La casa delle nuove energie cerca collaboratori commerciali nel settore dell’efficienza energetica

Facebook Twitter LinkedIN
Martedì, 11 Marzo 2014
L'azienda, impegnata nel settore dell'efficienza energetica, cerca 3 agenti di vendita per la sede di Grosseto.

Punto a+ la casa delle nuove energie, azienda attiva nel campo dell’efficienza energetica con oltre 70 punti vendita su tutto il territorio nazionale, ricerca per la propria rete vendita collaboratori commerciali e agenti plurimandatari da inserire nell’organico della sede di Grosseto.

Posti disponibili: 
Sede di lavoro: 
Ragione Sociale: 
Supernova snc
Via dei Barberi, 9
0564 412586

Maintaining the Power Balance in Europe

Facebook Twitter LinkedIN
Martedì, 11 Marzo 2014
Nigel Blackaby
The age-old challenge of finding a balance between affordable, clean and reliable electricity has become ever more acute for the European power sector in recent years. Only now, however, are the costs and strategic implications of meeting this challenge becoming apparent. Navigating the transition to a low carbon future for the power industry provides the pressing theme for energy professionals gathering at POWER-GEN Europe 2014, writes Conference Director Nigel Blackaby.

Change is sweeping the European power industry as the integration of renewables gains pace. How Europe eventually navigates through these dramatic changes will fascinate power decision makers globally. The debate over whether renewables would form a significant part of the future power generation infrastructure has moved on considerably within the last two years: the question is no longer ‘if’ the transition will take place, but ‘how’ an industry traditionally comprised of large units of coal, gas or nuclear power generation running 24/7 as base load is going to adapt to accommodate it.

Renewables and low carbon technologies are only going to increase as a proportion of the installed base, yet genuine integration of these onto European grids has been relatively slow and the practical implications of this industry transformation are becoming ever more evident. Moreover, many European nations are actually burning more coal now than they have been in recent years, due largely to the drop in coal prices relative to gas prices (the shale boom in the US leading to a flood of cheap coal on world markets) and also because the collapse of the EU’s emissions trading scheme has enabled nations to rely more heavily on older, less clean and efficient coal plants still in operation.

As such, Europe is struggling both on the delivery of its clean energy goal and the provision of affordable power. Although the debate surrounding the recent price hikes by large utilities in countries such as the UK and Germany is somewhat ill-informed and politicised, there is no doubt that consumers are feeling the pain and all indicators are that this may get worse before it gets any better.

The lights may not have gone out yet, but experts are predicting that within the next year or two, some European countries will see power cuts, brownouts or rolling blackouts because of aging infrastructure no longer being available to cover the intermittency of renewable power. The fact is that the European power industry has so far failed to put in place the necessary framework to support renewed investment in its aging infrastructure.  Add in the perverse situation that modern, often relatively new gas fired power plants across Europe are being mothballed or closed down because they don’t fit the current market model and it becomes very clear that the industry urgently needs renewed focus.

Nowhere has the scale and complexity of the challenge been more apparent than in Germany, where the politically driven ‘Energiewende’ (Energy Transition) has placed the delicate balancing act that Europe’s power industry must perform at the heart of business and political discussion: on the one hand, consumers want clean and affordable energy, politicians want reliable supply, greater interconnection and a single market for electricity; on the other, the rise in renewables is placing the margins of established utilities under immense pressure, whilst replacing conventional power with intermittent sources that ultimately are less reliable and more costly for the electricity system as a whole.

Germany’s mandated phase-out of nuclear power and boom in renewable energy has cut dependency on major utilities to the extent that some have seen the value of their balance sheet drop by half since 2008. This brings with it a significant impact on the ability of these established players to invest in the infrastructure required to support for example, the transmission of electricity to heavy load areas in the South of the country from the offshore wind turbines being constructed in the North.

To address this challenge, one of Germany’s major utilities, RWE, is looking to adopt a new ‘capital-light’ approach under which it will partner with third parties to fund more expensive renewable projects. It has also outlined plans to expand in the retail market, in areas such as energy services and management. Meanwhile, Germany is also seeing the role of its municipal utilities – which are known as ‘Stadtwerke’ – grow in prominence as dependence on larger players declines.

Municipal utilities are majority state-owned, have more flexibility in that they offer combined heat and power, and in some cases water and steam, and their success is cited by those in Germany pushing for a renationalising of the power industry – a trend known as ‘re-municipalisation’. One other model being explored by municipals in partnership with technology providers is the creation of ‘virtual power plants’, in which a number of small-scale, distributed energy sources are pooled and operated as a single installation.

Interconnection and decentralisation

Certainly, utilities across Europe will need to reconfigure their business models in light of the role they will play moving forward. Their core expertise lies in constructing and operating plants, but they own assets across the value chain – i.e. power generation, transmission grid, and renewables. It will be vital for the industry to exploit this invaluable expertise and for the utilities to position themselves more as enablers of the system, rather than being centralised producers of power.

Decentralisation of the system is already apparent in Germany and other countries such as Scandinavia and Eastern Europe where municipal models are already established, but outside these markets, other solutions will be needed. One potential option is greater cross-border interconnectivity, but this too can be a mixed blessing. Poland’s interconnection with Germany for example, has seen the influx of surplus German wind power place its domestic power plants under extreme pressure.

In ideal generating conditions renewables can lead to occasional oversupply, but since their delivery is intermittent, conventional power plants must back them up in order to guarantee supply and balance of the grid. Fossil-fired generation and traditional plants are large scale, operating at extremely high pressures and temperatures, and therefore cannot simply be fired up and down on demand. Much like a car, they cannot be taken on frequent short journeys without requiring shorter gaps between servicing.  As this type of maintenance can take large plants off-grid, this has serious implications for both cost and security of supply.

Up until recently, carbon capture and storage (CCS) technology was seen as a means of continuing with large amounts of fossil-fired power to support base load and at the same time de-carbonisation. However, development of CCS technologies has not progressed as anticipated and has failed to materialise on any commercial scale.

Keeping the lights on

The recession and economic slowdown across Europe has meant the political focus has been on financial markets, with energy pushed to the sidelines. But as the economy recovers and the banks become stronger, the power industry needs to ensure it doesn’t become the next crisis. At a time when the market is in transition and flux, and with on-going conflict between European energy policies and those of individual member states, it is all the more important for power industry professionals to come together to devise strategies and solutions to keep the lights on and the industry pumping.

Combining POWER-GEN Europe and Renewables Energy World, POWER-GEN Europe 2014 conference and exhibition, being held in Cologne in Germany on 3-5 June 2014, provides a unique forum to discuss how the conventional power sector is going to operate in markets where at times there is enough wind and solar generation to provide a large proportion, if not all of the supply. It will address strategic and operational questions in relation to the European power business across conventional, nuclear and renewable generation, and will feature the latest developments in storage and integration technologies such as Smart Grid.

FV 2013, cresce del 35% nel mondo. L'Asia sorpassa l'Europa

Facebook Twitter LinkedIN
Martedì, 11 Marzo 2014
Nel 2013 oltre 37 GW FV installati a livello globale, con una crescita cumulativa del 35% sul 2012. L'Asia sorpassa per la prima volta l'Europa. Nell'UE la potenza annuale installata è di 9,6 GW. In Italia il calo anno su anno è del 70%: stimati 1,1 GW. L'installato FV cumulativo globale è oggi di 136,7 GW. Dieci anni fa era di 3,7 GW. I dati Epia.
Immagine Banner: 

Nel 2013 il fotovoltaico ha fatto segnare l'ennesimo record: le nuove installazioni a livello mondiale sono state pari a circa 37 GW di potenza, il 24% in più rispetto al 2012 (con 29,9 GW). L'installato mondiale cumulativo sale così del 35%, a 136,7 GW dai 99,6 GW di fine 2012.

L'anno scorso la potenza FV in Asia ha sorpassato per la prima volta l'Europa in termini di installazioni annuali: nel vecchio continente si sono installati circa 10 GW, in Asia 20, di cui 11,3 GW in Cina e 6,9 in Giappone. Il terzo mercato mondiale è negli Usa con 4,8 GW di impianti connessi nel 2013. A mostrarlo sono gli ultimi dati diffusi da EPIA, l'associazione europea del FV. Nel grafico l'andamento dell'installato annuale in MW dal 2000 (clicca per ingrandire).

L'Europa ha ridotto drasticamente le proprie installazioni annuali: nel 2012 si erano installati 17,6 GW di nuovi impianti, nel 2011 erano stati 22,4 GW, grazie anche al boom del mercato italiano. Dal 70% sul totale del 2011 si è passati nel 2012 al 59%, per scivolare lo scorso anno al 28%.

In Italia il mercato annuale del fotovoltaico, orfano degli incentivi è crollato del 70% e si è installato poco più di 1,1 GW (altri dati non Epia parlanodi 1,3 GW). In Germania il calo è stato del 57%: da 7,6 GW del 2012 a 3,3 GW del 2013. Del titolo di mercati “GW size” nel 2013 possono fregiarsi anche la Romania (1,1 GW) e la Grecia (1 GW). Cali notevoli - anche se bilanciati da incrementi in altri Stati europei - ci sono stati per paesi che erano andati bene nel 2012 come il Belgio (da 600 MW a 215 MW nel 2013), la Francia (da 1,1 GW a 613 MW) e la Danimarca (da 300 a 200 MW).

Dopo 10 anni di leadership europea dunque l'Asia diventa l'area più importante per il FV: non solo grazie ai numeri di Cina e Giappone, ma anche con il contributo di 1,1 GW installati in India, 442 MW in Corea del Sud e 317 MW in Thailandia. I 136,7 GW di potenza fotovoltaica installati a livello globale (vedi grafico) generano attualmente il 3% del fabbisogno elettrico mondiale. In 10 anni la potenza è cresciuta di 37 volte.

Per il secondo anno consecutivo il FV insieme all'eolico è la tecnologia con la maggiore nuova potenza installata a livello europeo. Nel grafico sotto viene illustrato il bilancio netto di tutte le tecnologie per la produzione elettrica; si tiene conto cioè sia dei nuovi impianti connessi che di quelli mandati in pensione. Ebbene, nel vecchio continente carbone, gas e olio combustibile nel 2013 hanno un bilancio addirittura negativo: rispettivamente di circa 5,8, 2,6 e 2,5 GW. Nel complesso nell'Unione Europea nel 2013 la potenza da rinnovabili è cresciuta di 22,7 GW, quella da fossili è calata di oltre 11 GW.

Record-year for photovoltaic markets in 2013, Asia taking over the leading role

Facebook Twitter LinkedIN
Lunedì, 10 Marzo 2014
With at least 37 GW of newly-added capacity globally, 2013 was another record-year for photovoltaic (PV) installations. The internationalisation trend of PV markets already observed in 2012 accentuated in 2013, with Asia taking the lead over Europe as the n°1 region for new PV installations.

According to preliminary figures gathered by the European Photovoltaic Industry Association (EPIA) and presented during its 9th Market Workshop in Brussels, the world added at least 37 GW of new PV capacity in 2013. The global PV cumulative installed capacity reached an impressive 136.7 GW at the end of last year, which represents a 35% increase compared to the year before.

These globally positive figures result from a much qualified situation at regional level, with Europe losing its leading role in the PV market in 2013. While it concentrated more than 70% of the world’s new PV installations in 2011 and still around 59% a year later, with more than 10 GW of new capacity installed in 2013, Europe only accounted for 28% of the world’s market. Dynamic Asian markets, led by China and Japan (around 11.3 GW and 6.9 GW respectively), partially explain this trend reversal, as the Asia-Pacific region represented 57% of last year’s global market. Such trend is expected to continue, with China experiencing a robust and sustained growth which should enable the country to remain the number-one market in the coming years.

Conversely, the relative slowdown of European PV markets should not be underestimated. “In a number of European countries, harsh support reduction, retrospective measures and unplanned changes to regulatory frameworks that badly affect investors’ confidence and PV investments viability have led to a significant market decrease”, said Gaëtan Masson, EPIA Head of Business Intelligence. This is particularly the case for Italy - third global market in 2012 - which experienced a 70% market decrease compared to the year before. Germany – formerly the top global market - also experienced in 2013 a steep PV market decrease (57% decrease compared to 2012), originating from intentional regulatory changes.

“Despite qualified 2013 results, solar photovoltaics remains on the way to becoming a major source of energy for Europe. Last year, PV was the second new source of electricity generation installed on the continent, covering as much as 3% of Europe’s electricity needs”, added Winfried Hoffmann, EPIA President. “Only with coherent, dynamic, stable and predictable support policies can Europe regain a leading position in the energy revolution and further develop PV markets. In view of that, a truly ambitious climate and energy policy framework for 2030, that would include a meaningful and binding target for renewables, is absolutely crucial”, he concluded.


Sempre trend in calo per domanda e produzione elettrica in Italia

Facebook Twitter LinkedIN
Lunedì, 10 Marzo 2014
La domanda di elettricità in Italia ha avuto un calo del 4% rispetto al febbraio 2013. Stesso andamento per la produzione interna che ha registrato una diminuzione del 5%, con un decremento produttivo del termoelettrico pari al 16,1%. Rispetto al mese di febbraio 2012 mancano circa 5 TWh. Exploit dell'idroelettrico. I dati mensili di Terna.
Immagine Banner: 

Anche a febbraio la domanda di elettricità in Italia ha avuto un calo del 4% rispetto al febbraio 2013. E’ interessante, e drammatico al tempo stesso, il fatto che depurando il dato dal solo effetto della temperatura, la variazione della domanda rettificata risulterebbe pari a -1,9%. Infatti, rispetto allo stesso mese dello scorso anno, questo ultimo febbraio ha registrato una temperatura media di circa 4,5 °C superiore (stessi i giorni lavorativi: 20). I dati si desumono dal rapporto mensile di Terna (vedi pdf). Dal grafico si noti l’andamento di decrescita della domanda dal gennaio 2010.

Sempre in termini di richiesta di energia elettrica, a livello territoriale, si può notare come la variazione tendenziale di febbraio 2014 sia ovunque negativa: al Nord -3,0%, al Centro -4,0% e al Sud -6,0% (da segnalare in Sicilia -10,3%).

Per quanto concerne la produzione il calo di febbraio 2014 è stato del 5%, soprattutto per il deficit produttivo del termoelettrico che questo mese è stato del -16,1% sul febbraio 2013. Nel mese sono 15,8 i terawattori prodotti dal termoelettrico. Ad esempio a febbraio 2012 era stati 20,7, cioè si hanno quasi 5 miliardi di chilowattora di differenza. Grazie anche alla piovosità di febbraio è da rimarcare il notevole incremento della produzione da idroelettrico sullo stesso mese 2013 (+ 42,3%). Buona la produzione dell’eolico (+11,3%). Stabile il fotovoltaico. Insignificante l’esportazione di elettricità, con un saldo con l’estero di +3,2%.

Se guardiamo a questo primo scorcio del 2014, notiamo che l’attuale trend non sembra affatto invertirsi. Il calo della domanda (51,7 TWh) è del 4% sullo stesso periodo 2013, con una produzione interna anch’essa in diminuzione, -4,9%, soprattutto con un termoelettrico che crolla del 14,4%. Importante la produzione idroelettrica (oltre 8,4 TWh in due mesi) con un +41,4%. Nel periodo gennaio-febbraio 2014, le rinnovabili hanno coperto il 38% della produzione e il 32% della domanda, grazie soprattutto alla fonte idrica.

Da segnalare l’orario del picco della domanda in potenza di febbraio che si è avuto alle ore 19 del giorno 5 (48.941 MW), mentre quello di febbraio 2013 era stato registrato alle ore 11 del giorno 26. Ovviamente nel picco dello scorso mese la quota di rinnovabili (non idro) è stata molto bassa.

Fotovoltaico, FREE contro la nuova richiesta di dati GSE

Facebook Twitter LinkedIN
Lunedì, 10 Marzo 2014
Il 6 marzo il GSE ha chiesto la collaborazione degli operatori per raccogliere dati riguardanti impianti fotovoltaici privi di tariffe incentivanti. Una richiesta di dati per il 2013 che ha suscitato obiezioni da parte del Coordinamento FREE: “perché si tratta di dati in parte già disponibili altrove, in parte irrecuperabili”.

Il 6 marzo il GSE ha pubblicato sul proprio portale una 'news' relativa all’implementazione del sistema di raccolta dati prevista da precedenti normative, da applicarsi agli impianti fotovoltaici privi di tariffe incentivanti, con la quale richiede di inserire, tramite il portale informatico, dati relativi all’anagrafica del produttore, all’utenza associata all’impianto di produzione, all’ubicazione e ai dati tecnici dell’impianto, all’energia mensilmente immessa in rete e autoconsumata.

Una richiesta che ha suscitato obiezioni da parte di FREE, il coordinamento delle associazioni delle rinnovabili e dell'efficienza energetica. Gli impianti interessati alla raccolta statistica - fa notare il coordinamento in una nota - pur essendo privi di incentivi, nella maggioranza dei casi operano in regime di scambio sul posto sulla base di una specifica convenzione, per cui le relative informazioni sono già in possesso del GSE. Qualora una sparuta minoranza di produttori abbia deciso, peraltro lecitamente, di non avvalersi dello scambio sul posto, tali informazioni sono nella disponibilità di Terna, attraverso il sistema Gaudì.

Il valore di energia immessa in rete è ottenibile da parte del GSE direttamente dal responsabile delle misure (generalmente il distributore di rete). Tali misure vengono peraltro già fornite nell’ambito dell’erogazione dei conguagli economici previsti dalla citata convenzione di scambio sul posto. Viceversa, poiché a seguito dell’esaurimento delle tariffe incentivanti, il valore di energia prodotta nei piccoli impianti non viene più raccolto, i relativi dati sono irrecuperabili, e quindi non è possibile calcolare l’energia autoconsumata.

Ora, a due anni dalla pubblicazione delle normative cui fa riferimento, il GSE chiede retroattivamente per l’anno 2013 dati in parte già disponibili altrove, in parte irrecuperabili, lasciando ai cittadini solo 15 giorni per rispondere a un elenco particolareggiato di dati, che oltretutto non trova un puntuale riscontro nelle normative cui il GSE si riferisce. Per questo – auspica FREE - è bene che il GSE sospenda l'esecutività di questa richiesta e apra un tavolo di confronto per trovare una soluzione praticabile per i proprietari di piccoli impianti.

Energy Resources Residential cerca consulenti commerciali per il settore delle energie rinnovabili

Facebook Twitter LinkedIN
Lunedì, 10 Marzo 2014
L'azienda cerca 10 agenti e procacciatori d'affari che abbiano preferibilmente maturato 1 anno di esperienza nella vendita di prodotti e servizi nel settore delle rinnovabili.

Energy Resources Residential, azienda specializzata nella realizzazione di impianti fotovoltaici e termici per abitazioni residenziali, capannoni industriali e coperture, cerca 10 agenti e procacciatori d'affari che abbiano preferibilmente maturato 1 anno di esperienza nella vendita di prodotti e servizi nel settore delle rinnovabili (impianti fotovoltaici, solari termici, miglioramento energetico).

Il candidato si occuperà dello sviluppo commerciale e della gestione della trattativa e si rivolgerà principalmente ad acquirenti residenziali e alla piccole-medie imprese. L'Azienda fornisce nominativi di potenziali clienti. In fase d'inserimento il personale sarà soggetto ad affiancamento con il Direttore Commerciale, al fine di prendere familiarità con i prodotti e l'operatività aziendale. La formazione in campo avrà una durata di uno o due mesi.

Posti disponibili: 
Sede di lavoro: 
Centro Italia
Ragione Sociale: 
Energy Resources Residential srl
Via Primo Maggio, 26 - 60131 Ancona (AN)
0731 616811

Clima, cresce l'impegno normativo dei paesi emergenti

Facebook Twitter LinkedIN
Lunedì, 10 Marzo 2014
Sempre più nazioni puntano a migliorare le proprie politiche di riduzione dei gas serra e i paesi emergenti sono sempre più protagonisti. Ma l'attività negli ultimi anni è rallentata e ancora si è lontani dai necessari tagli delle emissioni. Un report fotografa la situazione a livello mondiale della normativa nazionale per combattere i cambiamenti climatici.
Immagine Banner: 

Le politiche per difendere il clima riducendo le emissioni a livello mondiale sono sempre più diffuse, con i paesi emergenti sempre più protagonisti. Ma l'attività legislativa in tal senso negli ultimi anni è rallentata: alcuni paesi importanti hanno fatto retromarcia e siamo ancora lontani dai tagli delle emissioni che servirebbero per far rimanere il riscaldamento globale entro la soglia critica dei 2 °C. E' questa la fotografia della situazione che emerge dal quarto report annuale sulle politiche climatiche pubblicato dalla Global Legislators Organisation (GLOBE) e redatto con la collaborazione del Grantham Research Institute at the London School of Economics (vedi allegati in basso).

Al momento, si scopre sfogliando il report che monitora 66 paesi, responsabili assieme di quasi il 90% delle emissioni mondiali di gas serra, che sono in vigore nel mondo 500 leggi orientate a ridurre le emissioni di CO2 e affrontare il rischio climatico. Negli ultimi anni a fare più progressi sono stati i paesi emergenti, addirittura con la Cina in testa. Nel grafico l'attività legislativa distinta tra quanto si fa nei paesi industrializzati, inclusi nel cosiddetto annex 1, e gli altri.

Diversi paesi in via di sviluppo sono tra quelli segnalati come particolarmente avanzati in quanto a leggi anti-global warming: tra le menzioni speciali del report, ad esempio, Bolivia, Salvador e Mozambico.

In totale nel 2013 hanno migliorato la loro legislazione sul clima 19 nazioni sulle 66 monitorate. “A conti fatti è stato un periodo incoraggiante. Sul fronte internazionale non ci sono stati grandi progressi, ma lo studio mostra che a livello nazionale si sta lavorando bene”, commenta la vicepresidente di GLOBE, Bryony Worthington.

Male Giappone e Australia, che al contrario hanno indebolito le norme per tagliare la CO2. Tra le nazioni tradizionalmente inerti in quanto a lotta al riscaldamento globale c'è poi il Canada, che si salva solo per leggi a livello di singoli Stati. Grave poi che il Congresso degli Usa, superpotenza al secondo posto al mondo per emissioni di CO2, non abbia ancora fatto passare una legge in grado di ridurre efficacemente i gas serra.

Siamo ancora lontani da quanto bisognerebbe fare: le leggi in atto finora, se contribuiscono a 'ripulire' (e rendere più sicuri) i sistemi energetici dei vari paesi non sono però affatto sufficienti a ridurre le emissioni di gas serra di quanto serve per avere buone probabilità di fermare la febbre del pianeta entro la soglia critica dei 2°C.

Come sappiamo, un accordo internazionale efficace e vincolante per affrontare il problema tagliando la CO2 non è ancora stato raggiunto dopo il sostanziale fallimento del tentativo fatto a Copenhagen nel 2009. Affinché ci si riesca nei negoziati del 2015, sottolineano dalla Global Legislators Organisation, è indispensabile che nel frattempo tutti i paesi si dotino di leggi sul clima, un presupposto che si sta lentamente verificando: “in questo modo quando i governi si siederanno attorno ad un tavolo nel 2015 lo faranno in un clima politico molto diverso dal quello che c'era a Copenhagen”, spiega il presidente dell'associazione Lord Deben John Gummer.

L'executive summary (pdf)

Il report  "GLOBE Climate Legislation Study - fourth edition" (pdf)

Accumuli e normativa, un mercato in fase di sblocco

Facebook Twitter LinkedIN
Lunedì, 10 Marzo 2014
Marco Pigni
Il contesto normativo e regolatorio per i sistemi di accumulo elettrochimico sta evolvendo rapidamente. Il 2013 è stato un anno decisivo e lo sarà anche il 2014: per i prossimi mesi sono attese altre norme importanti. Con il completamento del quadro normativo in Italia per l'energy storage si apre un mercato con un grande potenziale.
Immagine Banner: 

Il contesto normativo e regolatorio per i sistemi di accumulo elettrochimico, dopo la stasi del primo decennio del duemila, dal 2011 sta evolvendo rapidamente. Il 2013, in particolare, è stato un anno molto importante e per molti versi decisivo. A livello di utility, sulle reti in alta tensione l’Autorità per l'Energia (Aeeg) ha autorizzato e validato i primi progetti pilota proposti da Terna: 35 MW di potenza di accumulo “energy intensive” e 16 MW di potenza di accumulo “power intensive”.

Dal punto di vista della regolazione tecnica si è assistito alla creazione e all’avvio dei lavori del comitato tecnico (CT) 120 del CEI. Primo cantiere aperto e chiuso con rapidità ed efficienza (“nordica” più che italica) dal CT 120 è stato quello della scrittura, a 4 mani insieme al CT 316, delle varianti alle norme 0-16 e 0-21 con riguardo ai sistemi di accumulo a batteria. Le varianti definiscono univocamente la connessione alla rete di MT e BT dei sistemi di accumulo anche abbinati ad impianti di generazione rinnovabile secondo schemi impiantistici precisi e conformi alla regolazione vigente in materia di incentivazione delle rinnovabili e della cogenerazione ad altro rendimento.

A completamento di quanto disposto dal CEI, l’Autorità per l’Energia a fine dicembre 2013 ha finalmente emanato un veloce documento di consultazione, il DCO 613/13/R/eel (vedi contenente le prime disposizioni regolatorie per i sistemi di accumulo, finalizzate a completare il quadro regolatorio e procedimentale per abilitare definitivamente l’impiego dei sistemi di accumulo a batteria sia in ambito di abbinamento alla generazione di media taglia (in primis da FER non programmabile) sia in ambito di generazione di piccola taglia in bassa tensione (esempio per fotovoltaico residenziale). Nel dettaglio, lo scopo dell’atteso DCO è definire, in prima applicazione, le modalità di accesso e di utilizzo della rete pubblica nel caso di sistemi di accumulo, nonché le misure dell’energia elettrica ulteriori eventualmente necessarie per la corretta erogazione di strumenti incentivanti o di regimi commerciali speciali.

Da ultimo, ma non meno importante, il mondo dei soggetti interessati all’implementazione dei sistemi efficienti di utenza o SEU ha potuto salutare con un certo sollievo la pubblicazione dell’attesissima delibera dell'Aeeg (la n. 578/2013) in materia. Arrivata dopo 5 anni di attesa, essa permetterà finalmente di mettere in pratica questi innovativi modelli impiantistici di autoproduzione e autoconsumo diretto (i SEU appunto), aprendo finalmente il relativo business anche nel nostro Paese.

I prossimi mesi saranno se possibile ancora più cruciali. Si attende ad esempio l’emanazione della delibera che maturerà a valle della consultazione sui sistemi di accumulo (il già citato DCO 613/13) e che recepirà e renderà cogenti le citate varianti alle norme tecniche CEI 0-16 e CEI 0-21 sugli schemi di connessione alla rete di MT/BT degli accumuli a batteria abbinati a impianti di generazione FER, sia esistenti che nuovi, sia incentivati che non.

Terminata la consultazione sugli orientamenti finali in materia di revisione delle regole per il dispacciamento (DCO 557/13), dovrebbe poi arrivare la pubblicazione della conseguente delibera di riforma delle regole per il mercato del dispacciamento (sia MSD ex ante che Mercato di Bilanciamento), che dovrebbe contenere importanti novità per iniziare ad abilitare, con la dovuta gradualità, anche le Unità di produzione non rilevanti (di potenza sotto i 10 MW), tra cui anche le FER non programmabili, alla fornitura di alcuni servizi di rete.

Al termine della consultazione sugli orientamenti in materia di riforma della disciplina di approvvigionamento delle risorse interrompibili (DCO 642/213), deve poi arrivare la pubblicazione della conseguente delibera di riforma del servizio di interrompibilità in prelievo.

Insomma, per una volta forse si intravede un disegno coerente e finalmente “propositivo” che si muove su due direttrici: la prima è la progressiva corresponsabilizzazione della generazione da fonte rinnovabile non programmabile nella gestione attiva delle attività di dispacciamento ai fini della minimizzazione degli oneri per i servizi di bilanciamento dei flussi elettrici in immissione e in prelievo nella rete elettrica nazionale; la seconda è l’avvio delle prime effettive soluzioni di autoproduzione in assetto SEU da fonte rinnovabile (e in generale da generazione distribuita) orientata alla ricerca della massimizzazione degli autoconsumi, delle migliori efficienze energetico-impiantistiche negli utilizzi decentrati (sia domestici che non domestici), in un contesto di sempre maggiore affrancamento dai sistemi di incentivazione diretta.

In entrambe le direttrici i sistemi di accumulo giocheranno sempre più un ruolo di fattore strategico abilitante in grado di assicurare il successo delle operazioni industriali ivi coinvolte. Per dare continuità e forza a questo possibile scenario di evoluzione “positiva” del quadro regolatorio sui sistemi di accumulo, occorre immaginare soluzioni nuove per il loro sviluppo, verso una prospettiva di reale, e concretamente misurabile, convenienza in termini di costi-benefici sia per il sistema che per gli utenti finali.

In particolare occorre accelerare la competitività sia tecnologica che economico-finanziaria delle soluzioni di generazione distribuita per massimizzare l’autoconsumo. Ciò sarà possibile ingegnerizzando al meglio le soluzioni integrate di smart power generation e di electrical energy storage e completando in fretta il percorso normativo e regolamentare finalmente avviato da parte del MiSE, del CEI e dell’Aeeg negli ultimi 12 mesi, con gli ultimi provvedimenti attuativi che sono previsti principalmente a cura del GSE, dei DSO (distributori) e delle Agenzie delle Dogane (UTF).

Occorre che i regolamenti attuativi del GSE sugli utilizzi degli accumuli in connessione alla rete, le procedure operative dei DSO sui flussi informativi delle misure e sulle circolari chiarificatrici sul regime fiscale dell’ energia autoprodotta e auto consumata in ambito SSPP-SEU, non rimangano transitoriamente in area di parcheggio troppi mesi, ma vengano emanate entro tempi ristretti e certi precisamente dettati dal regolatore (Aeeg).

L’obiettivo che occorre porsi è di iniziare a realizzare, d’ora in avanti, non solo alcuni primi “progetti pilota”, utility scale, ma un numero crescente di progetti diffusi su larga scala che permettano a famiglie, condomini, aziende, in quanto utenze distribuite, di diventare produttori-consumatori (prosumer), indipendenti, o utenti attivi con approvvigionamento dalla rete sempre più ridotto, attraverso moderni e integrati impianti di autoproduzione da fonti rinnovabili e sistemi di efficienza energetica.

Per far questo occorrerebbe sostenere esplicitamente lo sviluppo del fattore strategico abilitante del cambio di paradigma e cioè i sistemi di accumulo distribuiti (residenziali o di piccola taglia per le PMI). Con quali strumenti? Per esempio estendendo esplicitamente le detrazioni fiscali per la ristrutturazione e la riqualificazione energetica degli edifici dei privati agli investimenti per l’acquisto del sistema di accumulo a batteria, utilizzato per massimizzare l’autoconsumo della generazione distribuita (tipicamente da fotovoltaico) in ottica micro-smartgrid.

E per quanto riguarda le PMI, ricorrendo per il sostegno degli investimenti nei sistemi di accumulo distribuiti, anche all’estensione a tali tipologie di apparecchiature dei benefici della Legge Sabatini, appena rilanciata dal Governo Letta (e speriamo ulteriormente potenziabile dal Governo Renzi) per gli investimenti in dotazioni produttive e in macchinari e impianti innovativi.

Insomma, occorre fare di più e di meglio e farlo bene, ma in fretta, per uscire una volta per tutte dalla logica della pura sperimentazione “controllata” e partecipare come Sistema Italia da leader e non da follower a una delle sfide più appassionanti di questo inizio terzo millennio: quella della proposta ad ampio spettro di servizi energetici innovativi, ma semplici, facilmente praticabili ed efficienti (sia tecnicamente che economicamente), basati sulla padronanza completa delle tecnologie della smart energy. Bisogna scommettere sull’affermazione del modello di democrazia energetica quale chiave di volta per provare ad uscire definitivamente dalla crisi industriale e finanziaria che ancora ci attanaglia.

Antitrust: "su teleriscaldamento serve legge di settore"

Facebook Twitter LinkedIN
Lunedì, 10 Marzo 2014
L'esito dell'indagine dell'Autorità Garante per la Concorrenza e il Mercato avviata nel dicembre 2011 per fare luce su tariffe, vincoli e modalità di affidamento della gestione del servizio. "Serve "una disciplina pro-concorrenziale settoriale e specifica sotto-forma di una legge di settore".

Il teleriscaldamento come noto presenta alcune criticità dal punto di vista concorrenziale, dato che sembra strutturalmente favorire il monopolio degli operatori integrati verticalmente e ha costi di switching elevati. Da tempo questi modelli di business sono per questo nel mirino del Garante per la Concorrenza. Ora è arrivato l'esito dell'indagine che l'AGCM aveva iniziato nel dicembre 2011 (allegato in basso) per fare luce in particolare sul livello delle tariffe, sui vincoli relativi alla scelta di connettersi o meno alla rete di teleriscaldamento e sulle modalità di affidamento della gestione del servizio.

Nel complesso, secondo l'Autorità, il settore si è autoregolato abbastanza efficacemente, per cui "non si deve procedere ad una integrale sostituzione dei meccanismi di mercato esistenti con una regolamentazione pervasiva", ma serve piuttosto "una disciplina pro-concorrenziale settoriale e specifica sotto-forma di una legge di settore attualmente assente".

Sulle modalità di affidamento della gestione del servizio il Garante propone lo strumento delle gare, da utilizzare però solo "nei casi in cui ne siano state verificate la praticabilità tecnico-economica e la probabile efficacia", e qualora "la concorrenza effettiva nel mercato sia insufficiente".

Sul fronte dei prezzi, l'indagine ha evidenziato un valore medio di circa 97 €/MWh, "sostanzialmente in linea con i principali Paesi europei (si va dai 67 €/MWh della Finlandia ai 117 €/MWh della Danimarca). Il livello dei margini è "piuttosto buono" ma non "ingiustificatamente elevato".

L'Antitrust individua alcuni punti sui quali intervenire. Tra questi la definizione di criteri su prezzi e allacciamenti dei clienti per favorire la concorrenza ex-ante tra sistemi di riscaldamento (anche eliminando gli switching cost), in particolare con obblighi di trasparenza delle offerte. Poi standard di continuità e sicurezza del servizio, promozione dell'uso del calore già disponibile (industriale o da inceneritori), ampiezza delle esclusive territoriali garantite nelle concessioni comunali.

L'esito dell'indagine AGCM (pdf)