Basilicata, 10 milioni di euro per efficienza energetica e rinnovabili in edilizia

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Venerdì, 3 Ottobre 2014
La Regione Basilicata mette a disposizione 10 milioni di euro, per l’efficientamento energetico degli edifici tramite una serie di misure finalizzate a ridurre i costi dell’energia. Sarà possibile consegnare la domanda dal 17 novembre 2014 al 19 gennaio 2015. Il bando è online.

Risparmiare sulle bollette di luce e gas, intervenendo sulle abitazioni private con un grande piano di efficientamento energetico. Questo l'obiettivo del bando della Regione Basilicata “Contributi per interventi di risparmio energetico su unità abitative private” (vedi sotto), che mette a disposizione dieci milioni di euro, per l’efficientamento energetico degli edifici. L'avviso pubblico è stato approvato a metà settembre dal governo regionale, su proposta dell’assessore alle Politiche di Sviluppo, Raffaele Liberali e il bando è stato pubblicato il 1 ottobre sul Bollettino Ufficiale Regione Basilicata (BUR n. 37 del 1/10/2014).

Diversi gli interventi inclusi: dall’installazione degli impianti fotovoltaici, all’installazione degli impianti solari per la produzione di acqua calda per usi sanitari, dagli interventi di miglioramento delle prestazioni energetiche dell’involucro edilizio a quelli per ottimizzare la resa degli impianti di climatizzazione invernale fino all’installazione di sistemi di riscaldamento alimentati a biomasse combustibili. Si tratta, dunque, di una serie di misure finalizzate a ridurre il costo dell’energia.

I contributi, in particolare, copriranno le spese tecniche sostenute per la progettazione, direzione lavori, collaudo e certificazione (comprese le opere strettamente necessarie e connesse a tali interventi) e la fornitura e posa in opera dei materiali, in una percentuale dal 40% al 100% del costo dell'investimento, a seconda dell'ISEE del richiedente (vedi art. 5). I costi massimi ammissibili, comprensivi di spese tecniche e IVA, per tipologia di intervento sono:

  • Per l'installazione di impianti fotovoltaici per la produzione di energia elettrica: 4.500 €
  • Per interventi di miglioramento delle prestazioni energetiche dell'involucro edilizio: 10.000 €
  • Per l'installazione di impianti solari per la produzione di acqua calda per usi sanitari: 3.000 €
  • Per interventi di miglioramento delle prestazioni energetiche degli impianti di climatizzazione invernale: 4.000 €
  • Per l'installazione di sistemi di riscaldamento alimentati a biomasse combustibili: 3.000 €  

La richiesta di contributo è riservata a chi risiede, in qualità di proprietario o a qualsiasi altro titolo, nella unità abitativa su cui si intende intervenire. Per venire incontro alle fasce sociali più deboli, nella graduatoria per la concessione dei contributi sarà data priorità a chi versa in condizioni di disagio. La valutazione sarà effettuata in base ai parametri Isee (Indicatore situazione economica equivalente).

Il bando indica anche le tipologie abitative destinatarie degli interventi. L’elenco comprende gli “edifici adibiti a residenza e assimilabili” accatastati nella categoria civile, economica popolare, ultrapopolare, rurale, villini, abitazioni e alloggi tipici dei luoghi. Non sono ammesse le domande di contributo per “edifici in corso di realizzazione o per le unità abitative non accatastate".

La gestione dell’Avviso sarà affidata alla società energetica lucana, società in house della Regione. Per compilare la domanda occorre prima registrarsi sul portale istituzionale della Regione Basilicata.

Per questa operazione gli interessati hanno a disposizione 45 giorni a partire dal 1 ottobre. Lo sportello telematico per la presentazione della domanda sarà aperto a partire dalle 8 del 17 novembre 2014 e fino alle ore 13 del 19 gennaio 2015.

Il Bando (pdf)

Aste competitive per l'eolico: un fallimento in tre atti

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Venerdì, 3 Ottobre 2014
Simone Togni
Il sistema di assegnazione degli incentivi tramite aste competitive soprattutto per l'eolico è stato fallimentare. Dopo l'asta 2012 risultano in esercizio appena 217 MW e nessun MW dopo l'asta 2013. Anche quella del 2014 porterà scarsi risultati. Cosa è accaduto e quali correttivi adottare lo spiega un'analisi di Anev.
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Dopo l’entrata in vigore del nuovo sistema di assegnazione degli incentivi alle rinnovabili tramite aste competitive e in vista della sua prossima rivisitazione prevista entro il 31 dicembre 2014, è possibile fare un bilancio dopo le prime tre sessioni del nuovo meccanismo.

Per quanto riguarda l’eolico i risultati sono francamente deludenti. Questa circostanza che era stata da tempo prevista dall'ANEV (Associazione Nazionale Energia del Vento, ndr), e purtroppo si è concretizzata con un blocco pressoché totale in questo 2014 di nuove iniziative. Come emerge da uno studio effettuato dall’associazione di categoria, infatti, dell’asta 2012 il 46% dei MW risultati vincitori, e quindi aggiudicatari dell’incentivo, non sono ancora in costruzione. Dei 442 MW ammessi solo 217 MW sono in esercizio (49%) e 22 MW (5%) in costruzione (vedi grafico a destra).

Destano ulteriore preoccupazione i dati relativi all’asta 2013, che evidenziano come nessuno degli impianti ammessi, pari a 465 MW, risulti in esercizio e solo 113 MW (25%) in costruzione. Ciò evidenzia quindi come ci siano ad oggi 346 MW (75%) aggiudicatari dell’asta dello scorso anno che sono praticamente in una situazione di stallo (vedi grafico in basso).

Aggregando i dati relativi ai due anni quindi è assolutamente preoccupante rilevare come per 550 MW su 907 MW (61%!) non sia stata ancora posata la prima pietra e solo 16 impianti su 36 allo stato attuale siano destinati a produrre energia (per una visione d'insieme della situazione delle aste 2012 e 2013 sia in termini di megawatt che di numero di impianti si veda la scheda Anev, ndr).

Le perplessità si accentuano esaminando i risultati dell’asta 2014, con 356 MW contendibili, i cui risultati evidenziano come ci sia stato un progressivo innalzamento dei livelli di sconto che renderà presumibilmente irrealizzabili gran parte degli impianti in graduatoria. Purtroppo la necessità di abbreviare i tempi di realizzazione ed entrata in esercizio degli impianti, a cui si aggiunge il ritardo nell'emanazione delle regole che governeranno lo sviluppo delle rinnovabili per il periodo post-2015, ha obbligato la gran parte degli operatori a forzare la mano sulle offerte, tanto da avere sconti anche molto spinti, accentuando per questa sessione il rischio di non veder realizzati gli impianti vincitori anche se supportati da garanzie fideiussorie bancarie.

Va considerato poi un altro aspetto preoccupante, cioè la presenza tra gli ammessi di numerose società all’apparenza slegate dal mondo degli operatori industriali dell’eolico e presumibilmente riconducibili a sviluppatori che non hanno mezzi economici e tecnici o conoscenze specifiche del settore da consentire loro di realizzare autonomamente un impianto.

Alla luce di tutto ciò sembra oramai chiaro che l’esperimento delle aste ha avuto un risultato ad oggi che può considerarsi fallimentare. L’obiettivo infatti non può essere limitato ad avere sconti significativi, ma deve essere invece rapportato al livello di sconto raggiunto dagli impianti in esercizio e da questo punto di vista il risultato è pessimo. Inoltre si deve aggiungere l’aumento del contenzioso che rischia di bloccare ulteriormente anche le poche iniziative in fase di realizzazione e allontanare ulteriormente gli operatori seri. In poche parole l’introduzione di questo sistema sta portando al blocco dell’eolico, la cui percentuale di realizzazione sta progressivamente crollando e le nuove installazioni di fatto sono pochissime.

Come uscire da questa situazione? Innanzitutto prendendo quanto di buono c’è nel nuovo sistema, e cioè il fatto che la procedura competitiva ha iniziato a selezionare i progetti con una producibilità più alta. Quindi bisogna correggere le cose che non hanno funzionato e in particolare ridurre al massimo la “sindrome del vincitore”, cioè il fatto che pur di risultare vincitori alcuni partecipanti si spingano a formulare offerte poi insostenibili economicamente. Da questo punto di vista la strada migliore è di elevare l’asticella dei progetti, prima ancora che dei soggetti, partecipanti consentendo la partecipazioni solo a quelli cantierabili (escludere ad esempio la possibilità di partecipazione con la sola VIA).

Poi sembra indispensabile rendere operativo il meccanismo di scorrimento della graduatoria che oggi è inapplicabile se non dopo 42 mesi (quindi mai), sarebbe a tal fine sufficiente introdurre meccanismi di controllo dell’avanzamento delle realizzazioni su base di un crono programma definito che, qualora non rispettato per motivi imputabili al proponente, comporti la possibilità di sostituzione dell’operatore inadempiente al quale deve essere comunque data la possibilità di uscita con escussione parziale della garanzia ovvero di rimanere in graduatoria offrendo ulteriori garanzie. Infatti le dinamiche generate dal sistema di assegnazione degli incentivi nelle prime tre aste ha riportato prepotentemente alla ribalta il fenomeno delle società sviluppatrici, proprio ciò che si voleva combattere con l’introduzione delle aste.

Chiariamoci, questo fenomeno non è di per sé negativo, ma deve essere meglio regolamentato. Infatti se a fronte di contingenti già non abbondanti (in media 400 MW all’anno) si arriva a percentuali di realizzazione della metà il risultato è che l’industria eolica nazionale rischia un drastico blocco. In conclusione è auspicabile che tale tendenza vada tempestivamente interrotta con politiche di rilancio del settore eolico, in particolare con l’emanazione dei correttivi per le prossime aste e contingenti entro la fine del 2014 come previsto dalla normativa vigente.

L’eolico è infatti una tecnologia che con la maturità tecnologica e con l’efficienza dei costi raggiunta, risulta essere ancora molto promettente e in prospettiva una tecnologia vincente. Senza le adeguate correzioni ai sistemi di sviluppo si rischia di compromettere in maniera irreversibile un intero settore industriale, che dal 2000 ad oggi ha visto una crescita costante delle presenze industriali sul nostro territorio, che ha contribuito in maniera significativa alla crescita occupazionale, raggiungendo alla fine del 2013 oltre 30.000 addetti, garantendo al nostro Paese una esportazione di tecnologia e componentistica di assoluto rilievo.

Quote massicce di eolico e fotovoltaico? Con le regole giuste ridurrebbero i costi di rete

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Giovedì, 2 Ottobre 2014
Redazione Qualenergia.it
Le reti elettriche europee possono accogliere una quota molto alta di rinnovabili non programmabili senza costi aggiuntivi, ma, anzi, con un beneficio sui costi globali di sistema. Lo dimostrano due nuovi studi: non servono ingenti investimenti, ma basterebbe migliorare le regole e permettere alle rinnovabili non programmabili di fornire servizi di rete.
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Le reti elettriche europee possono accogliere una quota molto alta di rinnovabili non programmabili senza costi aggiuntivi ma, anzi, portando un beneficio sui costi globali del sistema. Affinché ciò avvenga non servono investimenti aggiuntivi, ma basta migliorare le regole e permettere alle rinnovabili non programmabili di fornire servizi di rete. Sono queste le conclusioni di due studi presentati nei giorni scorsi e nati dalla collaborazione tra mondo accademico, operatori delle reti di distribuzione e delle rinnovabili: PV Grid e ReserviceS (vedi allegati in fondo)

Lo studio di REserviceS si concentra su un'opportunità al momento non sfruttata: la creazione di un mercato dei servizi di supporto alla rete (Gss) che sia aperto anche agli impianti a fonti rinnovabili. Eolico e fotovoltaico, si spiega, sarebbero in grado di fornire numerosi servizi di questo tipo (come il controllo della frequenza e del voltaggio), che però non sono attualmente remunerati.

Secondo la visione del report, i Gss saranno un parte essenziale del mercato interno integrato europeo dell'energia e, di conseguenza, devono essere trattati alla stregua di una commodity come l'elettricità. Per REserviceS non serve imporre agli impianti obblighi di fornitura di questi servizi: basta una remunerazione di mercato che porterebbe fonti nuove e convenzionali a competere per soddisfare la domanda di Gss nel modo più efficiente. Servizi come la gestione della frequenza ad esempio possono essere forniti in maniera soddisfacente e cost-effective anche solo da una frazione degli impianti a  fonti rinnovabili non programmabili.

Altre indicazioni REserviceS (alla cui stesura hanno collaborato anche Assorinnovabili ed Enel Distribuzione) le dà per migliorare l'efficienza del sistema elettrico. Ad esempio, si suggerisce, i mercati del giorno prima e quelli infragiornalieri dovrebbero avere chiusure più stringenti: un mercato basato su previsioni più a breve termine non solo permetterebbe una competizione più equa tra fonti programmabili e non programmabili, ma abbasserebbe anche nettamente i costi di sistema. Avevamo raccontato come in Italia gli errori di previsione della produzione da rinnovabili non programmabili pesino sulla bolletta e oltre a far intascare denaro ad alcuni produttori da fossili smorzino l'effetto di riduzione del PUN prodotto da fotovoltaico ed eolico.

La principale conclusione dell'altro report, PV Grid, invece, è che i costi dell'integrazione delle rinnovabili nella rete possono essere sensibilmente ridotti modificando le normative. Occorre innanzitutto eliminare le barriere burocratiche, soprattutto sul fronte delle connessioni degli impianti alla rete. Una maggiore efficienza del sistema si può ottenere anche con misure per favorire l'autoconsumo e per consentire meccanismi di gestione della domanda.

Sul tema burocrazia fa impressione quanto questa incida sui costi degli impianti, soprattutto in Italia (si veda il grafico sotto, pubblicato dal report): permitting, pratiche di connessione e altre “scartoffie” nel nostro Paese per un impianto FV residenziale pesano per il 78% dei costi di progetto, mentre il Germania il costo della burocrazia è solo del 7%.

REserviceS e PV Grid, è il commento del direttore Policy di Epia, Frauke Thies, "dimostrano che i principali ostacoli all'integrazione di una grande quota di rinnovabili sono regolatori e non tecnici". Di conseguenza, afferma, "i quadri normativi devono essere adattati per facilitare l'evoluzione del mix elettrico, facendo prevalere un approccio pan-europeo".

Il report PV Grid (pdf) e qui il sito con altri materiali da scaricare.

Il report REserviceS (pdf) e qui il sito con altri materiali da scaricare.

CCS, prima centrale commerciale, ma non è il caso di entusiasmarsi

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Giovedì, 2 Ottobre 2014
Giulio Meneghello
Inaugurata in Canada la prima centrale a carbone di dimensioni commerciali con tecnologia per cattura e stoccaggio della CO2. Ma il progetto è stato reso possibile solo grazie ad un mix fortunato di fattori, tra cui un generoso contributo statale e l'uso della CO2 catturata nei pozzi di petrolio. La strada del CCS è in salita e piena di incognite.

Dopo circa un decennio di speranze promesse e progetti dimostrativi, finalmente l'annuncio: ieri è stato tagliato il nastro della prima centrale termoelettrica vera e propria dotata di tecnologia CCS, ossia di un dispositivo per catturare e stoccare la CO2 emessa bruciando combustibili fossili. Si tratta della rinnovata Unite 3 della centrale a carbone di Boundary Dam di SaskPower nella provincia canadese del Saskatchewan (vedi foto accanto al titolo).

Questo primo impianto CCS di dimensioni commerciali, anche se non grandissime – ha una potenza di appena 110 MW – intrappolerà sotto terra 1 milione di tonnellate di CO2 all'anno, il 90% dell'anidride carbonica emessa: “come togliere dalla strada 250mila auto”, fanno notare da SaskPower. Il gas serra catturato verrà venduto alla compagnia petrolifera Cenvous Energy, che lo pomperà nei propri pozzi per estrarre petrolio con la tecnologia dell'EOR, cioè enhanced oil recovery. La CO2 che non andrà ai pozzi di Cenvous tramite un gasdotto dedicato, sarà invece stoccata in cavità geologiche.

Rinnovare il generatore a carbone esistente, vecchio di 43 anni, e dotarlo di dispositivo CCS è costato 1,35 miliardi di dollari canadesi (cioè 0,95 miliardi di euro), di cui 240 milioni sono stati erogati dal governo canadese.

Al momento ci sono altre due centrali a carbone con CCS in fase di realizzazione: quella di Southern Company a Kemper County in Mississippi, un impianto da 582 MW i cui costi stanno lievitando a 5,5 miliardi di dollari e la cui inaugurazione è stata posticipata a metà 2015 e quella di NRG Energy a Petra Nova, Texas, un generatore da 240 MW che dovrebbe essere pronto per metà 2016. Entrambi i progetti prevedono che la CO2 catturata sia usata nei pozzi di petrolio per EOR.

Per la International Energy Agency – che all'evento ha dedicato un comunicato stampa - l'inaugurazione della centrale canadese è "una tappa storica lungo la strada verso futuro low carbon". Ma l'entusiasmo della IEA forse è eccessivo e certo il cammino della cattura della CO2 è ancora in salita.

Questa prima centrale a carbone con CCS, infatti, è sostenibile economicamente solo per un fortunato mix di fattori: oltre al generoso contributo pubblico che gli stessi vertici di Sask Power riconoscono come “determinante”, c'è il fatto di disporre di risorse di carbone proprie e gli introiti che vengono dalla vendita della CO2 catturata a chi la usa per estrarre petrolio (e dunque emettere altra CO2).

Che la CCS sia una soluzione complicata, d'altra parte, lo mostrano anche i dati di istituzioni che certo non hanno pregiudizi verso questa tecnologia: secondo il Global Carbon Capture & Storage Institute (GCCSI), ogni MWh prodotto con carbone + CCS costa dai 50 ai 100 dollari in più rispetto ad uno prodotto con una centrale semplice, mentre secondo la IEA aggiungere un impianto di CCS a una centrale a carbone fa aumentare i prezzi medi dell'elettricità tra il 39 e il 64% e del 33% nel caso di una centrale a gas.

Altre preoccupazioni sono legate ai consumi idrici, un problema sempre più sentito per l'acuirsi dei cambiamenti climatici con cui il termoelettrico spesso deve fare i conti (si veda anche questo studio di cui abbiamo parlato di recente). Secondo dati del Dipartimento dell'Energia americano (DOE), le centrali a carbone con CCS consumano tra l'87 e il 93% di acqua in più per MWh prodotto rispetto a quelle tradizionali.

Poi c'è il problema dello stoccaggio vero e proprio. Come detto, se si è fortunati si riesce a trasportare la CO2 fino a un giacimento di gas o petrolio in via di esaurimento, prolungandone la vita con le ovvie ricadute economiche positive. Solo in casi limitati però si può procedere in questo modo, negli altri  trasporto e stoccaggio diventano un costo, magari per un servizio affidato a terzi.

Anche se la CO2 venisse stoccata correttamente e a costi sostenibili, infine, non è detto che farlo sia senza rischi e dia la garanzia che la CO2 venga effettivamente confinata e mai più liberata in atmosfera. Se alcuni scienziati e rappresentanti dell'industria sostengono che la CO2 possa essere imprigionata in maniera sicura per centinaia di migliaia di anni, restano comunque diverse perplessità. Analisi su acque e terreni vicini a siti di stoccaggio ad esempio hanno rivelato piccole fughe e concentrazioni crescenti di anidride carbonica. Se ciò avvenisse regolarmente avremmo rilasciato più emissioni rispetto al continuare con le centrali originarie senza CCS.

Insomma, la cattura della CO2 consentirebbe di preservare lo status quo di un sistema energetico basato sulle fossili, cosa che per qualcuno evidentemente è un grosso vantaggio, ma i punti critici sono decisamente tanti. Tra questi, non ultimo, c'è il rischio che la speranza della bacchetta magica CCS sottragga attenzione e risorse dalle tecnologie e soluzioni più mature, con costi in discesa e ovviamente più sostenibili, come sono oggi le rinnovabili e l'efficienza energetica. Per affrontare il problema dei gas serra, la CO2 è meglio non produrla affatto anziché cercare di catturarla.

Spalma-incentivi, teledistacco e SEU in un convegno organizzato da Energy Intelligence

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Giovedì, 2 Ottobre 2014
News dalle Aziende
Il 10 ottobre a San Giovanni in Persiceto (BO), Energy Intelligence organizza un incontro di approfondimento dedicato agli operatori del fotovoltaico, in cui si discuteranno gli effetti dello spalma-incentivi, si parlerà della delibera dell'Autorità relativa al teledistacco e dello stato dell’arte dei SEU.

Energy Intelligence, società che offre servizi di consulenza e di manutenzione degli impianti fotovoltaici, organizza periodicamente degli incontri di approfondimento sulle tematiche di interesse per il settore. Il prossimo di questi incontri, denominati Energy Break, si terrà il 10 ottobre dalle 10 alle 13 presso Ipoint Hotel, sito in Via Maestri del Lavoro, 3 a San Giovanni in Persiceto (BO).

"Non è stato difficile questa volta individuare i temi 'caldi' su cui far vertere l’incontro - commenta il Presidente di Energy Intelligence Rodolfo Vignocchi - Come noto nei mesi estivi sono usciti una serie di provvedimenti che impattano fortemente la gestione degli impianti fotovoltaici sia sotto il profilo tecnico, sia sotto quello economico-finanziario. Il più discusso dei provvedimenti è il cosiddetto 'spalma-incentivi' contenuto nel decreto del Ministero n.9 del 24 giugno 2014 e convertito in legge, dopo molte polemiche".

"La legge ha provocato la reazione degli investitori - prosegue l'Amministratore Delegato - che accusano il governo di essere intervenuto in modo retroattivo, cambiando a posteriori le regole del gioco e i parametri sulla base dei quali erano stati fatti i business plan. Assorinnovabili ha già fatto sapere che si farà promotrice di un'azione legale collettiva, volta a dimostrare la incostituzionalità della norma. Diversi  grandi investitori stranieri si sono già attivati in tal senso".

Durante l'incontro si discuteranno quindi le conseguenze tecniche ed economiche dello spalma-incentivi anche sul mercato secondario. A fornire un quadro delle iniziative legali interverrà Assorinnovabili, Associazione dei produttori, dell’industria e dei servizi per le energie rinnovabili.

Nel dibattito si parlerà anche della delibera AEEG 421/2014 relativa al 'teledistacco', che consentirà ai distributori elettrici di disconnettere direttamente gli impianti in caso di necessità e dello stato dell’arte dei SEU – Sistemi Efficienti di Utenza, analizzando anche possibili modelli di business applicabili che rappresentano una interessante opportunità per i produttori di energia da fonte solare.

L’evento è aperto a tutti fino ad esaurimento dei posti disponibili. Per iscriversi è sufficiente registrarsi sul portale di Energy Intelligence.

Lo Sblocca Italia e gli inceneritori diventati 'strategici'

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Giovedì, 2 Ottobre 2014
Alessandro Codegoni
Con il decreto Sblocca Italia si definiscono 'strategici', oltre alle trivellazioni petrolifere e alle infrastrutture per il gas, anche i 'termovalorizzatori'. Ma quanto ci servono questi impianti costosi e controversi per il loro impatto ambientale per raggiungere gli obiettivi europei in materia di rifiuti e portare la differenziata al 65% dei rifiuti solidi urbani?
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In Italia sta diventando tutto 'strategico'. Con il decreto-legge n. 133 del 12 settembre 2014, meglio noto come Sblocca Italia, (qui sintesi e testo, ndr) godono di questa definizione, per esempio, le operazioni di ricerca e sviluppo di risorse petrolifere nazionali e ogni infrastruttura riguardante l’approvvigionamento e lo stoccaggio del gas naturale. Perché questa mania 'strategica'? Perché se un impianto serve alla 'strategia' (ma quale?) del Paese, è evidente che interessi locali non si possono opporre alla sua realizzazione, visto che andrebbe contro il 'bene superiore' della collettività nazionale.

Così sorprende che lo Sblocca Italia abbia fatto diventare 'strategici' persino gli inceneritori di rifiuti, mentre l’unica vera strategia in fatto di RSU (rifiuti solidi urbani) è quella europea, che tratta questi impianti un po’ come “un male necessario”, mettendo al primo posto la riduzione della produzione di rifiuti, al secondo la raccolta differenziata e solo al terzo posto i termovalorizzatori (o alte forme di recupero energetico), preferiti solo alle discariche. Inoltre se l’Italia avesse veramente (i miracoli accadono) intenzione di rispettare le direttive europee, portando la quota attuale di raccolta differenziata del 41 al 65% dei  rifiuti solidi urbani (30 milioni di tonnellate in totale), i nuovi inceneritori, più che strategici, potrebbero diventare obsoleti. Situazione che si sta in effetti verificando in paesi come Svezia e Olanda, dove gli inceneritori, affamati dalla raccolta differenziata locale, oggi devono importare rifiuti dall’estero.

"In realtà, a parte il Nord, l’Italia è piuttosto lontana dai migliori esempi europei", spiega a QualEnergia.it il professore di chimica dell’ambiente Luciano Morselli, dell’Università di Bologna. "Da noi il ricorso alle discariche è ancora altissimo, oltre il 40%, mentre in quei paesi sono state quasi eliminate. Quindi se vogliamo realizzare un sistema integrato di gestione sostenibile dei rifiuti, che comporti una drastica riduzione delle discariche, come previsto dall’Europa, degli inceneritori non si può fare ancora a meno. Anche perché bisogna considerare che è difficile spingersi oltre una quota di raccolta differenziata del 70-75% del totale dei rifiuti urbani e che non tutti i rifiuti raccolti in quel modo possono poi essere effettivamente recuperati: un 20-25% viene comunque scartato e avviato allo smaltimento, recupero energetico compreso".

C'è poi da considerare che l'incenerimento dei rifiuti produce scorie solide pari a circa il 10% in termine di volume e al 20-25% in termini di peso dei rifiuti bruciati, oltre a ceneri per il 5%. Si tratta in gran parte di rifiuti speciali e come tali vanno stoccati in adeguate discariche.

Ma, ammesso si riesca a costruire in Italia un buon sistema di gestione dei rifiuti, per la parte “residua”, irrecuperabile, non basterebbero comunque i 45 inceneritori già esistenti? "Quegli inceneritori trattano solo il 17,2% di RSU, e lo 0,7% degli speciali, non sarebbero quindi sufficienti a pianificare anche al centro e sud un sistema integrato sostenibile. Inoltre quegli impianti si trovano quasi tutti al Nord, e molte realtà locali si oppongono all’importazione di rifiuti da altre zone d’Italia. Lo 'Sblocca Italia' può quindi essere uno strumento per sbloccare le azioni necessarie a realizzare un sistema di gestione sostenibile, che comprenda anche il recupero energetico. In questo sistema, hanno una parte importante anche i Combustibili Solidi Secondari, derivati cioè da rifiuti, che possono alimentare impianti energivori, come i cementifici, sostituendo i combustibili fossili".

In realtà, proprio per permettere alle regioni più dotate di inceneritori di 'aiutare' quelle meno fornite, lo Sblocca Italia prevede una maggiore facilità di movimento dei rifiuti nel Paese, e specifica anche che gli impianti potranno lavorare a 'saturazione termica', cioè al massimo carico disponibile, azzerando il margine di circa il 30% finora tenuto. E questo, in effetti, ha già fatto insorgere il Governatore della Lombardia, Roberto Maroni, che teme un’invasione di rifiuti dal Sud.

"Questa transumanza dei rifiuti non dovrebbe proprio esserci, in effetti, in quanto ogni provincia dovrebbe creare i presupposti per smaltirsi in loco correttamente i propri rifiuti. Il problema è che al Nord hanno già tutto quello che gli serve per questo, alti tassi di raccolta differenziata, inceneritori e discariche. Molte regioni meridionali, invece, hanno finora usato essenzialmente solo le discariche, con i risultati che abbiamo visto in Campania e ora anche in Calabria, Sicilia e nella stessa Roma, via via che questi impianti si saturano e le popolazioni insorgono contro l’apertura di nuovi. Gli inceneritori, se non ci sono alternative, possono essere parte della soluzione in questi casi".

Secondo Waste Strategy, il think-tank su rifiuti e riciclo di Althesys, però, puntare sulla differenziata, piuttosto che sugli inceneritori, non solo rispetterebbe di più la strategia europea, ma creerebbe anche molta più occupazione a costi inferiori. Per dimostrarlo hanno considerato due scenari di sviluppo della raccolta differenziata; uno che ottimisticamente prefigura che entro il 2020 si arrivi ai livelli chiesti dalla UE, l’altro che si continui invece con il graduale attuale aumento, giungendo comunque al 2020 a una riduzione del conferimento in discarica di 4 milioni di tonnellate di rifiuti, rispetto ai 15 milioni attuali interrati.

Nel primo caso si passerebbe dalle 68.300 persone impiegate nel settore della differenziata, a 195.000, cioè si avrebbero 126.700 nuovi posti di lavoro, con un investimento in nuovi impianti di compostaggio e separazione di 16 miliardi di euro. Nel secondo caso, invece, l’aumento di occupazione si fermerebbe a 89.000 posti di lavoro e gli investimenti a 8 miliardi di euro. In entrambi i casi, gran parte di occupazione e investimenti finirebbe al Sud, dove la raccolta differenziata è molto più indietro.

Visto che un inceneritore medio come quello di Parma, al centro di tante polemiche, costa sui 300 milioni di euro e brucia 130.000 tonnellate l’anno, impiegando poche decine di persone, sembrerebbe che per trattare quei 4 milioni di tonnellate di rifiuti tolti dalle discariche dalla differenziata, nello scenario “minimalista” di Althesys, usando termovalorizzatori, servirebbero circa 10 miliardi di euro di nuovi impianti con una occupazione molto minore. Mentre sarebbero molto maggiori le polemiche e gli scontri con le popolazioni locali, dovute ai dubbi sulle emissioni dalle ciminiere.

"In realtà - rassicura Morselli - gli impianti di nuova generazione, se ben gestiti, hanno emissioni al camino di sostanze pericolose ridottissimi, fino a un centesimo o meno, per alcuni inquinanti, rispetto ad impianti anche solo di pochi anni fa. Gli impatti sulla salute, anche se non annullati, risultano quindi molto ridotti".

Per attenuare l’impatto sulla salute, però, gli attuali inceneritori sono diventati impianti molto complessi e costosi da costruire e gestire. E questo si è riflesso sulle loro tariffe: ogni tonnellata di RSU incenerita costa ai comuni intorno a 150 euro. Dato che la raccolta differenziata costa in media sui 198 euro/tonnellata ai comuni, apparentemente l’incenerimento è una scelta più economica. Ma in realtà gli inceneritori incassano denaro anche tramite gli incentivi all’elettricità prodotta bruciando i rifiuti, pagati da tutti in bolletta elettrica tramite il 'famigerato' Cip6.

Nel 2012 in Italia gli 810 MW dei termovalorizzatori, hanno prodotto 2,1 TWh elettrici da RSU considerati rinnovabili (sui 3,7 TWh totale, poco più dell’1% dei consumi italiani), incentivati con 390 milioni l’anno, ovvero 188 euro/MWh, o 126 euro/tonnellata (dati corretti riseptto alla prima versione pubblicata il 3 ottobre, ndr).  Sommando tariffa + incentivi, i termovalorizzatori “bruciano” quindi circa 220 euro per tonnellata di Rsu (considerato che gli incentivi gravano solo su una parte del totale), superando il costo della raccolta differenziata, che ha anche un impatto più importante in termini di occupazione.

"È ormai evidente - conclude Morselli  - che si andrà nel tempo verso una riduzione di discariche e di inceneritori, con una raccolta differenziata al 65-70%, perché se si comparano costi, opportunità di lavoro, impatto ambientale e accettazione della popolazione, tutto è favorevole alle quattro R 'Riduzione, Recupero, Riciclo, Riuso'. Ma nel frattempo consideriamo, per favore, cosa accade nei paesi europei più avanzati nella corretta gestione dei rifiuti, quelli che hanno già quasi azzerato le discariche: tutti accoppiano a un alto tasso di raccolta differenziata, uno di incenerimento quasi altrettanto alto. Per esempio, nel 2012: Austria: incenerimento 35%, riciclaggio/compostaggio 62%, Danimarca 52-45, Belgio 42-57, Germania 35-65. In Italia siamo ancora al 41% di discariche, 18% di incenerimento e 41% di riciclaggio/compostaggio. E’ evidente quale sia da noi il punto più carente, per avere un Sistema di gestione integrata dei rifiuti vicino ai migliori esempi europei".

Sarà così, ma proprio guardando le percentuali dei 'virtuosi' europei, non si capisce perché non si sia definita 'strategica' la raccolta differenziata, almeno quanto, se non di più, degli inceneritori.

Controlli su rinnovabili ed efficienza energetica: siglato protocollo d’intesa Gse-Guardia di Finanza

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Giovedì, 2 Ottobre 2014
Gestore dei servizi energetici e Guardia di Finanza siglano un protocollo d'intesa. Obiettivo: potenziare ulteriormente i controlli nel settore delle rinnovabili e dell’efficienza energetica e recuperare incentivi indebitamente percepiti.

Potenziare ulteriormente i controlli nel settore delle rinnovabili e dell’efficienza energetica e recuperare incentivi indebitamente percepiti sono le principali finalità del protocollo d’intesa siglato oggi, presso la sede del Comando Generale della Guardia di Finanza, tra il Presidente e Amministratore delegato del GSE, dott. Nando Pasquali, ed il Capo di Stato Maggiore del Comando Generale, Generale di Divisione Fabrizio Cuneo.

L’accordo permetterà, attraverso il reciproco scambio di dati, di snellire le procedure di verifica e di ampliare l’attività di controlli sui soggetti che beneficiano di incentivi pubblici alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili al fine di prevenire e reprimere possibili irregolarità e frodi che interessino tale settore. A margine dell’evento, le Autorità intervenute hanno espresso ampia soddisfazione per la stipula dell’accordo, che rappresenta un ulteriore strumento di sostanziale potenziamento delle linee di presidio della legalità in un settore strategico per il rilancio dell’economia nazionale.

Consumi gas UE in calo per il quarto anno consecutivo

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Mercoledì, 1 Ottobre 2014
Redazione Qualenergia.it
La domanda di gas europea per il 2014 sarà inferiore del 9% a quella del 2013, stima Eurogas. Si tratta del quarto anno consecutivo di flessione: crisi, concorrenza delle fonti rinnovabili e del carbone nella generazione elettrica sono le cause principali, alle quali nel primo semestre si è aggiunto un clima insolitamente mite.

Crisi economica, bassi prezzi del carbone e della CO2, crescita della generazione da rinnovabili e un clima insolitamente mite nella prima metà dell'anno: questi  i fattori alla base della flessione nel consumo di gas in Europa. La domanda di gas nell'UE – mostrano infatti i dati diffusi da una nota Eurogas (allegato in basso) - nel primo semestre 2014 è stata inferiore del 18% rispetto all'analogo periodo 2013 e, supponendo un ritorno delle temperature ai livelli medi stagionali, nella seconda parte dell'anno il consumo stazionario portando a una calo su base annua del 9%: i 28 Paesi UE più la Svizzera nel 2014 bruceranno 417 miliardi di metri cubi di gas.

Se le previsioni di Eurogas per i prossimi 3 mesi si avvereranno, come molto probabile, il 2014 sarà il quarto anno consecutivo in cui il consumo di gas europeo calerà: nel 2013, nonostante un inverno rigido era sceso dell'1,4%, dopo cali del 2011 e del 2012, rispettivamente del 10% e del 2% (vedi secondo allegato in basso).

A pesare in questi anni è stato soprattutto il crollo dei consumi nella produzione elettrica: le centrali a gas lavorano meno per la concorrenza del carbone, che gode di un periodo di prezzi bassi sia della materia prima che della CO2, e del fotovoltaico, che offre energia a costo marginale nullo nelle ore del picco di domanda diurno, sulle quali in passato gli impianti a gas contavano per vendere i loro MWh relativamente cari.

Non è un caso se in Italia, il secondo paese in Europa per FV installato, l'andamento dei consumi di gas abbia avuto un andamento addirittura peggiore che nel resto del continente. Secondo i dati del Ministero dello Sviluppo Economico, infatti, nel 2013 il consumo interno lordo di gas in Italia è sceso di quasi il 7% dall'anno precedente, tornando ai valori del 1999-2000.

Dal punto di massimo consumo del 2005, la domanda complessiva italiana è diminuita quasi del 20% (16 miliardi di mc). Ma mentre negli usi civili è rimasta stabile, la riduzione è stata di circa un terzo sia per gli usi industriale che per la generazione elettrica.

La nota Eurogas sui consumi 2014 (pdf)

La nota Eurogas sui consumi 2013 (pdf)

Gaia Energy cerca agenti commerciali settore fotovoltaico

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Mercoledì, 1 Ottobre 2014
L'azienda, impegnata nella progettazione, consulenza, vendita e realizzazione di impianti fotovoltaici e pannelli solari, seleziona 3 agenti commerciali nei pressi di Gricignano di Aversa (CE).

Gaia Energy, azienda impegnata nella progettazione, consulenza, vendita e realizzazione di impianti fotovoltaici e pannelli solari, seleziona 3 agenti commerciali che affiancheranno nel lavoro la direzione commerciale, occupandosi di un portafoglio clienti a cui proporre servizi di manutenzione degli impianti energetici ed efficientamento degli stessi.

Il lavoro è suddiviso in tre fasi:

  • Il contatto preliminare con il cliente
  • Il sopralluogo
  • La formulazione dell’offerta economica.

In un primo momento, tutte le fasi saranno in affiancamento. L’obiettivo dell'azienda è quello di trovare una risorsa autonoma in grado di poter seguire direttamente tutte le fasi.

L'azienda favorirà i candidati con esperienza pregressa nella vendita, titolo di studio affine al settore energetico, residenza nei pressi dell’azienda.

L'azienda offre:

  • formazione e affiancamento
  • strumenti di lavoro e portafoglio clienti
  • rimborso spese
  • periodo di prova retribuito. 
Posti disponibili: 
3
Sede di lavoro: 
Gricignano di Aversa (CE)
Ragione Sociale: 
Gaia Energy srl
Indirizzo: 
Via Ferrovie dello Stato, zona A.S.I. - 81030 Gricignano di Aversa (CE)
E-mail: 
m.dangelo@gaiaenergy.it

Eolico con accumulo: mega-progetto per dare elettricità pulita e programmabile a Los Angeles

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Mercoledì, 1 Ottobre 2014
Redazione Qualenergia.it
Un grande parco eolico in Wyoming collegato con 850 km di elettrodotto ad un sistema di accumulo ad aria compressa in Utah, per rifornire di elettricità la megalopoli della California. Un progetto da 8 miliardi di $ per dare a circa 2 milioni di famiglie di Los Angeles elettricità da rinnovabili e che sia programmabile. Potrebbe essere operativo dal 2023.
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Nel giro di qualche anno Los Angeles potrebbe poter contare su un grande parco eolico abbinato ad un sistema di accumulo ad aria compressa, per dare alla città californiana energia pulita quando serve. Quattro aziende si sono coalizzate per proporre un progetto da 8 miliardi di dollari che, se approvato, potrebbe essere operativo dal 2023. Una risposta alla richiesta del regolatore locale, la Southern California Public Power Authority, di mettere in atto iniziative per avere più potenza da fonti pulite e più capacità di accumulo.

Una volta in funzione il sistema proposto fornirebbe 9,2 TWh di energia pulita e programmabile ogni anno: cioè il doppio della gigantesca diga di Hoover in Nevada, tra i principali fornitori elettrici per Los Angeles e la California del sud, e una quantità paragonabile alla produzione di una nuova centrale nucleare (un nuovo impianto EPR da 1,6 GW produrrebbe poco più di 12 TWh l'anno lavorando 7900 ore/a) e superiore a quella di un impianto a gas da 1 GW (che, ammesso che funzioni 6000 ore/a produrrebbe 6 TWh). In pratica, secondo quanto dichiarano i proponenti, dal 2023 il nuovo sistema di eolico+storage potrebbe soddisfare il fabbisogno elettrico di 2 milioni di famiglie della megalopoli californiana.

Il piano, già annunciato, ma che sarà sottoposto formalmente all'autorità pubblica a inizio 2015, è firmato da 4 aziende: Pathfinder Renewable Wind Energy, Magnum Energy, Dresser-Rand e Duke-American Transmission. Prevede la costruzione di uno dei più grandi parchi eolici degli Usa, in una delle località più ventose, a Chugwater in Wyoming e il collegamento con un sistema di storage ad aria compressa (CAES) a circa 850 km di distanza, in Utah; da lì l'elettricità arriverebbe a L.A. tramite un elettrodotto già esistente.

Il parco eolico di Chugwater costerà circa 4 miliardi di dollari per una potenza di 2,1 GW. L'impianto di storage tramite CAES in cavità naturali a Delta (circa 200 km a sud-ovest di Salt Lake City) ha un costo di 1,5 miliardi di dollari e una capacità di 1,2 GW. In pratica sarebbe composto da 4 caverne da 41 milioni di metri cubi ciascuna, capaci di immagazzinare in totale l'energia equivalente a 60mila MWh. A collegare parco eolico e CAES, come detto, ci sarebbe un elettrodotto da circa 850 km, il cui costo è di 2,6 miliardi di dollari.

Il sistema di accumulo verrebbe usato per accumulare energia nei momenti di bassa domanda, usando l'elettricità per pompare aria compressa nelle cavità. Nelle fasce orarie con alta domanda, invece, il CAES restituirebbe l'energia usando l'aria compressa, assieme a una piccola quantità di gas, per far girare 8 turbine che produrrebbero elettricità (vedi schema, cortesia Pathfinder Renewable Wind Energy).

Se il progetto si concretizzerà potrà dare un grande apporto alla transizione energetica che la California, prima della classe negli Usa, ha già intrapreso: come si spiega nel video di presentazione (vedi sotto) l'energia eolica dal Wyoming, dove questa fonte ha il suo picco di produzione la sera, e quella programmabile dal CAES compenseranno la produzione locale da fotovoltaico ed eolico, concentrata soprattutto durante il giorno.