Moroni&Partners verso nuovi mercati esteri: Regno Unito e Arabia Saudita

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Martedì, 10 Giugno 2014
News dalle Aziende
Moroni & Partners esporta all’estero la propria esperienza nella consulenza energetica integrata aprendo un ufficio a Londra e siglando un accordo di partnership con due società attive in Medio Oriente.

Moroni & Partners, player italiano della consulenza energetica integrata, continua ad esportare all’estero la propria esperienza. M&P sbarca infatti a Londra con l’ambizione di diventare uno dei principali Technical Advisor del mercato britannico che, in base alle stime della BPVA, British Photovoltaic Association, diventerà il più ampio mercato europeo per l’energia solare entro il 2015. Il Regno Unito vanta già 3,5 GW di potenza installata da impianti ad energia solare e ha l’obiettivo di raggiungere 20 GW entro il 2020, con 4,8 GW di nuovi impianti previsti nei prossimi 18 mesi.

Ma M&P non si ferma all’Europa e ha appena siglato un accordo di partnership con due importanti società attive in Medio Oriente: AJEC e CENPRO. L’obiettivo comune è lavorare nel settore delle rinnovabili in Arabia Saudita, mercato dove si dovrebbero installare da qui a pochi anni oltre 54 GW di impianti a fonti rinnovabili.

M&P segue i trend di mercato globali e opera già in Romania, Thailandia, Ecuador, Brasile, Panama, Giordania, Emirati Arabi Uniti, Turchia e Australia.

Oneri di sbilanciamento, il Consiglio di Stato dà ragione agli operatori

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Martedì, 10 Giugno 2014
Redazione Qualenergia.it
Dopo il Tar, anche il Consiglio di Stato boccia il preovvedimento dell'AEEG sugli oneri di sbilanciamento per le fonti rinnovabili. Il Consiglio ha infatti respinto il ricorso dell'Autorità contro l'annullamento della delibera 281/2012. Il provvedimento non tiene conto delle peculiarità di ciascuna fonte, si legge nella sentenza.

Dopo il Tar, anche il Consiglio di Stato boccia il preovvedimento dell'Autorità per l'Energia sugli oneri di sbilanciamento per le fonti rinnovabili. Il Consiglio ha infatti respinto il ricorso dell'Autorità contro l'annullamento della delibera 281/2012. Il provvedimento non tiene conto delle peculiarità di ciascuna fonte, si legge nella sentenza, pubblicata ieri sera.

"La regolazione economica e tecnica dell'Autorità - si legge nel documento - deve, pertanto, esercitarsi in modo da pervenire ad una soluzione che, da un lato, tuteli il mercato nella sua interezza mediante l'imposizione anche alle unità di produzione in esame dei costi di sbilanciamento, dall'altro, introduca meccanismi calibrati sulla specificità della fonte in grado di tenere conto della modalità di produzione dell'energia elettrica e delle conseguenti difficoltà di effettuare una previsione di immissione in rete che raggiunga il medesimo grado di affidabilità che devono garantire le unità di produzione di energia programmabile". In definitiva, conclude la sentenza, "rientra nella valutazione tecnica dell'Autorità il potere di individuare, nel rispetto del principio di parità di trattamento tra gli operatori economici del settore, la modalità di ripartizione dei costi di sbilanciamento che tengono conto della peculiarietà della fonte".

"Per noi il principio resta lo stesso: chi genera un costo deve pagarlo. E il fatto di dire di non essere in grado di fare di meglio non può essere una giustificazione" è il commento alla sentenza di Alberto Biancardi, componente del collegio dell'Autorità per l'Energia, intervenuto oggi  al convegno Free "Ridurre le bollette elettriche con le rinnovabili", che comunque precisa di non poter entrare nel dettaglio della decisione del Consiglio di Stato, che ora dovrà essere valutata con attenzione.

"A fronte di questa ulteriore pronuncia - ha commentato in una nota Anev, tra i primi ad aver ricorso contro la delibera - che si aggiunge alle altre precedenti e di pari segno, l'Anev ribadisce la propria piena condivisione del principio, peraltro ripreso anche dal Consiglio di Stato, che le fonti rinnovabili non programmabili possano contribuire anche loro agli oneri di sbilanciamento, ma solo nei limiti in cui questo non risulti discriminatorio rispetto alle altre fonti, e quindi nei limiti di quanto tecnicamente possibile". L'Associazione "nel dichiararsi pienamente soddisfatta dell'accoglimento pieno delle proprie posizioni, ribadisce la propria disponibilità a contribuire ad una soluzione equilibrata che responsabilizzi gli operatori senza discriminarli".

“Un grande risultato per tutto il settore in generale, e per la nostra associazione in particolare – commenta Agostino Re Rebaudengo, presidente di assoRinnovabili, a valle della sentenza. Il percorso è stato lungo e non privo di ostacoli, ma l’importante è che finalmente sia stato posto rimedio ad una disciplina ingiustamente lesiva degli interessi dei produttori di energia pulita”. L’accertata illegittimità delle delibere, tuttavia, non dovrà corrispondere ad una nuova stangata sulla bolletta dei consumatori. Su questo punto Re Rebaudengo ha le idee molto chiare: “E’ con grande senso di responsabilità che intendiamo affrontare la questione dei costi, che resteranno a carico degli operatori. Ci auguriamo, pertanto, che la futura regolazione economica e tecnica che l’Autorità dovrà predisporre, introduca meccanismi equi e calibrati sulla specificità delle singole fonti e che tenga conto delle difficoltà ad effettuare previsioni affidabili di immissione in rete.

La sentenza del Consiglio di Stato (pdf)

Oneri sbilanciamento, il Consiglio di Stato dà ragione agli operatori

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Martedì, 10 Giugno 2014
Redazione Qualenergia.it
Dopo il Tar, anche il Consiglio di Stato boccia il preovvedimento dell'AEEG sugli oneri di sbilanciamento per le fonti rinnovabili. Il Consiglio ha infatti respinto il ricorso dell'Autorità contro l'annullamento della delibera 281/2012. Il provvedimento non tiene conto delle peculiarità di ciascuna fonte, si legge nella sentenza.

Dopo il Tar, anche il Consiglio di Stato boccia il preovvedimento dell'Autorità per l'Energia sugli oneri di sbilanciamento per le fonti rinnovabili. Il Consiglio ha infatti respinto il ricorso dell'Autorità contro l'annullamento della delibera 281/2012. Il provvedimento non tiene conto delle peculiarità di ciascuna fonte, si legge nella sentenza, pubblicata ieri sera.

"La regolazione economica e tecnica dell'Autorità - si legge nel documento - deve, pertanto, esercitarsi in modo da pervenire ad una soluzione che, da un lato, tuteli il mercato nella sua interezza mediante l'imposizione anche alle unità di produzione in esame dei costi di sbilanciamento, dall'altro, introduca meccanismi calibrati sulla specificità della fonte in grado di tenere conto della modalità di produzione dell'energia elettrica e delle conseguenti difficoltà di effettuare una previsione di immissione in rete che raggiunga il medesimo grado di affidabilità che devono garantire le unità di produzione di energia programmabile". In definitiva, conclude la sentenza, "rientra nella valutazione tecnica dell'Autorità il potere di individuare, nel rispetto del principio di parità di trattamento tra gli operatori economici del settore, la modalità di ripartizione dei costi di sbilanciamento che tengono conto della peculiarietà della fonte".

"Per noi il principio resta lo stesso: chi genera un costo deve pagarlo. E il fatto di dire di non essere in grado di fare di meglio non può essere una giustificazione" è il commento alla sentenza di Alberto Biancardi, componente del collegio dell'Autorità per l'Energia, intervenuto oggi  al convegno Free "Ridurre le bollette elettriche con le rinnovabili", che comunque precisa di non poter entrare nel dettaglio della decisione del Consiglio di Stato, che ora dovrà essere valutata con attenzione.

"A fronte di questa ulteriore pronuncia - ha commentato in una nota Anev, tra i primi ad aver ricorso contro la delibera - che si aggiunge alle altre precedenti e di pari segno, l'Anev ribadisce la propria piena condivisione del principio, peraltro ripreso anche dal Consiglio di Stato, che le fonti rinnovabili non programmabili possano contribuire anche loro agli oneri di sbilanciamento, ma solo nei limiti in cui questo non risulti discriminatorio rispetto alle altre fonti, e quindi nei limiti di quanto tecnicamente possibile". L'Associazione "nel dichiararsi pienamente soddisfatta dell'accoglimento pieno delle proprie posizioni, ribadisce la propria disponibilità a contribuire ad una soluzione equilibrata che responsabilizzi gli operatori senza discriminarli".

“Un grande risultato per tutto il settore in generale, e per la nostra associazione in particolare – commenta Agostino Re Rebaudengo, presidente di assoRinnovabili, a valle della sentenza. Il percorso è stato lungo e non privo di ostacoli, ma l’importante è che finalmente sia stato posto rimedio ad una disciplina ingiustamente lesiva degli interessi dei produttori di energia pulita”. L’accertata illegittimità delle delibere, tuttavia, non dovrà corrispondere ad una nuova stangata sulla bolletta dei consumatori. Su questo punto Re Rebaudengo ha le idee molto chiare: “E’ con grande senso di responsabilità che intendiamo affrontare la questione dei costi, che resteranno a carico degli operatori. Ci auguriamo, pertanto, che la futura regolazione economica e tecnica che l’Autorità dovrà predisporre, introduca meccanismi equi e calibrati sulla specificità delle singole fonti e che tenga conto delle difficoltà ad effettuare previsioni affidabili di immissione in rete.

La sentenza del Consiglio di Stato (pdf)

Fotovoltaico: combattere il dumping tassando la CO2 contenuta nei moduli?

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Martedì, 10 Giugno 2014
Alessandro Codegoni
Uno studio sul ciclo di vita dei moduli fotovoltaici mostra che, a causa delle emissioni implicite nel processo produttivo, i prodotti cinesi hanno un'efficacia dimezzata in termni di emissioni rispetto a quelli made in Europe. E se per proteggere l'industria del FV europea invece che a dazi anti-dumping si ricorresse alla tassazione ambientale?
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Nella prima fase dell’installazione massiccia di pannelli fotovoltaici in Europa, si è assistito all’invasione dei pannelli cinesi che, venduti a costi molto più bassi dei nostri, è stata causa non ultima della quasi distruzione dell'industria europea del FV. L’UE ha reagito, imponendo dazi e prezzi minimi, solo a metà 2013, a quello che si configurava come un vero e proprio dumping, cioè una vendita a prezzi inferiori al minimo necessario per ottenere un profitto, portata avanti al solo scopo di distruggere la concorrenza. Che di dumping si trattasse lo rivela il chiudersi della forbice fra i prezzi dei pannelli cinesi e quelli tedeschi, passata dai 250 dollari al kW del 2011 ai 15 dell’aprile 2014, avvenuta non solo per i progressi dei produttori europei, ma soprattutto perché quelli cinesi, dominando ormai il mercato, hanno riportato i loro listini a prezzi più ragionevoli in tutto il mondo.

Sulle ferite inferte all’industria europea dei pannelli FV, arrivano dolorose come sale le conclusioni di uno studio pubblicato sulla rivista Solar Energy (Domestic and overseas manufacturing scenarios of silicon-based photovoltaics: Life cycle energy and environmental comparative analysis): i moduli made in China sono anche molto meno efficaci nella lotta al global warming dei prodotti europei. Gli autori della ricerca, Fengqi You, della Northwestern University, e Seth Darling, degli Argonne National Laboratory (Us Energy Department), hanno compiuto un'analisi energetica e delle emissioni di CO2 lungo il ciclo di vita di moduli al silicio mono cristallini, multi cristallini e amorfi, europei e cinesi, per valutare quale di questi recuperi prima, con la propria produzione energetica, l’energia impiegata per costruirli (Energy Pay Back Time, EPBT), e quale dei due emetta meno CO2 durante l’intera vita: dall’estrazione e raffinazione dei materiali grezzi, fino al riciclo del pannelli, dopo 25 anni di servizio.

L’ipotesi di lavoro è che i pannelli vengano tutti installati in un paese del sud Europa, con 1.700 kWh annui/mq di energia solare. Dei tre tipi di pannelli, quelli con EPBT più lungo sono risultati i monocristallini, mentre i più “sostenibili” sono quelli con silicio amorfo, che compensano la loro minore efficienza con la molta minore energia richiesta per fabbricarli, essendo la raffinazione e cristallizzazione del silicio la fase che, di gran lunga, ne richiede di più. I multi cristallini, sono a metà strada fra i due.

A parità di tecnologia, si potrebbe pensare che l’energia contenuta nei pannelli e le relative emissioni, siano più o meno gli stessi sia che vengano fatti in Cina, che da noi. Ma non è affatto così. L’EPBT dei tre tipi di moduli, quando costruiti in Europa, risultano essere rispettivamente 1,9, 1,6 e 1,4 anni, per monocristallino, multi cristallino e amorfo. Ma le stesse tipologie di moduli se made in China hanno un EPBT di 2,4, 2,3 e 1,8, rispettivamente.

L’EROI, cioè quante volte più energia una fonte produca nella sua vita, rispetto a quella usata per costruirla e farla funzionare (aggiustato dagli autori, considerando che il FV produce solo elettricità, mentre per costruirlo si usa anche calore), è 16,1, 19,1 e 22 in Europa, per monocristallino, multi cristallino e amorfo, e 12,6, 12,9 e 16,9 volte in Cina. Stesso discorso per le emissioni di CO2, calcolate dividendo le emissioni dei gas serra prodotti nel ciclo di vita, per l’elettricità ottenuta nello stesso periodo: 37,3, 31,8 e 28,5 gr CO2eq/kWh nel caso europeo 72,2, 69,2, and 54,3 gr CO2eq/kWh per quello cinese (per confronto, 1 kWh elettrico da carbone produce circa 1000 gr di CO2).

«La ragione principale di queste grandi differenze è che in Europa gli standard ambientali e di uso efficiente dell’energia sono molto più stretti di quelli cinesi, con il risultato che nel paese asiatico, a parità di prodotto, si sprecano molti più materiali ed energia e si inquina di più», spiega Seth Darling. «Inoltre in Europa la produzione elettrica comporta molta meno emissioni di CO2 che in Cina, per l'uso minore di carbone e il maggiore ricorso a fonti a basso o nullo contenuto di CO2, come nucleare, rinnovabili e metano. E non dimentichiamo che le stesse centrali termoelettriche europee sono in media molto più nuove ed efficienti di quelle cinesi».

Lo svantaggio ambientale dei moduli asiatici peggiora poi ulteriormente se si comprende anche, cosa non presa in considerazione nello studio, il non indifferente consumo di combustibili fossili per il lungo trasporto dall’Asia alle altre parti del mondo.

«Aver spostato la produzione di pannelli fotovoltaici dall’Europa alla Cina - dice Fengqi You - può forse aver avuto un senso economico. Ma non lo ha se consideriamo la differenza in sostenibilità ambientale del modulo prodotto: il fatto che un modulo sia prodotto in Cina dimezza la sua efficacia per quanto riguarda il contenimento del cambiamento climatico e, vista la riduzione dell’EROEI, peggiora la sua qualità di realistica alternativa energetica alle fonti fossili. Visto che vogliamo usare l’energia solare per avere un futuro più sostenibile, occorrerebbe considerare da questo punto di vista anche il luogo di produzione».

A questo fine You e Seth propongono di riconsiderare i dazi applicati sui moduli FV cambiandoli da “dazi economici” a “dazi ambientali”, cioè rendendoli proporzionali al contenuto di CO2 dei prodotti. Una tariffa che si aggiri fra 105 e 130 euro a tonnellata di CO2 contenuta nei pannelli (una variazione dipendente da eventuali tassazioni locali della CO2 in Cina e nella UE), secondo i due ricercatori, sarebbe sufficiente ed equa per premiare i prodotti più “verdi”, spingendo così sia a migliorare ulteriormente i processi industriali, che a spostare la costruzione dei pannelli nei luoghi della terra dove l’efficienza energetica è maggiore, si usano più materiali riciclati e l’elettricità ha il contenuto minore di carbonio fossile.

Tutte queste considerazioni l’UE avrebbe potuto farle già molti anni fa, senza attendere che glielo consigliassero dei ricercatori Usa, imponendo un riequilibrio dei prezzi basato sulla sostenibilità ambientale dei pannelli. Una mossa meno contestabile delle accuse di dumping e che avrebbe non solo salvato l’industria europea del settore, ma avrebbe anche reso il fotovoltaico una tecnologia ancora più efficiente nella sua “missione” di ridurre inquinamento, dipendenza energetica e alterazione climatica.

Sicurezza gas (problema stagionale) e clima (problema epocale)

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Martedì, 10 Giugno 2014
Karl-Ludwig Schibel
Le tensioni tra Russia e Ucraina, e quindi tra Russia e Occidente, avranno ripercussioni sulle forniture di gas all'Europa? Il metano russo soddisfa un terzo del fabbisogno tedesco e il 40% di quello italiano, ma per Karl-Ludwig Schibel il vero problema è la crisi climatica mostrata dall'ultimo report Ipcc. Il suo articolo pubblicato sulla rivista Qualenergia.

Basta la concentrazione di poche truppe russe nella parte occidentale di quel Paese alla frontiera con l’Ucraina a provocare reazioni di grande preoccupazione per la sicurezza energetica dell’Europa. Numerosi politici, giornalisti, commentatori si esprimono preoccupati per la dipendenza dal metano russo che soddisfa un terzo del fabbisogno della Germania e il 40% di quello italiano. Complessivamente l’Unione Europea importa oltre la metà delle fonti energetiche per produrre calore ed energia elettrica da Paesi da considerarsi politicamente o economicamente instabili e da tempo la sicurezza è la forza più importante che spinge la politica energetica della Commissione. Con le fibrillazioni nel rapporto Russia-Ucraina, e di conseguenza Russia-Europa-USA, tutto il sistema energetico viene messo in discussione e il ministro per l’energia della Germania, Dietmar Gabriel, discute in pubblico le alternative alla dipendenza russa.

L’importazione via nave dagli Stati Uniti di metano liquefatto potrebbe essere un’alternativa. La forma di estrazione è però il micidiale fracking e, oltre questo difetto ambientale, non esiste alcun porto tedesco in cui queste immense navi cisterna potrebbero sbarcare il proprio carico. A questo punto forse si deve tagliare la testa al toro e permettere il fracking in Germania? Avrebbe alti costi in termini di consenso politico, con prevedibilmente forti resistenze dal mondo ambientalista e non solo.

Per quanto la crisi tra la Russia e l’Occidente sia reale, una sua ripercussione sulle forniture di metano è una minaccia piuttosto lontana. Anche nei tempi peggiori della guerra fredda il metano russo è arrivato puntualmente nell’Europa occidentale. Inoltre, nel caso molto improbabile di un’interruzione dell’approvvigionamento, le case non si raffredderebbero e le centrali non si fermerebbero. L’Italia ha quasi 17 miliardi di metri cubi di metano di riserva, rapportato agli abitanti più della Germania con i suoi 20. Quindi il worst case, lo scenario improbabile del caso peggiore, produrrebbe una situazione critica ma non catastrofica.

Invece, guardando la sintesi esecutiva dell’attuale rapporto del secondo gruppo di lavoro dell’IPCC su impatti, vulnerabilità e adattamento ai cambiamenti climatici, la situazione è ben diversa. Non si tratta di un’eventualità con bassa probabilità, ma di un drammatico evento in atto e le sue conseguenze catastrofiche si stanno verificando con una sicurezza che può tranquillamente rinunciare al “quasi” e diventeranno, in un prossimo futuro, più gravi, anche molto più gravi.

L’attenzione del mondo politico e del pubblico in generale? Scarsa. Obiettivi ambiziosi e vincolanti dell’Europa per il 2030 in questo momento sono lontani, e questo vale ancora di più per la politica del clima italiana. Una dissonanza cognitiva clamorosa, che in parte viene risolta ignorando le informazioni, in parte spostando le paure su altri eventi, come per esempio la crisi Russia-Europa-USA. Prendere sul serio il V rapporto dell’IPCC significherebbe una profonda trasformazione energetica e di mobilità in Europa, nel proprio Paese e nella propria casa. Da subito. Con l’efficienza energetica come prima priorità per ridurre la necessità di importare fonti energetiche da regioni lontane e presumibilmente instabili. Preoccuparsi dell’approvvigionamento del metano russo è il caso lampante di una traslazione da un problema epocale quali i cambiamenti climatici a fibrillazioni stagionali nel mercato energetico, di uno spostamento dell’attenzione dalla necessità di una svolta energetica dell’economia e della società allo spettacolo dell’alta diplomazia dove le responsabilità sono di Putin e di Obama, di Kerry e di Lavrov, della Merkel e di Renzi.

L'articolo è stato pubblicato nella rubrica Lifestyle sul numero 2, aprile-maggio 2014, della rivista bimestrale QualEnergia, con il titolo "Clima alla canna del Gas" (pdf)

SEtic cerca agenti per settore efficienza energetica

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Lunedì, 9 Giugno 2014
L'azienda, impegnata nel settore dell’efficientamento energetico tramite noleggio operativo led, cerca agenti su tutto il territorio nazionale.

SEtic, società operante nel settore dell’efficientamento energetico tramite noleggio operativo led, ricerca per il potenziamento della propria rete commerciale sul territorio nazionale agenti professionali e determinati con i seguenti requisiti:

  • diploma o laurea
  • esperienza commerciale B2B
  • predisposizione ai rapporti interpersonali
  • capacità di lavorare per obiettivi
  • gestione 'visit report'
  • automuniti

L’azienda offre:

  • ottimo trattamento provvigionale
  • bonus ed incentivi al raggiungimento degli obiettivi
  • formazioni ed affiancamento tecnico-commerciale

In caso di esperienza di coordinamento gruppo di agenti l'azienda è interessata a valutare l’inserimento in qualità manageriale.

Il presente annuncio è rivolto ad entrambi i sessi, ai sensi delle leggi 903/77 e 125/91, e a persone di tutte le età e tutte le nazionalità, ai sensi dei decreti legislativi 215/03 e 216/03

Posti disponibili: 
10
Sede di lavoro: 
Territorio Nazionale
Ragione Sociale: 
SEtic srls
Indirizzo: 
Via Manzoni, 52 – 20089 Rozzano (MI)
Telefono: 
02 57511594
E-mail: 
contact@setic.it

Registri rinnovabili elettriche, il GSE chiarisce in merito alla priorità

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Lunedì, 9 Giugno 2014
Il criterio di priorità per la formazione della graduatoria non si intende limitato ai soli impianti il cui titolo autorizzativo preveda esclusivamente l’utilizzo di sottoprodotti ricompresi nella Tabella 1.A del Decreto, ma si applica anche agli impianti autorizzati all’utilizzo di sottoprodotti e prodotti di origine biologica, purché questi ultimi non superino la percentuale di impiego del 30%.

Il GSE comunica, a seguito degli indirizzi forniti dal Ministero dello Sviluppo Economico, che il criterio di priorità per la formazione della graduatoria previsto all’articolo 10, comma 3, lettera b) del D.M. 6 luglio 2012 non si intende limitato ai soli impianti il cui titolo autorizzativo preveda esclusivamente l’utilizzo di sottoprodotti ricompresi nella Tabella 1.A del Decreto, ma si applica anche agli impianti autorizzati all’utilizzo di sottoprodotti e prodotti di origine biologica, purché questi ultimi non superino la percentuale di impiego del 30%.

eTa Blades: "la sfida del minieolico si gioca su velocità e costi"

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Lunedì, 9 Giugno 2014
News dalle Aziende
Per l'installazione del minieolico ricerca del sito idoneo, negoziazione con i proprietari dei terreni e verifica della disponibilità di una connessione alla rete elettrica possono portare via molto tempo. eTa Blades garantisce l'ottimizzazione dei progetti a operatori, investitori e produttori di turbine.

Nonostante le procedure autorizzative per il minieolico siano state semplificate per le taglie più piccole, la ricerca del sito idoneo e non vincolato, la negoziazione spesso difficoltosa con i proprietari dei terreni e la verifica della disponibilità di una connessione alla rete elettrica non eccessivamente costosa e complessa possono portare via molto tempo. Inoltre la preoccupazione circa il possibile esaurirsi degli incentivi, di per sé un freno allo sviluppo, rappresenta un ulteriore stimolo a lavorare meglio e rapidamente. Dunque, attrezzarsi dal punto di vista tecnico è un investimento necessario e ben ripagato da un lato con l’ottimizzazione dei rendimenti, dall’altro con un minor costo di impianto.

Costi e velocità sono anche un prodotto del tipo di turbina scelta: eTa Blades, azienda italiana che progetta, sviluppa e produce pale eoliche innovative, oltre a quello del re-blading, ha sviluppato un segmento dedicato al minieolico volto a consentire a operatori rinnovabili, investitori e produttori di turbine di rispettare i loro obiettivi tenendo conto dei costi di investimento per i nuovi impianti, dei loro rendimenti, del tempo più breve per metterli in esercizio.

La linea di produzione dedicata al minieolico, che presenta caratteristiche simili ma cadenze, logistica interna e lavorazioni sostanzialmente diverse da quelle del grande eolico, si basa sulla capacità di produrre elevati quantitativi di blade in tempi ridotti, industrializzare i prodotti per garantire i tempi di consegna, rispettare standard di qualità e costi. I nostri impianti di produzione sono situati a Fano.

In particolare, eTa Blades è in grado di produrre per il minieolico tanto in base a specifiche e disegni già definiti dal cliente, produttore della turbina o investitore che ha deciso di disegnare da sé la propria turbina, quanto sulla base di un proprio disegno di blade, sviluppato in collaborazione con il Politecnico di Milano.

Nel primo caso eTa Blades lavora con i propri clienti definendo un costo target, frutto dell’analisi del prodotto finito e delle sue specifiche tecniche ma pure delle cadenze di produzione desiderate: è un 'design to cost' approfondito sulla base del quale giungere, insieme al cliente, alla definizione del miglior prodotto rispetto agli obiettivi di costo imposti. Nel secondo caso l’ottimizzazione è già stata svolta internamente: il prodotto concepito da eTa Blades è compatibile con le turbine da 60 kW, che stanno vivendo un momento di larga diffusione in Italia e, oltre a un costo ottimizzato rispetto al rendimento atteso, offrono la possibilità di consegna in tempi rapidi.

L’impegno di eTa Blades è soprattutto in questo: garantire a operatori, investitori e produttori di turbine di poter realizzare i propri impianti nel più breve tempo possibile e a costi ottimizzati.

Verso l'industria alimentata a fonti rinnovabili

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Lunedì, 9 Giugno 2014
Roberto Salustri
Le applicazioni delle rinnovabili nel settore industriale, soprattutto per la produzione di calore di processo, sono sempre più convenienti e in rapido sviluppo. Esempi di integrazione di solare termico, FV e caldaie a biomasse. Uno degli impianti solari termici più grandi è presso la più grande compagnia mineraria del rame del mondo.
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Uno dei settori dove, al grande pubblico, appare difficile l’utilizzo delle energie rinnovabili è quello dell’industria. Il grande consumo energetico e la densità di utilizzo dell’energia sono sempre stati visti come limiti all’impiego concreto dell’energia solare e delle altre risorse rinnovabili.

È invece proprio in questo settore che le applicazioni delle rinnovabili sono più convenienti e in rapido sviluppo. Pochi anni fa il Task 33 della International Energy Agency (Solar Heating and Cooling Programme) esplorava l’utilizzo dell’energia solare per la produzione di calore nei processi e utilizzi industriali trovando decine di casi di utilizzo. Questo lavoro continua con il Task 49 (Solar Heat Integration in Industrial Processes) con l’obiettivo dell’integrazione del calore prodotto da impianti termici solari nei processi industriali.

Uno dei primi esempi documentati e interessanti per l’utilizzo integrato di varie rinnovabili per l’alimentazione di un complesso industriale è stata la fabbrica di collettori solari tedesca Solvis. Sorge in una zona industriale al nord di Braunschweig a breve distanza dal canale fluviale che collega i fiumi Reno, Weser ed Elba. L’edificio è entrato in esercizio nell’estate del 2002. Un elemento immediatamente visibile dell’architettura è la tensostruttura metallica del tetto che copre il capannone e che ospita i grandi impianti solari, collettori e moduli fotovoltaici. Obiettivo principale è stato quello di realizzare un edificio a basso consumo energetico il cui fabbisogno energetico residuo possa essere coperto esclusivamente con energie rinnovabili. Il fabbisogno termico calcolato è di 22 kWh/m2 anno e corrisponde quindi a quello di un edificio a basso consumo energetico.

L’impianto solare termico installato sui corpi orientali consiste in 180 mq di collettori di grandi dimensioni; altri 45 mq sono stati integrati nella facciata Sud-Ovest. L’impianto fotovoltaico comprende un campo solare di 44 kWp. Oltre che dagli impianti solari, l’energia è fornita da una centrale di cogenerazione che produce il calore necessario e ha una potenza elettrica di 100 kW. La centrale è alimentata con olio di colza. L’integrazione di queste varie tecnologie e un sistema a energia intelligente, che controlla e analizza continuamente il sistema industriale, rende di fatto questa fabbrica a zero emissioni.

Non sempre gli esempi sono così completi in quanto ad integrazione e applicazione delle varie rinnovabili, a volte si utilizza solo una delle tecnologie a disposizione per coprire solamente una parte dei consumi. Una delle tecnologie più utilizzate in campo industriale, in particolare per la produzione di calore di processo, è il solare termico. Sono più di 128 gli impianti censiti, di cui 83 in Europa, in particolare in Germania, Grecia e Spagna. In Italia non sono molti gli esempi, ma comunque esistono impianti interessanti nel settore della produzione di tessuti, della trasformazione dei prodotti agricoli, nella produzione di formaggi e di vino e qualche applicazione di solar cooling.

Uno dei settori dove oggi è più utilizzata la tecnologia solare è quella della produzione di bibite (Qualenergia.it - L'impianto solare termico di grande taglia e la bevanda energetica). Nell'ambito del progetto finanziato dal “Seventh Framework Programme” dalla Unione Europea denominato "SolarBrew" saranno realizzati tre impianti pilota, Spagna, Portogallo e Germania per la pastorizzazione, l’essicazione e la cottura dei cereali e del malto. Avranno una capacità totale di 5,08 MW termici, corrispondenti a 7.270 m² di superficie del campo solare. Il primo impianto è stato realizzato alla Birreria Göss, in Austria: 1.375 m² di collettori hanno iniziato a produrre energia per uno dei processi chiave nel settore della birra. I partner del progetto sono Heineken, il centro di ricerca austriaco AEE Intec, la società Sunmark (Danese), e la tedesca GEA System Brewery.

Il processo di miscelatura del birrificio austriaco Göss è alimentato con vapore che attraversa uno scambiatore di calore all'esterno del tino per la cottura del malto. Per l'integrazione del calore solare termico è stato inserito un nuovo scambiatore di calore all'interno del tino di cottura. Il nuovo scambiatore di calore permette un approvvigionamento energetico ibrido per la fase di cottura, che include l'energia solare termica, il calore di recupero e una caldaia a biomassa (cippato di legna).

Questi esempi pilota, se pur importanti da un punto di vista tecnico e di promozione dell’uso dell’energia solare, sono di piccole dimensioni rispetto agli ultimi impianti realizzati nel mondo: Cile (39.300 mq, 27,5 MW, settore minerario), Cina (13.000 mq, 9,1 MW, settore tessile, tintura); Stati Uniti (7.800 mq, lavorazione del pollame); Cina (5,2 MW, stampa e tintura dei tessuti); Stati Uniti (3,5 MW, frittura patatine); Stati Uniti (3 MW, produzione bibite Gatorade).

Il primo di questi impianti, quello in Cile, è veramente enorme per lo standard di applicazione di questa tecnologia, paragonabile agli impianti in progettazione nel nord Europa per il Solar District Heating. La più grande compagnia mineraria del rame del mondo di proprietà dello stato cileno, la Codelco, ha firmato un accordo con Sunmark per la costruzione del più grande impianto termico solare a scopo industriale. Il campo solare ha una superficie captante totale di 39.300 m2 e un accumulo termico di 4.300 m3 e una produzione annua di 50 GWh (vedi foto). L'impianto è stato completato nel 2013. La miniera aveva un consumo di 8.000 metri cubi di petrolio all'anno per produrre 120.000 tonnellate di rame. Il calore solare sarà utilizzato per mantenere a 50 °C l’elettrolita per il processo di estrazione del rame. La copertura del fabbisogno è del 85-100% dell’energia termica.

In Italia una delle esperienze più interessanti è supportata da un punto di vista tecnico e scientifico dal Politecnico di Milano e dalla RESEDA onlus. Si tratta della realizzazione di un campo solare di oltre 1.000 m2 di superficie captante per alimentare un processo di pulitura e tintura dei tessuti. Questo impianto sarà realizzato in Tunisia tramite una collaborazione internazionale. Il progetto, anche se non molto grande rispetto agli esempi precedenti, è stato progettato con una attenzione particolare all’efficienza e alla durata dell’impianto, due caratteristiche fondamentali per massimizzare il vantaggio dall’investimento effettuato. Altro punto di forza del progetto è l’integrazione del calore solare all’interno del ciclo di processo.

Sicuramente il settore è in piena espansione e aspettiamo anche in Italia la realizzazione di impianti “best practice”. L’esperienza accumulata in questi anni ci ha portato a comprendere molti punti importanti dell’applicazione delle rinnovabili in campo industriale e oggi sarebbe sicuramente già possibile realizzare un’industria a zero emissioni.

In un prossimo articolo illustreremo in dettaglio l’applicazione industriale dell’energia solare, i principi di progettazione e il potenziale di applicazione in Italia.

Primi cinque mesi dell'anno, il fotovoltaico copre il 7% della domanda elettrica

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Lunedì, 9 Giugno 2014
Redazione Qualenergia.it
Anche a maggio la domanda nazionale di elettricità è in diminuzione e nel periodo gennaio-maggio 2014 il calo è del 3,4%. Nei primi cinque mesi dell'anno la produzione fotovoltaica rappresenta l’8,2% del totale e rappresenta una quota del 7% della domanda nazionale. Tutte le fonti rinnovabili coprono il 33,7% del fabbisogno elettrico.
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Anche a maggio la domanda nazionale di energia elettrica è in diminuzione rispetto al maggio dello scorso anno: -2,9% (24,9 TWh); la riduzione della domanda diventa di -2,3% visto che maggio 2013 aveva un giorno lavorativo in più. Il trend resta negativo (-1,2%) anche rispetto ad aprile. La produzione elettrica del mese è in calo del 3,2% e l’unica fonte in significativo aumento rispetto ad un anno fa è il fotovoltaico, che genera quasi 2,7 TWh contro i 2,4 del maggio 2013, cioè un incremento del 10,4%. Questi alcuni dati dal rapporto mensile di Terna (pdf).

Come si può notare nella tabella sotto è sulla stessa linea di un anno fa, dopo diversi mesi di decrescita, la produzione mensile del termoelettrico. Sensibile diminuzione della generazione di idroelettrico ed eolico; è negativo il saldo di energia con l’estero (-3,2%).

È del 4,7% il calo della produzione, invece, nei primi cinque mesi dell’anno rispetto allo stesso periodo del 2013: 109 TWh contro 114,4. Tra le fonti che crescono l’idroelettrico, il fotovoltaico e il geotermico. In calo eolico, ma soprattutto il termoelettrico che nei 5 mesi perde 9 terawattora. Cresce di un po’ l’importazione (saldo con l’estero +5,8%). Nel periodo gennaio-maggio 2014 la domanda di elettricità del paese registra una diminuzione del 3,4%.

La produzione di fotovoltaico rappresenta l’8,2% di tutta la produzione nazionale nei primi cinque mesi dell’anno e copre il 7% della domanda  nazionale. I 42,8 TWh generati da fonti rinnovabili nei primi cinque mesi dell’anno coprono il 33,7% della domanda di elettricità. Una quota in leggero calo rispetto a quella che si riferiva al primo quadrimestre 2014, pari al 35,8%.

Dai Terna emerge che la potenza massima richiesta nel mese di maggio è stata di 44.455 MW registrata venerdì 23 maggio alle ore 12.