibile dalla crescente flessibilità della rete. L’energia viene immagazzinata ed esportata in ore a basso prezzo grazie ad un numero maggiore di impianti di stoccaggio e interconnettori. E in questo modo si riduce la quantità di energia a basso costo o “gratuita” sul mercato elettrico all’ingrosso.

“Non si dovrebbe presumere che una percentuale maggiore di rinnovabili si tradurrà sempre in un aumento delle ore a prezzo zero o negativo e in una crescente instabilità nei mercati energetici”, ha aggiunto McCarthy. “Una maggiore flessibilità giocherà un ruolo chiave nell’agevolare il cambiamento”. (Fonte: rinnovabili.it)

 

L’innalzamento del livello del mare metterà a rischio le aree costiere

Le coste della Sicilia sud-orientale potrebbero subire una progressiva sommersione, con una perdita presunta di circa 10 kmq di superficie nel 2100, a causa dei cambiamenti climatici del pianeta. E’ quanto emerge dallo studio realizzato nell’ambito del progetto Pianeta Dinamico che il ministero della Ricerca e dell’università ha finanziato all’Istituto nazionale di geofisica e vulcanologia svolto dall’Ingv con l’università Aldo Moro di Bari, quella di Catania e l’olandese Radboud e pubblicato sulla rivista internazionale ‘Remote Sensing’.

“Sappiamo che dal 1880 in poi il livello marino ha iniziato ad aumentare di 14-17 centimetri, ma oggi sta accelerando e sale alla velocità di oltre 30 cm per secolo – spiega Giovanni Scicchitano, associato di Geomorfologia a Bari – e in particolare, se non verranno ridotte le emissioni di gas serra, il livello del mare potrebbe salire anche di 1,1 metri nel 2100 e di vari metri nei due-tre secoli successivi”. “Abbiamo calcolato le proiezioni dell’aumento del livello marino – sottolinea Marco Anzidei, ricercatore dell’Ingv e primo autore della ricerca – per differenti scenari climatici e sulla base di vari parametri, tra cui l’espansione termica del mare, la fusione dei ghiacci continentali, la concentrazione di gas serra in atmosfera e, infine, i movimenti verticali del suolo. Insieme ai ricercatori Ingv Cristiano Tolomei, Christian Bignami ed Enrico Serpelloni, abbiamo valutato le deformazioni del suolo con dati spaziali delle aree che saranno potenzialmente allagate nel 2050 e nel 2100, valutando gli scenari in sei zone costiere”.

“I risultati per la piana di Catania – rivela Carmelo Monaco, ordinario di Geologia strutturale a Catania – indicano che, nell’area compresa tra i fiumi Simeto e San Leonardo, la perdita di territorio al 2100 sarebbe considerevole, con il mare che invaderebbe la zona depressa per diverse centinaia di metri. Nel porto di Augusta alcune aree industriali potrebbero essere coinvolte. Il porto di Siracusa è l’area che più soffrirebbe di un potenziale innalzamento del livello del mare al 2100: l’area della foce del fiume Ciane potrebbe essere invasa dal mare per una estensione fino ad 1 km nell’entroterra rispetto l’attuale linea di riva. Le Saline del fiume Ciane, attualmente Riserva Naturale Orientata e che negli ultimi anni hanno già subito un arretramento misurato da dati satellitari di circa 70 metri, verrebbero totalmente sommerse. Sorte simile potrebbe toccare alla Riserva di Vendicari, le cui aree umide potrebbero sparire lasciando sparse isole relitte”. (Fonte: ansa)

Slitta ancora la data ultima per l’obbligo di passaggio al libero mercato dell’energia

Al momento coesistono in Italia due tipi di mercato per il settore energetico: il mercato tutelato e il mercato libero. Questa differenza doveva cessare il 1 Gennaio 2022, con l’abolizione prevista del mercato tutelato, che invece è slittata ancora una volta, mentre il passaggio al mercato libero passerà al 1 gennaio 2023.

Cosa cambierà il primo Gennaio 2023?

Il mercato tutelato è il mercato dell’energia (luce e gas) controllato dallo Stato tramite ARERA, l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambienti. Questo tipo di mercato è stato l’unico sino alla fine degli anni ‘90 ed è improntato alla tutela verso il consumatore tale per cui il prezzo è controllato dallo Stato per evitare impennate o speculazioni.

In seguito al processo di liberalizzazione e privatizzazione iniziato negli anni ‘90, si è creato il mercato libero che è andato ad affiancare il mercato tutelato in un’ottica di sinergia in previsione della sostituzione. Nel mercato libero, le aziende e non ARERA controllano il prezzo cosicché la competizione bilanci le condizioni del mercato e permetta ai consumatori di scegliere le offerte luce più convenienti per loro.

Mentre ARERA è l’ente di controllo per il mercato tutelato, l’Antitrust lo è per quello libero vigilando sulle procedure e sulla loro trasparenza.

Da notare che in entrambi i mercato, i costi di gestione sono gli stessi essendo fissi; è inoltre possibile che vi siano le stesse aziende in entrambi i regimi di mercato, benché sotto diverso nome. Infatti ENEL è Enel Energia nel mercato libero e Enel Servizio Elettrico Nazionale nel mercato tutelato.

Il dibattito sul passaggio al mercato libero e sullo slittamento

Come immaginabile, questo passaggio ha diviso e scatenato dibattiti. Da un lato, i sostenitori del regime di tutela sostengono che questo protegga i consumatori evitando le sperequazioni di mercato. Dall’altro lato, i fautori del regime di mercato libero ribattono che, come sostenuto dal vicepresidente di Gas&Power market Edison Massimo Quaglini, il regime libero non solo porti ad un abbassamento dei prezzi dovuto alla concorrenza ma anche ad un’innovazione dell’efficientamento energetico e delle tecnologie di distribuzione.

Lo slittamento inoltre provocherebbe, nelle parole di Quaglini, una riduzione ed un ritardo degli investimenti da parte delle grandi aziende. Secondo Péter Ilyés, CEO di E.On Italia, l’ulteriore slittamento al 2023 è sintomo di un’incertezza normativa che non giova né ai consumatori né alle aziende.

Della stessa opinione è Remo Maolidi Sorgenia che esprime la preoccupazione che l’incertezza normativa unita al nuovo rinvio provochi atteggiamenti aggressivi da parte di alcuni attori di mercato limitando i meccanismi concorrenziali (che beneficiano i consumatori) e gli investimenti (che beneficiano l’innovazione).

Sulla scia di queste ultime affermazioni, Giacomo Prennushi di Ènostra, calca ulteriormente la mano ribadendo come i rinvii, l’incertezza e la difficoltà di definire chiaramente l’orizzonte temporale del passaggio spinga alcuni attori commerciali ad operare con messaggi non trasparenti né affidabili.

La transizione da mercato tutelato a mercato libero

Questo regime di affiancamento avrà termine nel gennaio 2023 come stabilito dall’ultimo decreto Milleproroghe.

Al 1° gennaio 2023 scadrà quindi il termine ultimo per il passaggio al mercato libero e tutte le utenze domestiche e micro-aziendali saranno trasferite al regime libero. Il passaggio obbligato interessa 16 milioni di utenze domestiche e oltre 200 mila utenze micro-aziendali

Per i clienti, dovrà essere il loro attuale fornitore di regime tutelato a fornire la nuova offerta in regime libero aspettando poi al cliente decidere se accettare oppure se cercare una nuova offerta. È importante ricordare che il recessosi può effettuare:

o in qualsiasi momento

o senza costi aggiuntivi

o senza more o penali

Se a gennaio 2023 non si sarà passati al mercato libero, allora ARERA assegnerà un gestore provvisorio per sei mesi con un’offerta PLACET (Prezzo Libero a Condizioni Equiparate di Tutela). Ciò avverrà senza vincolo di contratto, perciò per 6 mesi il cliente potrà cambiare fornitore senza problemi. Passati questi 6 mesi, verrà stabilito un nuovo fornitore tramite concorso.

L’offerta PLACET è un’offerta di fornitura luce e gas a determinate condizioni dettate da ARERA, in particolare una tariffa standard senza servizi né costi aggiuntivi.

Come passare al mercato libero

Passare al regime di mercato liberoè totalmente gratis. Individuato il fornitore più adatto a te e l’offerta più conforme alle tue esigenze, dovrai munirti dell’ultima bolletta in regime tutelato e contattare il fornitore. Il passaggio avrà luogo entro e non oltre i 60 giorni.

È bene ricordare che non ci sarà nessuna interruzione della forniturae nessuna riduzione della qualità del servizio nell’erogazione della luce e del gas. Cambierà il prezzo a seconda dell’offerta che si è voluto sottoscrivere. Individuata l’offerta, dovrai comunicare al fornitore i seguenti dati:

o Nome, cognome e codice fiscaledell’intestatario

o Codice POD per la luce e codice PDR per il gas (i cosiddetti codici identificativi dell’utenza) che troverai nell’ultima bolletta ricevuta

o Indirizzo fisico di fornitura

o Indirizzo di fatturazione se diverso da quello di fornitura

o Indirizzo email (se ricevi le bollette digitalmente)

o In caso di offerta sottoscritta online, dovrai fornire l’IBAN per l’addebito automatico su conto corrente

In termini di costi, il passaggio in sé non prevede alcun costo eccetto i € 16 per la marca da bollo e l’eventuale deposito cauzionale (che di solito non si paga addebitando le bollette su conto corrente bancario).

Il passaggio per le imprese

Per tutte le utenze aziendali individuate con questi criteri:

o tra i 10 e i 50 dipendenti

o fatturato tra i 2 e i 10 milioni di €

o Oppure se aventi un punto di prelievo con potenza impegnata >15 kW

Entro i primi 6 mesi del 2021 (1° gennaio – 1° giugno), tutte le aziende ancora in regime di tutela resteranno con il proprio fornitore pagando una tariffa PLACET già esistente, il cui prezzo della componente energia sarà legato alla variazione del Prezzo Unico Nazionale (PUN). Durante questo periodo di transizione, le aziende potranno naturalmente scegliere il fornitore a loro più conveniente.

A partire dal 1° luglio 2021, tutte le imprese passeranno al regime di mercato libero venendo assegnate a fornitori scelti con concorso nazionale per 3 anni con una tariffa legata alle offerte PLACET, il cui prezzo della componente energia sarà ugualmente collegato all’andamento del PUN. (Fonte: qds.it)

 

Come produrre energia elettrica dal mare

Quando si parla di energia del mare si fa riferimento alla possibilità di generare energia direttamente dal mare e dai suoi movimenti. Parliamo di una delle principali forme di energie rinnovabili tra le più importanti perché con la vasta quantità di mari e oceani presenti sul nostro pianeta si tratta di una fonte inesauribile di energia, appunto. Nello specifico, l’energia delle maree, grazie a speciali tecnologie di tipo fluidodinamico, può essere trasformata in energia elettrica sfruttando la forza meccanica dei movimenti dell’acqua. Dal momento che l’energia del mare è inesauribile si moltiplicano di giorno in giorno gli studi sulla realizzazione di sistemi sempre più efficienti e all’avanguardia per produrre energia da questa fonte tanto preziosa per noi.

Il primo brevetto per trarre energia marina fu depositato in Francia nel 1799, dai Girard (padre e figlio). Da quel momento tutta una serie di inventori hanno cominciato a studiare il mare e gli oceani per capire come utilizzare l’energia marina. Fino ad oggi, tuttavia, l’energia dall’oceano e quella del mare sono state impiegate in modo molto ridotto, per via di una serie di difficoltà perlopiù tecniche.

C’è però da sperare che nel futuro le cose cambieranno, perché sono ricominciati i tentativi di realizzazione di impianti produttivi che sfruttano l’energia del mare. Anche perché consentirebbe, a fronte di un ridotto rischio per l’ambiente, di superare l’attuale fabbisogno di energia che va crescendo negli anni.

Energia marina: come funziona

Le tecnologie che rendono possibile lo sfruttamento dell’energia marina ricavano energia meccanica dal movimento dell’acqua come, per esempio, l’energia del moto ondoso, l’energia delle maree o quella delle correnti e la convertono in energia elettrica. In alcuni casi sfruttano invece il potenziale termico o chimico. Esistono diversi tipi di energia marina creata da impianti con diversi funzionamenti che sfruttano l’energia delle onde del mare.

Innanzitutto l’energia delle correnti marine, tratta da alcune pale che producono energia in modo meccanico proprio come avviene con l’energia eolica, utilizzando però dei generatori ad asse orizzontali (più adatti in regimi di correnti costanti, ad esempio quelle del Mediterraneo) o verticali (ideali per le correnti di marea che cambiano direzione), a seconda della diversa direzione delle correnti. Solitamente le correnti marine hanno una densità diversa e una direzione e velocità relativamente costanti. Ne esistono di vari tipi: ad esempio costiere o di mare aperto, superficiali o di profondità, stabili o stagionali.

Poi c’è l’energia mareomotrice, cioè quella generata dalle maree, ovvero il ritmico innalzamento e abbassamento del livello del mare, provocato dall’azione gravitazionale di luna e sole. L’acqua entra dentro delle turbine, genera energia al variare delle maree, sia alte che basse e tutto ciò è reso possibile da speciali impianti che ricavano energia dagli spostamenti d’acqua. Oggi in questi impianti si utilizzano dei pesi che contrastano la forza di gravità: cassoni riempiti d’aria che si muovono con delle turbine, il movimento di alcune ruote a pale o con il riempimento dei bacini e il successivo svuotamento.

Da ricordare anche l’energia del moto ondoso, l’energia cinetica del movimento delle onde. Oggi sono tante le realtà imprenditoriali che stanno investendo in questa forma di generazione di energia per sfruttare in modo sempre più efficiente il movimento di mari e oceani. Il sistema di generazione elettrica che sfrutta le onde è anche conosciuto con il nome di “cimoelettrico”.

L’energia talassotermica, invece, fa riferimento a quella tecnologia che produce energia grazie alla variazione di temperatura che si registra tra la superficie marina e le profondità. Il principio di funzionamento è simile a quello di una centrale a vapore, in quanto utilizzando un fluido che evapora alla temperatura dell’acqua di superficie, il vapore in pressione mette in moto una turbina, passa a un condensatore e torna allo stato liquido raffreddato dall’acqua del fondale. Si tratta di un tipo di energia che richiede una centrale OTEC (Ocean Thermal Energy Conversion) i cui costi di installazione sono parecchio alti, motivo per cui non è molto utilizzata.

Infine l’energia a gradiente salino, che sfrutta la diversa concentrazione di sale dell’acqua dolce e di mare che genera appunto l’energia chimica a gradiente salino. In pratica durante il procedimento vengono separate le diverse acque per osmosi e l’unico prodotto di scarto del processo è l’acqua salmastra. Per il resto, è una delle forme più sostenibili che crea energia pulita al 100%. Si può ottenere energia dal gradiente salino con l’elettrodialisi inversa (detta anche RED, dall’inglese “Reverse Electro Dialysis”), la Pressure Retarded Osmosis (detta anche “PRO”) e il metodo capacitivo.

Energia marina: vantaggi e svantaggi

L’energia marina ha vantaggi e svantaggi. Possiede certamente un elevato potenziale energetico è il vantaggio principale, oltre quello di essere un’energia green, e sicuramente il basso impatto ambientale. Gli impianti sono sotto costante analisi e miglioramento da parte dei ricercatori in funzione di crearne di nuovi sempre più efficienti.

Inoltre, dal momento che le centrali mareomotrici presentano un funzionamento molto simile a quello delle centrali idroelettriche, la fase di progettazione è resa più semplice dalla presenza di dati già disponibili e collaudati.

Tra gli svantaggi dell’energia marina però vanno elencati sicuramente gli alti costi di realizzazione e gestione e la difficoltà a trovare delle zone idonee per gli impianti. Non tutte, infatti, sono adatte per la loro installazione e il loro funzionamento, senza contare che richiedono spazi enormi. La potenza generata da questi impianti, tra l’altro, è abbastanza modesta mentre non lo sono i costi di realizzazione e di gestione che, al contrario, risultano piuttosto elevati.

Allo stato attuale, l’installazione degli impianti su scala industriale presenta una determinata quantità di rischio per quanto riguarda l’impatto ambientale, dovuta principalmente alla potenziale corrosività dell’acqua marina. Tuttavia, la continua ricerca e il progresso tecnologico, uniti ad un abbassamento dei costi, daranno sicuramente una spinta all’energia marina affinchè sia sempre più utilizzata nel mondo come energia pulita.

Impianti che sfruttano l’energia marina

La più grande installazione per lo sfruttamento di energia da marea è un impianto da 254 MW completato nel 2011 presso Sihwa Lake, in Corea del Sud. Attualmente sono in fase di realizzazione 30 turbine tidali con una capacità di 1.05 MW, che saranno installate nell’East River di New York. Inoltre, procede la costruzione di un impianto da 240 MW a Swansea, nel Regno Unito.

In Italia si trova uno dei siti più interessanti di energia da correnti marine: lo Stretto di Messina dove sono presenti correnti molto veloci e per questo sono stati installati generatori studiati appositamente, con pale particolari che sfruttano la rotazione sia attorno al mozzo dell’elica sia attorno al proprio asse, che hanno dimostrato di generare ottimi risultati.

Il porto di Civitavecchia ha predisposto l’installazione di due dispositivi, il REWEC ed il WAVESAX. Entrambi sono del tipo “Oscillating water column” ma il primo è un dispositivo nato per essere integrato in strutture di difesa portuale con una turbina ad aria, il secondo è un dispositivo modulare con una turbina idraulica.

L’unica centrale di energia mareomotriceattualmente utilizzata e funzionante invece è quella di Saint-Malo in Francia. Situata sulla foce del fiume Rance, costruita tra il 1961 e il 1966, la centrale è capace di sfruttare una marea particolarmente ampia che arriva fino ai 13,5m di dislivello. La portata raggiunge circa i 18000 metri cubi d’acqua al secondo, con una potenza massima erogabile di 240 MW. Ogni anno la centrale copre il 3% del fabbisogno elettrico della Bretagna Francese.

Attualmente esiste una centrale OTEC in funzione nelle Hawaii, capace di generare 250 kW. Sono stati studiati sistemi più potenti fino all’ordine di qualche MW, ma ancora non sono stati utilizzati. Inoltre esistono diversi impianti di energia a gradiente salino nel mondo con picchi di potenza fino a 2-4 kW.

A fronte dell’interesse internazionale nei confronti di questa tecnologia ma anche riconoscendone l’importanza per l’ambiente, l’Unione Europea ha inserito le energie rinnovabili marine nei programmi di politica comunitaria.

Il futuro delle tecnologie per l’energia marina

La maggior parte delle tecnologie che sfruttano l’energia marina sono ancora in fase di progettazione e testing. Recenti analisi hanno stimato una capacità installata per l’onda e per l’energia delle maree combinata di 15 GW entro il 2030 e 71 GW entro il 2050 in base al successo dello sviluppo delle tecnologie. Certo è che più dispositivi saranno installati con successo più si abbasseranno i costi, quindi è plausibile aspettarsi un’evoluzione del mercato annuale multi-GW.

Attualmente la Comunità Europea ha predisposto una serie di iniziative che avranno un ruolo centrale sia nel promuovere la cooperazione che nell’abbattere le barriere tecniche che precludono ora lo sviluppo di questi impianti. Il loro sviluppo è legato essenzialmente ai risultati che la ricerca sarà in grado di raggiungere che, insieme ad una sinergica politica comunitaria e nazionale, permetteranno di rendere fruibili e accessibili a livello commerciale questi dispositivi. (Fonte: quifinanza)

 

 

 

 

Lo sviluppo eolico in Germania

L’anno scorso il vento ha rappresentato il 27% del consumo di elettricità della Germania. E le rinnovabili in totale sono state oltre il 50%. Con 63 GW di parchi eolici onshore e offshore, la Germania ha la più grande capacità di energia eolica in Europa. La Germania dovrebbe rimanere il leader nell’espansione dell’eolico onshore nel periodo 2021-25, secondo le ultime previsioni di WindEurope. Ma questo accadrà solo con alcune correzioni di policy.

I NODI RIMANGONO AUTORIZZAZIONI E REPOWERING

Secondo WindEurope, la nuova legge tedesca sull’energia rinnovabile EEG2021 contiene diverse caratteristiche positive. Definisce chiaramente i volumi annuali dell’asta dell’energia eolica fino al 2030. Crea un nuovo modello per il governo e i Bundeslander per identificare congiuntamente i siti per i nuovi parchi eolici. Migliora le regole sulla partecipazione comunale ai parchi eolici. Ma lascia irrisolti i principali problemi che devono affrontare lo sviluppo eolico onshore in Germania: autorizzazioni e repowering. Il governo ha riconosciuto questi problemi quando l’EEG2021 è stato concordato e si è impegnato ad affrontarli con una “risoluzione legislativa” nel primo trimestre del 2021. Ma non sono stati ancora compiuti passi e con le elezioni in programma a settembre il tempo per il governo sta scadendo.

LETTERA DEL MONDO EOLICO AL GOVERNO TEDESCO

In una lettera al governo tedesco, WindEurope e le associazioni tedesche per l’energia eolica BWE e VDMA Power Systems hanno quindi chiesto al governo tedesco di mantenere rapidamente la promessa specificando anche sei semplici misure che rilancerebbero l’eolico onshore tedesco a breve termine.

SEI MISURE PER RILANCIARE L’EOLICO TEDESCO

La lettera esorta la Germania ad adeguare i termini delle autorizzazioni e ad agevolare il processo generale di approvazione. La Germania dovrebbe anche consentire lo sviluppo di accordi aziendali di acquisto di energia rinnovabile (PPA). Il 2021 è stato un anno record per i nuovi PPA in Europa. Sempre più aziende e industrie desiderano ottenere elettricità verde a basso costo dall’eolico. La Germania è in ritardo rispetto a mercati PPA forti come Svezia o Spagna. E la Germania dovrebbe incentivare la ricerca e lo sviluppo di nuove tecnologie eoliche onshore esentando le turbine da 6 MW dal dover competere nelle aste.

WINDEUROPE: ALCUNE MISURE CONSENTONO LO SBLOCCO DELLE AUTORIZZAZIONI

“Se la situazione sui permessi non dovesse migliorare, gli investitori nei parchi eolici si sentiranno frustrati e volteranno le spalle alla Germania. Le soluzioni sono semplici. Alcune delle misure che proponiamo richiedono alla Germania di attuare l’attuale direttiva Ue sulle energie rinnovabili. Queste misure possono sbloccare grandi volumi di nuovi progetti di energia eolica attualmente bloccati nel processo di autorizzazione”, ha affermato Giles Dickson, CEO di WindEurope.

NO A TAGLI ARBITRARI AI VOLUMI DELLE ASTE

Solo una delle misure riguarda direttamente il nuovo EEG2021. Allo stato attuale, la legge consente al regolatore tedesco di ridurre i volumi delle aste di energia eolica se teme che un’asta possa essere sottoscritta in modo insufficiente. Ciò va contro la regola Ue che afferma che i governi devono dare 5 anni di visibilità sui tempi, i volumi e i budget assegnati alle aste delle energie rinnovabili. “I tagli arbitrari ai volumi delle aste volano contro certezza, visibilità e fiducia degli investitori. Nessun altro paese lo fa “, ha affermato Dickson.

Lo scorso fine settimana due importanti Bundeslander tedeschi hanno eletto nuovi governi. Sia nel Baden-Württemberg che nella Renania-Palatinato, le elezioni hanno registrato enormi successi per i partiti che sostengono l’espansione dell’energia eolica.

Conclude Dickson: “Chiediamo ai governi tedeschi di adottare sei semplici misure che sbloccheranno investimenti immediati, posti di lavoro e crescita. Ogni nuova turbina eolica genera in media 10 milioni di euro di attività economica. La Germania dovrebbe abbracciare questa tecnologia specialmente in un anno di elezioni”. (Fonte: energiaoltre)

La politica industriale europea per accompagnare la mobilità elettrica verso la piena sostenibilità ambientale

La prossima revisione degli standard sulle emissioni dei veicoli leggeri da parte del Parlamento europeo, prevista per giugno 2021, potrebbe rendere impossibile la commercializzazione di veicoli termici dal 2035. Lo ha detto a Parigi Pascal Canfin, presidente della commissione per l’ambiente, la sanità pubblica e la sicurezza alimentare del Parlamento europeo, nel corso di un’audizione alla commissione dell’Assemblea Nazionale per lo sviluppo sostenibile.

“Nei prossimi 18 mesi, una cinquantina di leggi saranno riviste a livello europeo per dare sostanza legislativa al Green Deal – ha ricordato Canfin – e uno di questi testi è quello relativo alla Legge sul clima, che fisserà l’obiettivo di ridurre le emissioni di CO2 almeno del – 55% nel 2030”. Altro importante pacchetto sarà quello in arrivo nel prossimo giugno 2021 “con 12 direttive relative al mercato del carbonio e alla nuova CO2, obiettivi che saranno applicati ai settori dell’auto, dell’agricoltura, della produzione di energia, delle abitazioni”.

Nell’ambito di questa revisione degli standard di CO2 per i veicoli leggeri – ha annunciato Pascal Canfin – “ci sarà una profonda trasformazione del mercato automobilistico”. La proposta della Commissione potrebbe infatti prevedere che entro il 2035 non sia più possibile commercializzare veicoli diversi da quelli elettrici. “Lo standard sulla CO2 sarà così severo che, allo stato attuale della tecnologia dei motori benzina e diesel, i propulsori termici non saranno più in grado di soddisfare il nuovi limiti”, ha spiegato Pascal Canfin.

Alla domanda sull’impatto in termini di CO2 dei veicoli elettrici Canfin ha spiegato che “tutte le analisi, comprese quelle delle Ong, dimostrano che anche con una batteria non riciclabile e ricariche che non rientrano nell’economia circolare, il veicolo elettrico rimane migliore dal punto di vista ambientale”. Canfin ha però precisato che “affinché le prestazioni ambientali (delle auto elettriche) siano veramente ottimizzate e non ci siano effetti collaterali negativi in termini di estrazione mineraria e materie prime, è ovviamente necessario orientarsi verso un’economia circolare dei materiali – soprattutto terre rare – utilizzati per la fabbricazione. di batterie”.

Per questo, l’Unione europea sta intraprendendo due azioni. “Da un lato – spiega Canfin – l’alleanza europea per le batterie lanciata nel 2017 consentirà il dispiegamento della produzione in Europa di batterie che sono ora in gran parte importate dall’Asia. Abbiamo adeguato le regole della concorrenza per consentire una cooperazione molto forte da parte dei protagonisti europei su questo tema assolutamente strategico della batteria. La direttiva sulle batterie dovrebbe fissare standard di accesso al mercato per batterie che sono molto più rispettose dell’ambiente. Questa direttiva sarà negoziata nel 2021 per l’attuazione probabilmente nel 2022-2023, il che migliorerà in modo significativo gli obblighi ambientali”.

L’altro ambito citato è quello del mercato delle compensazioni di CO2, i cosiddetti certificati verdi, che “potrebbe essere applicato al settore dei trasporti su strada”.

Questo probabilmente per raggiungere gli obiettivi di riduzione dell’impatto, senza obbligare a trasformazioni radicali del parco veicolare, che nell’ambito dei veicoli industriali richiedono tempi più lunghi rispetto alle auto. (Fonte: Ansa)

Il piano del Canada per elettrificare i trasporti

In un’intervista al quotidiano Globe and Mail, la ministra delle Infrastrutture del Canada Catherine McKenna ha annunciato che il governo federale creerà un fondo da 2,7 miliardi di dollari destinato all’elettrificazione del trasporto pubblico su strada. La cifra andrà a sommarsi a quella già prevista dalla Canada Infrastructure Bank – un ente federale che fornisce sostegno finanziario a progetti infrastrutturali di interesse pubblico – per gli autobus elettrici: 1,5 miliardi di dollari.

COSA HA DETTO LA MINISTRA MCKENNA

McKenna ha spiegato che la combinazione dei due fondi fornirà alle autorità cittadine una maggiore disponibilità di opzioni, tra prestiti a basso interesse da parte della banca e finanziamenti governativi diretti, che possano permettere loro di acquistare nuovi autobus elettrici e di realizzare l’infrastruttura di ricarica necessaria al loro funzionamento.

6 MILIARDI IN CINQUE ANNI PER LA MOBILITÀ

Il fondo da 2,7 miliardi di dollari per gli autobus elettrici proviene da un piano di spesa più ampio, da quasi 6 miliardi in cinque anni destinati a progetti sulla mobilità.

GLI OBIETTIVI CLIMATICI DEL CANADA

Il Canada si è impegnato a raggiungere la neutralità carbonica (o “zero netto”) entro il 2050. McKenna ha detto che, per soddisfare l’obiettivo, il paese deve ridurre le emissioni generate dal proprio settore dei trasporti, che rappresentano il 25 per cento del totale.

LA QUESTIONE ECONOMICA DEL TRASPORTO PUBBLICO ELETTRICO

La ministra ha detto che lo sforzo climatico di Ottawa rappresenta “una questione economica e lavorativa per il Canada” perché “le aziende che producono i bus sono spesso canadesi”.

Sono infatti diverse le aziende canadesi che realizzano autobus a zero emissioni, come Nova Bus, Lion Electric, NFI Group e GreenPower Motor.

McKenna ha specificato che le città canadesi non saranno obbligate ad acquistare autobus made in Canada, sebbene storicamente abbiano preferito i produttori locali. La ministra ha invitato le autorità municipali ad aprire delle aste e valutare se “i produttori canadesi sono quelli con la tecnologia appropriata per loro”. (Fonte: energiaoltre)