Cdm approva nuovo dl Energia da 27,4 miliardi. Non c’è la proroga del mercato tutelato

A pochi giorni dall’approvazione definitiva in Parlamento del decreto varato nello scorso mese di settembre, il Consiglio dei ministri vara un nuovo dl Energia. Avanti sulle rinnovabili e sulla decarbonizzazione delle aziende gasivore ed energivore. Avanti sull’approvvigionamento, con la norma che sblocca i rigassificatori di Gioia Tauro e Porto Empedocle. Non c’è la proroga del mercato tutelato, ma non è una novità: il ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica, Gilberto Pichetto, lo aveva anticipato la scorsa settimana, parlando di uno spacchettamento degli utenti, in modo da tutelare i fragili.

Una scelta che fa saltare sulla sedia l’opposizione. “È davvero sconcertante l’atteggiamento di questo governo che, su un tema come il mercato tutelato, fa orecchie da mercante e gioca a scarica barile“, tuona Annalisa Corrado, responsabile Ambiente nella segreteria Pd. E annuncia una conferenza stampa sul tema al Nazareno con la segretaria Elly Schlein, Pierluigi Bersani, la capogruppo alla Camera, Chiara Braga, e Antonio Misiani. I deputati M5S in commissione Attività Produttive della Camera bollano la mancata proroga come “furia cieca verso le famiglie” e Luana Zanella, capogruppo di Avs a Montecitorio, avverte: “Famiglie e imprese si preparino al salasso voluto da una destra pericolosa e irresponsabile“.

Il titolare del dicastero di via Cristoforo Colombo rivendica però lo sforzo fatto per un decreto che definisce “molto variegato“, con una serie di misure riconducibili a “una solida e pragmatica visione energetica”. Si liberano, scandisce, “le grandi potenzialità del Paese“, per renderlo “riferimento nel Mediterraneo sulle rinnovabili“.

Il provvedimento vale 27,4 miliardi di investimenti: “Vogliamo sostenere famiglie e imprese, per renderle ancor più protagoniste di una transizione bilanciata e realistica”, spiega Pichetto.

C’è il sostegno all’eolico offshore nel Mezzogiorno, con l’individuazione di due porti del Sud per sviluppare investimenti nel settore, funzionali a ospitare piattaforme galleggianti, da individuare dopo le manifestazioni di interesse.

Si sostengono i settori produttivi impegnati nel percorso di decarbonizzazione, “fornendo ad esempio importanti risposte per migliaia di imprese a forte consumo di energia elettrica e gas“, afferma Pichetto. Al via anche un nuovo studio per valorizzare la filiera della cattura e stoccaggio di carbonio. Per accelerare sullo sviluppo delle rinnovabili verso gli obiettivi 2030, si spingono le Regioni a realizzare impianti fotovoltaici in aree idonee con un fondo per opere compensative. Il fondo, per Regioni e Province Autonome, ammonta a 350 milioni l’anno fino al 2032.

Il provvedimento adotta poi un sistema di incentivazione a installare impianti a fonti rinnovabili rivolto a circa 3.800 imprese a forte consumo di energia elettrica come quelle della chimica, del vetro e del tessile, che potranno vedersi anticipare dal GSE gli effetti della realizzazione di questi impianti, da restituire nei successivi venti anni.

“Approviamo inoltre una norma per considerare di pubblica utilità, indifferibili e urgenti, le opere per la costruzione e l’esercizio di terminali di rigassificazione di gas naturale liquido on-shore, nonché le infrastrutture connesse: una norma importante per impianti come Porto Empedocle e Gioia Tauro“, precisa. Avanti anche sul geotermoelettrico e sul bioetanolo, sul teleriscaldamento.

Un portale digitale raccoglierà dati e informazioni sullo sviluppo della rete elettrica nazionale. Gli enti territoriali potranno infine autocandidarsi a ospitare il Deposito nazionale dei rifiuti radioattivi. “Un passo necessario – insiste il ministro – per accelerare i tempi di individuazione di un’area di cui il Paese ha forte bisogno”.

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Industria eolica nel panico: la tedesca Siemens Energy chiede aiuti di Stato

A giugno la tedesca Siemens Energy aveva comunicato che “a seguito del sostanziale aumento dei tassi di guasto dei componenti delle turbine eoliche, il consiglio di amministrazione ha avviato un’estesa revisione tecnica della flotta installata e dei progetti di prodotti. Lo stato attuale della revisione tecnica suggerisce che per raggiungere la qualità del prodotto mirata di alcune piattaforme onshore, saranno sostenuti costi significativamente più elevati di quanto precedentemente ipotizzato”. E ancora: “È troppo presto per avere una stima esatta del potenziale impatto finanziario dei temi di qualità e per valutare l’impatto della revisione delle nostre ipotesi sui nostri piani aziendali”. Ebbene, in queste ore la stessa Siemens Energy – come anticipato dallo Spiegel – sta chiedendo aiuti di stato al governo federale di Berlino sotto forma di garanzie per diversi miliardi di euro.

Le banche sarebbero attualmente riluttanti ad assumersi ulteriori rischi con Siemens Energy. Ciò è dovuto alle ingenti perdite che il gruppo accumula da anni presso la sua controllata nel settore dell’energia eolica Siemens Gamesa. Nel 2017 Siemens rilevò l’azienda spagnola specializzata in parchi eolici onshore. Nel 2020 il gruppo ha scorporato l’intero business energetico e da allora Siemens Energy è quotata in borsa in modo indipendente. Dopo le rivelazioni dello Spiegel, il titolo ha perso il 35% alla Borsa di Francoforte.

Siemens Energy e i concorrenti come Vestas, General Electric e Nordex si sono impegnati negli ultimi anni in una concorrenza “rovinosa” – scrive Spiegel – e hanno immesso sul mercato in rapida successione turbine eoliche sempre più grandi. A ciò si aggiunge la crescente concorrenza dei fornitori cinesi che entrano nel mercato globale con prezzi notevolmente più bassi, del 20%. Vattenfall e Iberdrola hanno già abbandonato alcuni sviluppi quest’anno e le prospettive fosche minacciano di ostacolare gli sforzi di Xinjiang Goldwind Science & Technology, il più grande produttore di turbine eoliche, e di altri produttori cinesi di espandersi al di fuori del loro mercato interno, evidenzia Bloomberg. Infatti la stessa Xinjiang Goldwind Science & Technology ha comunicato che i profitti sono crollati del 98% a 9,4 milioni di yuan (1,29 milioni di dollari) nel terzo trimestre sebbene le installazioni siano in aumento.

Tornando al Vecchio Continente già durante il WindEurope Annual Event 2023 di Copenaghen che si è tenuto in primavera, i rappresentanti dell’industria eolica hanno lamentato di essere stati colpiti dall’aumento dei prezzi delle materie prime, dall’instabilità globale causata dall’invasione russa dell’Ucraina e dall’aumento dei tassi di interesse. E poi “è tempo di accelerare l’autorizzazione dei progetti eolici. L’autorizzazione è il principale collo di bottiglia per l’espansione dell’energia eolica. Attualmente 80 GW di energia eolica sono bloccati nell’autorizzazione in tutta Europa. REPowerEU ha apportato miglioramenti. Lo sviluppo dell’energia eolica è ora di interesse pubblico prioritario. REPowerEU ha anche proposto utili modifiche ai permessi ambientali e ha definito scadenze chiare per l’autorizzazione. Questi cambiamenti devono ora essere applicati a livello nazionale e locale“, sottolineava WindEurope. “Il Net Zero Industry Act dell’Ue vuole aumentare la capacità produttiva europea di turbine eoliche a 36 GW/anno. Ciò significa investimenti in stabilimenti esistenti e nuovi. Ma significa anche investimenti in infrastrutture di supporto come reti, porti, navi e nella forza lavoro qualificata – concludeva Windeurope – necessaria per garantire che la transizione energetica sia veramente made in Europe“.

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Dl Energia slitta al 31/10: ‘extra-time’ per eolico, idroelettrico e mercato tutelato

Un pit stop tecnico. Il nuovo decreto Energia slitta di una settimana (il 31 ottobre dovrebbe essere la prima data utile), un tempo extra che servirà per limare i dettagli di un provvedimento che, nelle intenzioni del governo, dovrà imprimere una svolta nell’installazione di impianti rinnovabili per autoproduzione, facendo fronte ai rincari, ma soprattutto rinviare di almeno un anno lo stop alla fine del mercato tutelato.

Norma che nel week end è entrata e uscita dalle bozze del decreto, ma che sembra destinata a essere inserita nella versione definitiva, che dovrebbe essere portata in Consiglio dei ministri il prossimo 31 ottobre. Secondo quanto trapela, l’ulteriore check è dovuto anche alla volontà di perfezionare le misure su idroelettrico ed eolico offshore, su cui il ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica, Gilberto Pichetto, ha preferito prendersi una settimana in più di lavoro per “rivedere le virgole“, per citare una sua espressione usata al convegno di Confindustria su ‘Le competitività nelle tecnologie verdi: una nuova politica industriale per le imprese italiane‘.

Occasione in cui il responsabile del Mase, parlando proprio del dl, ha spiegato che “avrà elementi rilevanti e alcuni punti riguardano correzioni di percorso“. Ad esempio quella sul gas release, la norma che consente l’estrazione di gas sul territorio nazionale, “è una messa a punto importante che riguarda le energivore“. Perché vengono avviate procedure per l’approvvigionamento di lungo termine di gas naturale di produzione nazionale a prezzi ragionevoli. Anche nel tratto di mare compreso tra il 45esimo parallelo e il parallelo distante 40 chilometri a sud e che dista almeno 9 miglia dalle linee di costa, a condizione che i giacimenti abbiano un potenziale minerario di gas per un quantitativo di riserva certa superiore a una soglia di 500 milioni di metri cubi e i titolari di concessioni esistenti o i soggetti che richiedono nuove concessioni aderiscano alle procedure per l’approvvigionamento di lungo termine.

Allo stesso modo, con l’electric release viene concessa in via prioritaria alle imprese energivore iscritte nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica (istituito presso il Csea), su superfici di proprietà di soggetti pubblici, la possibilità di realizzare impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (eolici e idroelettrici) di potenza minima pari a 1 MW, oltre al potenziamento o rifacimento di impianti fotovoltaici, eolici e idroelettrici esistenti per portarli a raggiungere almeno 1 MW.

La bozza di decreto, inoltre, prevede l’istituzione, presso il Mase, di un Fondo di compensazione e di riequilibrio ambientale e territoriale da ripartire tra le Regioni e le Province autonome per incentivare l’installazione di impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, dunque misure per la decarbonizzazione e lo sviluppo sostenibile, con una dotazione di 200 milioni di euro per ciascuno degli anni dal 2024 al 2032, per un totale di 1,8 miliardi.

Per quanto riguarda l‘eolico, infine, il governo ha tutta l’intenzione di rispettare i target Ue della Strategia per lo sviluppo delle rinnovabili off-shore, che punta a incrementare la propria capacità ad almeno 60 GW entro il 2030 e a 300 GW entro il 2050. Il dl si concentra soprattutto sul sostegno agl investimenti nelle aree del Mezzogiorno, con la costituzione di un polo strategico per l’eolico galleggiante in mare. Motivo per cui, nelle previsioni del nuovo documento, il Comitato interministeriale per la programmazione economica e lo sviluppo sostenibile assegna al Mase un totale di 420 milioni di euro (80 milioni per il 2024, 170 milioni per il 2025 e altri 170 per il 2026) per la realizzazione del progetto. Prima, però, serve il via libera del Cdm, che slitta di qualche giorno.

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I permessi frenano i progetti, ma sull’eolico l’Italia potrebbe puntare al podio globale

L’Italia è il terzo mercato a livello mondiale per potenziale di sviluppo dell’eolico offshore galleggiante e, in prospettiva, leader della filiera tecnologica in Europa. Questo il messaggio forte uscito dall’evento organizzato a Milano da Anie, la Federazione nazionale delle imprese elettrotecniche ed elettroniche, e da Elettricità Futura, la principale associazione nazionale della filiera industriale del settore elettrico.

Sono 76 i GW di rinnovabili da installare in Italia dal 2024 al 2030 per centrare gli obiettivi climatico-energetici fissati dall’Unione Europea. Considerando che circa 8 GW degli impianti esistenti dovranno essere sostituiti perché obsoleti, per raggiungere i 143 GW al 2030 sarà necessario realizzarne oltre 12 GW all’anno. Secondo dati Terna, a fine 2021 la potenza totale rinnovabile in Italia era pari a 58 Gw. Nel 2022 sono stati però installati solo 3 GW di rinnovabili in Italia, contro gli 11 in Germania, i 6 in Spagna e i 5 in Francia, numeri che danno evidenza della necessità di accelerare notevolmente il rilascio di nuove autorizzazioni nel nostro Paese. Stando all’Osservatorio Permitting di Anie, alla data del 30 giugno 2023 erano depositate presso il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica istanze di progetti di impianti a fonte rinnovabile per la Valutazione di Impatto Ambientale (Via) per complessivi 108 GW. Tuttavia, per il 2023, la stima dell’installato elaborata da Anie ed Elettricità Futura, in base a dati Terna, è di appena 6 GW di rinnovabili.

La domanda di turbine da parte degli sviluppatori è frenata dalla lentezza dei processi di approvazione dei nuovi progetti e da norme inadeguate in materia di licenze e permessi in generale in tutta Europa, nonostante l’adozione di nuovi obiettivi per l’energia pulita fissati dai governi, sottolinea Wind Europe, che rappresenta a livello continente i principali attori dell’energia del vento. Nel 2022, infatti, i Paesi europei hanno investito in nuovi parchi eolici l’importo più basso dal 2009 (17 miliardi di euro rispetto ai 41 miliardi di euro del 2021). Lo scorso dicembre il Consiglio della Ue ha approvato una proposta della Commissione europea volta a semplificare temporaneamente e di conseguenza ad accelerare la procedura di concessione delle autorizzazioni. La direttiva Ue aggiornata sulle energie rinnovabili include tali misure su base permanente, il che dovrebbe quindi facilitare il processo di autorizzazione quando la direttiva entrerà in vigore. In ogni caso si prevede che nei prossimi cinque anni in Europa verranno sviluppati meno progetti eolici offshore rispetto a quanto previsto in precedenza. Il Global Wind Energy Council ha infatti rivisto al ribasso le sue previsioni per la nuova capacità eolica offshore installata nel Vecchio Continente tra il 2023 e il 2027 da 40,8 GW nel rapporto dello scorso anno a 34,9 GW.

Non a caso i colossi europei produttori di turbine sono in crisi. Vestas ha registrato una perdita ante imposte di 130 milioni di euro nel secondo trimestre, Siemens Energy ha riportato una perdita netta di 2,9 miliardi a causa di problemi nel business delle turbine eoliche Siemens Gamesa, che è stato colpito da difetti tecnici e problemi di qualità in alcuni componenti delle turbine installate, tra cui pale del rotore e cuscinetti. Godono dunque i big cinesi, che controllano già il 55% del mercato mondiale. Secondo Wood Mackenzie stanno sfruttando la loro forte posizione finanziaria e l’enorme portata della loro catena di fornitura nazionale per sfidare le società occidentali, anche nei mercati emergenti.

Il cinese MingYang si sta preparando a diventare il nuovo leader di mercato, capitalizzando il portafoglio ordini di 6,5 GW e un portafoglio di prodotti esteso che copre turbine sia a bassa che ad alta velocità. SEwind perderà invece slancio – in base all’analisi di Wood Mackenzie – a causa dei margini ridotti e della forte concorrenza, in particolare da parte dei nuovi concorrenti offshore Windey, Crrc e Sany. La forte concorrenza all’interno della Cina sta a sua volta abbassando il prezzo medio delle turbine offshore da 10 MW e oltre in Cina del 19% nel primo semestre del 2023 rispetto allo stesso periodo del 2022. Da qui la perdita di redditività delle società europee.

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Rinnovabili, decreto sulle Aree idonee in arrivo: l’obiettivo è 80 Gigawatt al 2030

Questione di giorni, non più di mesi. Il decreto legge che individua le Aree idonee ad accogliere gli impianti per aumentare la produzione di energia da fonti rinnovabili è pronto, ora mancano il passaggio in Conferenza unificata e in Cdm. La bozza, che GEA ha potuto visionare, conferma quanto ha sempre sostenuto il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Gilberto Pichetto, in questi mesi: l’obiettivo è raggiungere una potenza aggiuntiva di 80 Gigawatt entro il 2030. La tabella di ripartizione tra Regioni e Province autonome vede sul gradino più alto del podio la Sicilia, con un target progressivo che dovrà portare l’isola a 10.380 Megawatt entro i prossimi 7 anni. Alle sue spalle c’è la Lombardia con 8.687 MW e in terza posizione la Puglia con 7.284 MW.

A seguire ci sono i 6.255 MW al 2030 per l’Emilia-Romagna, 6.203 per la Sardegna, 5.763 MW per il Veneto, 4.921 MW per il Piemonte, 4.708 MW per il Lazio, 4.212 per la Toscana, 3.943 MW per la Campania, 3.128 MW per la Calabria, 2.313 MW per le Marche, 2.076 MW per la Basilicata, 2.067 MW per l’Abruzzo, 1.940 MW per il Friuli Venezia Giulia, 1.735 MW per l’Umbria, 1.191 MW per la Liguria, 995 MW per il Molise, 848 MW per la provincia di Trento, 804 MW per Bolzano e 549 per la Valle d’Aosta.

Dal momento in cui il decreto sarà operativo, Regioni e Province avranno 180 giorni di tempo per emanare leggi locali utili a individuare le superfici dove potranno sorgere gli impianti. Per chi non rispetterà le scadenze, sarà il Cdm a prendere le redini in mano, con il Mase che potrà proporre al presidente del Consiglio gli schemi di atti normativi di natura sostitutiva. Gli enti locali potranno anche concludere fra di loro accordi per il trasferimento statistico di determinate quantità di potenza, ma in caso di inadempienze, rispetto agli obiettivi minimi assegnati al 2030, ci saranno compensazioni economiche “finalizzate a realizzare interventi a favore dell’ambiente, del patrimonio culturale e del paesaggio, di valore equivalente al costo di realizzazione degli impianti“. Ci sarà l’Osservatorio nazionale, un “organismo permanente di consultazione e confronto tecnico sulle modalità di raggiungimento degli obiettivi regionali, nonché di supporto e di scambio di buone pratiche in particolare finalizzate all’individuazione delle superfici e delle Aree idonee e non idonee“.

Quanto ai criteri, le aree agricole classificate come Dop e Igp sono considerate idonee solo ai fini dell’installazione di impianti agrivoltaici. Inoltre, nel processo di individuazione delle superfici devono essere rispettati “i princìpi della minimizzazione degli impatti sull’ambiente, sul territorio, sul patrimonio culturale, sul paesaggio e sul potenziale produttivo agroalimentare, fermo restando il vincolo del raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione al 2030 e tenendo conto della sostenibilità dei costi correlati al raggiungimento di tale obiettivo“.

Tra le aree idonee rientrano i “siti dove sono già installati impianti della stessa fonte in cui vengono realizzati interventi di modifica, anche sostanziale” che “non comportino una variazione dell’area occupata superiore al 20%“, anche se questo limite “non si applica per gli impianti fotovoltaici“. Restando sempre sul punto, per “impianti fotovoltaici standard realizzati su suoli agricoli, una percentuale massima di utilizzo del suolo agricolo nella disponibilità del soggetto che realizza l’intervento, comunque non inferiore al 5% e non superiore al 10%“, Mentre “per impianti classificati come ‘agrivoltaici’ che rispettino le prescrizioni di esercizio previste” la percentuale raddoppia al 20.

Per quanto concerne gli impianti eolici, i criteri assegnati a Regioni e Province autonome c’è quello di valutare le aree “con adeguata ventosità” tale da “garantire una producibilità maggiore di 2.250 ore equivalenti a 100 metri di altezza“. Ma vanno escluse le superfici “ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela“, come i siti che rientrano “nel patrimonio Unesco, nella lista Fao Gihas e in quelli iscritti nel registro nazionale dei paesaggi rurali storici“, sui quali, è possibile “introdurre fasce di rispetto di norma fino a 7 chilometri, purché le aree idonee complessivamente individuate sul territorio regionale o provinciale abbiano una superficie pari almeno all’80% di quella individuabile applicando i limiti di 3 chilometri e comunque pari almeno all’80% di quella individuabile considerando i criteri specifici di ventosità“. Una scelta che non piace all’Anev, l’Associazione nazionale energia del vento: “Ancora una volta sembra penalizzare il settore eolico, il provvedimento risulta poco soddisfacente“.

Il decreto, poi, stabilisce che le nuove leggi regionali o quelle varate dalle Province autonome per rispettare le nuove disposizioni sulle Aree idonee “prevalgono su ogni altro regolamento, programma, piano o normativa precedentemente approvato a livello regionale, provinciale o comunale, inclusi quelli in materia ambientale e paesaggistica“. Infine, i procedimenti avviati prima dell’entrata in vigore del dl Aree idonee vengono comunque portati a termine con le regole in vigore dal 2021.

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L’energia geotermica può aiutare la transizione, l’Italia ha grandi risorse

Abbiamo più volte sostenuto che l’approccio giusto alla transizione energetica e cioè del passaggio dall’energia prodotta con fonti fossili, che comporta grandi emissioni di CO2, all’energia prodotta da fonti rinnovabili senza emissioni di CO2 è quello che si definisce di ‘neutralità tecnologica’.

Applicare il principio della neutralità tecnologica significa sfruttare tutte le tecnologie che producono energia senza emissioni di CO2 e non limitarsi solo ad alcune filiere tecnologiche quali tipicamente fotovoltaico, eolico e idroelettrico, che vanno benissimo ma per varie ragioni, prima fra tutte la loro non programmabilità e intermittenza, non sono sufficienti.

Le industrie, gli ospedali, altri servizi essenziali hanno bisogno di energia elettrica h 24 e cioè anche quando il sole non c’è, il vento non tira e c’è poca acqua nei fiumi.

Tra le fonti energetiche che possono fornire energia continua e senza emissioni di CO2 c’è certamente il geotermico.

Un caro amico geologo, il dottor Sandro De Stefanis che legge regolarmente i miei articoli sulla transizione energetica e che insieme alla Confederazione Italiana libere professioni sta organizzando per settembre un bel convegno a Genova sulla sicurezza energetica, mi ha sollecitato ad occuparmi anche dell’energia geotermica come importantissimo strumento per la decarbonizzazione, per la produzione di elettricità continua, per l’utilizzo di grandi risorse naturali ancora da sfruttare , nel rispetto dell’ambiente circostante.

Come si vedrà l’Italia ha un potenziale importantissimo per la produzione di questa energia, un potenziale che per ragioni difficilmente spiegabili non viene adeguatamente sfruttato.

L’energia geotermica è la forma di energia ottenibile dal calore proveniente da fonti geologiche presenti nel sottosuolo.

Si tratta di una forma di energia alternativa e rinnovabile che si basa sullo sfruttamento del calore naturale del pianeta Terra dovuto all’energia termica rilasciata da processi di decadimento nucleare naturale di elementi radioattivi quali uranio, torio e potassio contenuti nelle rocce presenti nel sottosuolo terrestre (nucleo, mantello, crosta terrestre). Ma come è possibile recuperare il calore della terra?

La temperatura del suolo aumenta mano a mano che si scende in profondità, registrando un incremento di 3 gradi ogni 100 metri. Le acque sotterranee a contatto con rocce ad alta temperatura si trasformano in vapore.

Il grande interesse dell’energia geotermica è che si tratta di una fonte stabile da cui si può ricavare energia costante (il famoso base load decarbonizzato) e che determina un’occupazione di suolo più contenuta rispetto alle altre fonti di energia rinnovabile. Inoltre l’assenza di processi di combustione contribuisce alla riduzione delle emissioni di inquinanti e di CO2 in atmosfera; infatti l’energia termica fuoriesce dalla superficie terrestre attraverso vettori fluidi quali acqua e vapore.

Senza entrare troppo nei dettagli tecnici esistono diverse tipologie di centrali geotermiche che sfruttano il vapore e l’acqua calda per azionare turbine e produrre energia elettrica.

Molti e significativi sono i vantaggi dell’energia che sfrutta il calore della terra.

  • Si tratta di un’energia verde e continua, indipendente dalle temperature esterne, dalle condizioni metereologiche e dall’alternanza notte-giorno;
  • Tra le energie rinnovabili è quella che riesce a produrre maggiore quantità di elettricità;
  • Gli impianti geotermici sono silenziosi, non creano problemi acustici e non emettono anidride carbonica né polveri sottili;
  • L’assenza di processi di combustione riduce al minimo la necessità di interventi di manutenzione sugli impianti.

Dal punto di vista geotermico l’Italia ha grandissime risorse ed è un paese privilegiato con un potenziale enorme che sarebbe capace di soddisfare, secondo gli studiosi, il 40% del fabbisogno interno di energia elettrica. Nel nostro Paese le zone ad alta geotermia si trovano in Toscana: si tratta del triangolo Lardarello-Travale -Radicondoli e del Monte Amiata.

Proprio gli italiani sono stati all’inizio del ’900 i primi a sfruttare a Lardarello questa fonte energetica. Oggi gli impianti toscani, tutti gestiti dall’Enel producono 6 miliardi di Kwh l’anno coprendo circa il 30% del fabbisogno elettrico regionale. La centrale elettrica più grande è quella di Valle del Secolo a Lardarello che ha una capacità di 120 MW e oggi è in manutenzione.

Sono in attesa di autorizzazione impianti per oltre 700 GWh/anno che da soli, secondo stime dell’ex ministro dell’Energia e dell’Ambiente Cingolani, potrebbero dare il 10% dell’energia rinnovabile da immettere in rete nel 2030.

Infine, oltre le grandi centrali elettriche di cui si è detto sopra, possono risultare interessanti anche più piccole applicazioni domestiche del geotermico per riscaldare e climatizzare le abitazioni con consumi molto bassi e costi di manutenzioni irrisori.

Il principio anche in questo caso è molto semplice: si manda acqua in profondità, oltre i 100 metri, per scaldarla di 3-4 gradi centigradi; questo gradiente termico è sufficiente a trasformare un fluido contenuto in un serbatoio della centrale termica in un gas che espandendosi crea energia e calore alimentando caloriferi e scambiatori di calore. Ideale per le case in montagna dove non è difficile scendere di 100 metri con i tubi dell’acqua. Si tratta di un investimento piuttosto costoso che però viene ripagato nel tempo dalla totale assenza di consumi di combustibile. L’unica energia che viene consumata nel processo è quella della piccola pompa elettrica che manda l’acqua in profondità. Ma anche qui basta mettere qualche pannello solare sul tetto per coprire con fonti verdi anche questo fabbisogno energetico.

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La Danimarca è sempre più green: ora punta alle isole energetiche

Che tutti vogliano la transizione green è ormai ovvio. Ma c’è chi, fra i Paesi europei, ha trasformato la volontà in fatti, già a partire dagli anni ‘70. E’ la Danimarca, che proprio in quel periodo iniziò ad accorgersi, con largo anticipo, che per proteggersi dai rigidi inverni del Nord l’energia proveniente dal Medioriente non era abbastanza. E, soprattutto, non era sicura. Così è iniziata la ricerca, con la convinzione che “sicurezza energetica equivale a sicurezza nazionale”, secondo Magnus Hojber Mernil, capo della comunicazione di State of Green, partnership pubblico-privata senza scopo di lucro tra il governo danese e le tre principali associazioni imprenditoriali del Paese (Confederazione dell’industria danese, Green Power Denmark e Consiglio danese per l’agricoltura e l’alimentazione).

La forza della Danimarca nel perseguire la transizione è stata la sua stabilità interna. Dagli anni ‘70 a oggi si sono susseguiti molti governi, l’uno in contrasto con l’altro, di destra e di sinistra. Ma una cosa non è mai cambiata: la politica energetica. E così, nel 2019 il clima è diventato addirittura il tema più importante della campagna elettorale: ognuno voleva essere considerato il partito più green, e la gara continua ancora oggi. Il tutto con l’obiettivo di abbandonare gas e carbone, puntando sull’eolico, per essere completamente indipendenti a livello energetico. Cosa che è sostanzialmente accaduta, mantenendo esclusivamente come backup le importazioni da Norvegia, Svezia e Paesi Bassi. Senza aperture al nucleare, come deciso negli anni ‘80. Anche se, pure qui, con la possibilità di quello di quarta generazione qualche discussione politica inizia a nascere. Ma, al momento, spiega Mernil, “produciamo l’energia che ci serve, non abbiamo blackout. Siamo un Paese piccolo”, ammette.

Nel 2020 il Paese ha deciso di ridurre del 70% le emissioni di CO2 entro il 2030. Incredibilmente a oggi sono già calate del 40%. E per quell’ultimo 30% rimanente come si può fare? Secondo la Danimarca la chiave di volta sta proprio nelle partnership pubblico-privato. E dopo lo sviluppo dell’eolico offshore, ora l’orizzonte è quasi visionario: costruire delle vere e proprie isole dell’energia. Con queste, le turbine eoliche per la produzione dell’energia potrebbero essere posizionate più distanti dalla costa, rispetto a quanto lo sono oggi, e ciò permetterebbe non solo di incrementare lo sfruttamento dei venti presenti, ma anche di distribuire l’energia generata dai parchi eolici in maniera più efficiente tra diversi Paesi, in quanto le isole avrebbero anche la funzione di hub per la raccolta dell’energia prodotta dai diversi parchi eolici offshore. Senza considerare che più lontane le turbine sono dalla costa, meno danno fastidio ai cittadini. Anche se, chiosa Mernil, “bisogna avere il coraggio di dire che la transizione green è più importante di un puntino in lontananza che ‘rovina’ il paesaggio”.

Inoltre, gli architetti danesi hanno aiutato gli esperti di costruzioni idriche a sviluppare un progetto per la costruzione di isole energetiche con il minor impatto negativo possibile sull’ambiente marino circostante, utilizzando materie prime, come la sabbia, già disponibili sul sito. E pare che questo addirittura possa contribuire a migliorare la biodiversità dell’area, non solo a preservarla. Il progetto di sviluppo si basa su un approccio unico che percepisce le forze marine, come le onde e le maree, come opportunità esterne che possono essere utilizzate per mantenere le spiagge artificiali – in contrasto con l’approccio tradizionale, in cui l’ambiente marino è considerato un generatore di problemi. Questo approccio, noto anche come ‘ingegneria dolce’, “riduce l’impatto negativo sull’ambiente e crea soluzioni più sostenibili rispetto ai progetti di ingegneria dura, come la costruzione di dighe, pennelli e altre strutture“, spiega il dottor Nicholas Grunnet, responsabile della Dinamica costiera ed estuarina dell’Istituto idraulico danese.

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Teleriscaldamento urbano green? In Danimarca è possibile

Un teleriscaldamento verde è possibile? La risposta è sì, e l’esempio è visivile in Danimarca. Din Forsyning è un’azienda multiutility che opera nei comuni di Varde ed Esbjerg. Nell’ambito delle attività di Din Forsyning nel comune di Esbjerg, l’azienda si occupa della produzione e della distribuzione di teleriscaldamento in alcune zone del comune. Din Forsyning contribuisce attivamente, attraverso il dialogo e la cooperazione, a una gestione efficiente e sostenibile delle risorse della società, tra cui acqua potabile, acque reflue, calore e riciclo dei rifiuti.

Din Forsyning ha lanciato un importante piano verde per sostituire la produzione di calore della sua centrale a carbone con una produzione di calore sostenibile. La soluzione complessiva è costituita da una serie di soluzioni individuali più piccole collegate a una rete di distribuzione centrale, con l’obiettivo di avere molti piccoli impianti, invece di quelli più grandi.

Una di queste soluzioni, ad esempio, è l’utilizzo del calore in eccesso proveniente da aziende di produzione locali, dal trattamento delle acque reflue o da futuri centri dati. Se un’unità non può produrre a causa di un guasto o di problemi di servizio, sarà possibile, attraverso la rete, collegare i clienti con altre unità.

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L’eolico si produce in casa: l’esempio della Danimarca

Se il vento è una fonte energetica, per sua stessa natura, ‘prodotta in casa’ e non implica alcuna dipendenza da Paesi esteri, diverso può essere il caso delle turbine necessarie a immagazzinarlo. Lo sa bene la Danimarca, che nell’eolico, soprattutto offshore, è leader mondiale. Per questo nel Paese si è deciso di produrre internamente le tecnologie e i materiali necessari per sostenere l’uso di elettricità interno con l’energia eolica.

Ecco perché SEMCO, produttore di piattaforme eoliche offshore, ha deciso di aprire i suoi stabilimenti e Esbjerg. Qui facilita la progettazione, la fabbricazione, l’installazione, l’assistenza e la manutenzione di impianti offshore, fornendo una gestione completa di tutte le fasi dei progetti energetici. In collaborazione con i suoi partner, SEMCO Maritime ha completato con successo la progettazione e la costruzione di oltre 20 sottostazioni offshore, diventando così leader nelle soluzioni e nei servizi EPCI (Engineering, Procurement, Construction, Inspection) per l’industria eolica offshore. I loro specialisti interni coprono tutti gli elementi coinvolti nella connessione dell’impianto eolico offshore alla rete terrestre.

Sempre a Esbjerg ha poi deciso di aprire il suo magazzino Vattenfall, un’azienda energetica internazionale che ha l’obiettivo di rendere possibile una vita senza fossili entro una generazione, trasformando le proprie attività e aiutando altre aziende a farlo. Nata in Svezia, Vattenfall collabora con l’industria e i governi di Svezia, Paesi Bassi, Germania, Regno Unito, Francia, Danimarca e Finlandia.

Dopo la chiusura delle centrali a carbone di Amsterdam e Amburgo, e oltre alla costruzione di Hollandse Kust Zuid, il primo parco eolico offshore al mondo esente da sovvenzioni, Vattenfall smetterà di utilizzare il carbone in tutte le sue attività, investirà in più energia eolica e solare e aiuterà a elettrificare i processi industriali.

Il magazzino di Vattenfall al porto di Esbjerg è il più grande del Nord Europa con i componenti principali e i pezzi di ricambio critici per le turbine eoliche. Lo scopo del magazzino centrale di Esbjerg è quello di rifornire i parchi eolici di Vattenfall in Nord Europa di componenti critici per le turbine eoliche, come riduttori, generatori, trasformatori, alberi e pale, nonché dei componenti principali necessari per portare l’elettricità a terra, come i cavi degli array e i quadri elettrici. Vattenfall gestisce più di 1.300 turbine eoliche onshore e offshore nell’Europa settentrionale, distribuite in parchi che vanno dalla Svezia settentrionale alla Danimarca, alla Germania e ai Paesi Bassi. I parchi sono monitorati dalla sala di controllo locale di Vattenfall a Esbjerg.

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Le tre vite di Esbjerg: da porto peschereccio a hub mondiale eolico

Esbjerg, città portuale nell’Ovest della Danimarca, ha già vissuto tre vite. Nata come principale porto peschereccio del Paese, è stata in grado negli anni Settanta-Ottanta di adattarsi al declino del settore della pesca cogliendo le opportunità legate all’esplorazione alla ricerca di gas e petrolio nel Mare del Nord. Negli ultimi anni, invece, seguendo le ambizioni di una transizione green, ha deciso di rinnovarsi ancora una volta, emergendo come uno dei principali hub mondiali per l’eolico offshore. Non solo installando al largo il proprio parco eolico in mare aperto, ma costruendo intorno una vera e propria industria, un indotto, che porta la città a produrre ed esportare componenti per turbine in tutto il mondo.

Non a caso Esbjerg, nel 2022, ha ospitato il primo vertice sul Mare del Nord, che ha riunito i leader dei Paesi della regione e ha portato ad una dichiarazione congiunta che prevede di “sviluppare il Mare del Nord come centrale elettrica verde d’Europa, un sistema di energia rinnovabile offshore che collega Belgio, Danimarca, Germania e Paesi Bassi, ed eventualmente altri partner del Mare del Nord”.

E Esbjerg, oggi, è veramente il luogo dove si può toccare con mano la transizione energetica. Oltre a quella che ha vissuto e sta vivendo la città stessa. E’ riuscita a sfruttare le dimensioni del suo porto per diventare leader nel mercato delle turbine: pochissimi altri posti al mondo possono maneggiare strutture di tali dimensioni. Basta pensare che, a oggi, la turbina più grande, da 15 gigawatt è alta all’incirca 250 metri, ossia come la Torre Eiffel. Difficile immaginare altri luoghi dove poter mobilitare simili grandezze, a meno di costruirli da zero con enormi costi economici e ambientali. Il ricollocamento del porto come hub energetico, inoltre, ha creato circa 10mila posti di lavoro. La stima è che a ogni gigawatt di energia prodotta corrispondano 9,45 posti di lavoro della durata di circa 30 anni. Un’ottima opportunità per una piccola città che avrebbe altrimenti rischiato di scomparire.

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