Consumi di energia in aumento del 4,3% a luglio. Volano le rinnovabili, crolla il carbone

In soli dodici mesi i consumi di energia elettrica sono saliti a 31,3 miliardi di kilowattora, in termini percentuali il 4,5 in più. I dati raccolti a luglio da Terna, la società che gestisce la rete nazionale di trasmissione, evidenziano una variazione significativa rispetto allo stesso periodo dello scorso anno: il “più alto in termini di consumi dal 2015”, mette in luce l’azienda guidata da Giuseppina Di Foggia. Sottolineando anche altri fattori: innanzitutto il pieno recupero dal dato negativo di luglio 2023 (-3,4%), raggiunto contando due giorni lavorativi in più, 23 anziché 21, con il caldo a farla ovviamente da padrone sebbene con temperature medie mensili “sostanzialmente in linea“, eccezion fatta per l’ultima settimana del mese “durante la quale hanno superato di tre gradi centigradi quella dello stesso periodo dello scorso anno“. Terna, comunque, chiarisce che “le elevate temperature raggiunte non hanno intaccato i margini di adeguatezza, che rimangono positivi“.

Il trend di luglio rispecchia l’andamento dei primi sette mesi di quest’anno, durante i quali è stato registrata una crescita del fabbisogno nazionale dell’1,7%, così come sono aumentati del 3,5 percento (su base annua) i consumi delle imprese ‘energivore’, secondo l’Indice mensile dei consumi elettrici industriali (Imcei). Di positivo c’è che oltre l’86% della domanda di energia del Paese è stata soddisfatta grazie alla produzione nazionale, riducendo così al 13,6 il saldo dello scambio con l’estero.

L’analisi di Terna, poi, conferma l’ascesa delle rinnovabili. Da gennaio la capacità installata è ulteriormente migliorata di 4.282 MW (3.853 MW solo di fotovoltaico), ovvero il 39% in più in un anno. Inoltre, a luglio le fonti alternative hanno coperto il 44,2% della domanda di energia su un totale di 27 miliardi kilowattora prodotti a livello nazionale. Una percentuale di circa quattro punti superiore rispetto allo stesso periodo dello scorso anno. A godere di ottima salute sono soprattutto idrico (+38,7%), fotovoltaico (+22,4%) e geotermia (+0,7%), sebbene con dettagli che vanno assolutamente presi in considerazione nella riflessione generale. Perché, ad esempio, la siccità produce danni significativi nel Sud del Paese, con la Sicilia che registra valori minimi storici di idraulicità mentre al Nord volano. Per quanto riguarda la produzione fotovoltaica, l’incremento di 867 Gigawattora “è dovuto al contributo positivo dell’aumento di capacità in esercizio (+877 GWh) che ha compensato il minor irraggiamento (-10 GWh)“. Nel quadro, però, ci sono anche aspetti negativi, come il calo di eolico (-11,6%) e termico (-6,5%).

Buone notizie arrivano anche sul fronte della riduzione dell’utilizzo di fonti fossili, perché a luglio la quota di produzione a carbone crolla addirittura del 74,8 percento rispetto allo stesso periodo del 2023. Segnali che indicano come il sentiero sia ancora lungo da percorrere, ma almeno la strada imboccata dal nostro Paese è quella giusta.

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Germania, Italia, Spagna: avanzano le aziende cinesi nell’eolico europeo

I produttori di turbine eoliche hanno fornito una quantità record di volume nel 2023, secondo il rapporto annuale Supply Side Data del Global Wind Energy Council: 30 produttori nel mondo hanno installato un record di 120,7 GW di nuova capacità l’anno scorso, nonostante un contesto macroeconomico difficile e le continue sfide della catena di fornitura. I fornitori cinesi hanno installato 81,6 GW nel 2023, con conseguente occupazione da parte delle aziende cinesi di quattro dei primi cinque posti nella classifica dei fornitori di quest’anno.

Goldwind è emerso come fornitore principale nel 2023, con Envision che è salita di tre posizioni al secondo posto e la danese Vestas al terzo posto. Windey e MingYang occupano rispettivamente il quarto e il quinto posto, con quest’ultimo che è riconosciuto come il più grande fornitore di turbine eoliche offshore al mondo nel 2023. Vestas, Siemens Gamesa, Nordex Group, GE Vernova ed Enercon, rimangono i primi cinque fornitori di turbine in Europa nel 2023. A livello globale, Vestas è scesa però di due posizioni dal 2022 al 3° posto, sebbene con turbine eoliche installate in 36 paesi l’operatore danese rimanga il più diversificato geograficamente.

Il 97 percento delle installazioni delle aziende cinesi nel 2023 in effetti è avvenuto nel loro mercato interno, la Cina, lo stesso livello dell’anno precedente. Le aziende cinesi hanno installato infatti solo 2,3 GW al di fuori del loro mercato interno l’anno scorso, di cui il 63% nella regione asiatica. Riguardano l’Europa ordini per 1,2 gigawatt (GW) nel 2023, come mostrano i dati di WindEurope. E nei primi mesi di quest’anno gli ordini europei di turbine prodotte in Cina hanno raggiunto i 546 megawatt (MW). Qualcosa sta dunque cambiando.

A inizio luglio Luxcara, fondo di private equity tedesco, ha firmato un accordo preferenziale di fornitura turbine con MingYang Smart Energy per il progetto eolico offshore Waterkant nel Mare del Nord tedesco. L’accordo di prenotazione è stato siglato – fa sapere il fondo – dopo una gara d’appalto internazionale e un’ampia due diligence e copre la fornitura di 16 delle turbine eoliche offshore più potenti al mondo con una capacità fino a 18,5 MW ciascuna per l’installazione nel 2028. E Luxcara si è aggiudicata ieri, lunedì 12 agosto, 1,5 Gw in una gara d’appalto in Germania. Nella partita potrebbe dunque entrare anche MingYang, lo stesso operatore che ha firmato la scorsa settimana col Ministero delle imprese e del Made in Italy un memorandum da 500 milioni insieme a Renexia, società italiana attiva nel settore delle rinnovabili del gruppo Toto, con l’obiettivo di creare in Italia una Newco per la costruzione delle turbine eoliche.

“La Commissione europea vorrà probabilmente esaminare il memorandum nel contesto del Regolamento Ue sulle sovvenzioni estere. Gli investimenti nel settore manifatturiero rientrano nell’ambito di applicazione del regolamento“, ha commentato a GEA Christoph Zipf, responsabile delle comunicazioni di Wind Europe, l’associazione che raggruppa le aziende del settore eolico europeo. “Nell’aprile di quest’anno la Commissione europea ha annunciato l’avvio di un’indagine sui fornitori cinesi di turbine eoliche in base al nuovo regolamento sulle sovvenzioni estere. Questo strumento è un modo per garantire una concorrenza leale e condizioni di parità tra gli attori del mercato. La Commissione europea può utilizzarlo quando ritiene che ci possa essere un elemento di sovvenzioni statali sleali“, ha sottolineato ancora Zipf a GEA.

Proprio per dribblare eventuali indagini, così come accaduto sulle auto elettriche e probabilmente sui pannelli solari, le aziende cinesi stanno dunque accelerando per produrre direttamente in Europa, come dimostra la firma della scorsa settimana in Italia. A parte i dazi, c’è anche una questione logistica: spedire apparecchiature gigantesche è una sfida costosa. Vensys, una divisione di Goldwind, ha in programma di produrre un modello di pala di turbina eolica da 86 metri presso un’ex fabbrica di Airbus recentemente acquistata a Ferreira, in Spagna, aveva dichiarato a Reuters a giugno E pure un altro produttore cinese di turbine eoliche, Sany, sta valutando l’apertura di un impianto nel Vecchio Continente.

In attesa di veder aprire i cantieri eolici cinesi in Italia e in Europa, “le turbine eoliche made in Pechino vengono offerte nella Ue a un prezzo inferiore del 30-50% rispetto alle turbine europee, con termini di pagamento differiti fino a 3 anni”, ricorda Wind Europe.

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Rinnovabili, via libera al testo unico. Pichetto: “Regole e tempi certi”

Semplificare le procedure di autorizzazione, per ridurre i tempi di installazione delle rinnovabili. E’ la strategia del governo, nel testo unico approvato in consiglio dei ministri.
Una “mediazione“, la definisce il ministro dell’Ambiente, Gilberto Pichetto, tra chi, soprattutto in regime di attività libera, vorrebbe la massima flessibilità nell’installazione degli impianti e chi vorrebbe più rispetto per i vincoli paesaggistici.

Quello approvato in via preliminare è lo schema di decreto legislativo in materia di regimi amministrativi: raccoglie, unifica e consolida le norme che disciplinano la realizzazione delle Fer. Un provvedimento che porta, oltre a quella di Pichetto, anche le firme dei ministri per la Pubblica Amministrazione, Paolo Zangrillo, e per le Riforme Istituzionali, Maria Elisabetta Alberti Casellati.

Lo schema individua i regimi amministrativi per la costruzione e l’esercizio di impianti di produzione, dei sistemi di accumulo, delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili alla realizzazione degli impianti. Si passa da cinque a tre tipologie di autorizzazioni, a seconda della dimensione e della localizzazione degli impianti: l’attività libera, la procedura abilitativa semplificata e l’Autorizzazione unica per i grandi impianti.

Una “cornice unitaria e armonica“, per Pichetto, che “pone le basi per una riforma di sistema, orientata agli obiettivi del Pniec con pragmatismo e senza far venire meno le tutele ambientali”, rivendica, puntando su “regole certe e trasparenza nei tempi”. Un primo “significativo” passo, a cui dovranno seguirne altri, sottolinea Zangrillo, per “ridurre il peso burocratico nei confronti delle imprese che operano nel settore delle energie Rinnovabili, semplificando e standardizzando le procedure, con un risparmio di tempo e di costi anche per le amministrazioni coinvolte“. Un tassello del complesso panorama delle semplificazioni amministrative, che, ricorda, “ci avvicina al traguardo delle 200 procedure semplificate, step previsto per quest’anno dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza”. Un traguardo “perfettamente in linea con la grande operazione di pulizia normativa, semplificazione delle procedure e sburocratizzazione che questo governo ha avviato per rendere la vita più facile a imprese e cittadini“, fa eco Casellati, che ribadisce come l’economia verde non debba essere “un peso” ma “un’opportunità” per le aziende.

Il nuovo provvedimento dispone che l’attività libera non richieda atti di assenso o dichiarazioni, tranne in caso di vincoli paesaggistici, nel quale l’autorità dovrà esprimersi entro trenta giorni (oggi il termine è di almeno 45 giorni).

La ‘PAS’, procedura abilitativa semplificata, riguarda invece progetti che non richiedono procedimento di ‘permitting’ e non sono assoggettati a valutazioni ambientali: a seconda delle casistiche, con l’eventuale coinvolgimento di più amministrazioni, si va da un minimo di 30 giorni ad un massimo di 75 per terminare la procedura. Oggi quest’ultimo termine può essere sospeso senza fissare alcun limite massimo per tale sospensione potendo, dunque, la procedura, durare anche due anni.

L’istanza di Autorizzazione Unica va invece presentata alla Regione per impianti sotto i 300 megawatt e oltre quella soglia al Mase: rientrano in quest’ultima casistica gli impianti off-shore. Il procedimento, a seconda della complessità può durare 175 giorni, nel caso di progetti non sottoposti a valutazioni ambientali, fino a 420 giorni, nella più complessa delle ipotesi, dovendo prevedere in quest’ultima anche la Verifica di assoggettabilità a VIA e la Valutazione d’Impatto Ambientale. Finora la legge ha previsto un termine di 60 o 90 giorni per la durata del procedimento di autorizzazione, senza, tuttavia, chiarire il tempo occorrente per la verifica di completezza della documentazione e comunque al netto dei tempi per le valutazioni ambientali.

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Rinnovabili superano carbone: entro il 2025 al primo posto ci sarà elettricità green

Entro il 2025 la quantità di elettricità prodotta da fonti rinnovabili dovrebbe superare per la prima volta quella generata dal carbone. Lo annuncia l’Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE). Questa impennata della domanda globale “rivela il ruolo crescente dell’elettricità nelle nostre economie, ma anche l’impatto delle forti ondate di calore”, sottolinea Keisuke Sadamori, direttore dei mercati energetici e della sicurezza dell’Aie, sottolineando, però, che lo sviluppo di metodi di produzione a basse emissioni di carbonio non è ancora abbastanza rapido.

Idroelettrico, solare, eolico: le fonti rinnovabili dovrebbero fornire il 35% dell’elettricità mondiale nel 2025, rispetto al 30% del 2023. Il fotovoltaico da solo dovrebbe coprire la metà della crescita della domanda (solare ed eolico insieme coprono il 75%), si legge nel rapporto ‘Electricity Mid-Year Update’ sull’elettricità pubblicato venerdì.

Tuttavia, la produzione di elettricità dalle centrali a carbone non dovrebbe diminuire a partire dal 2024, a causa di un forte aumento della domanda, in particolare in Cina e in India. Ma, avverte l’Aie, la capacità idroelettrica cinese potrebbe sorprendere, riducendo la quota del carbone quest’anno e, quindi, anche le emissioni complessive di CO2 del settore elettrico. La domanda globale di elettricità dovrebbe crescere di circa il 4% nel 2024, rispetto al 2,5% del 2023. Questo rappresenterebbe il tasso di crescita annuale più alto dal 2007, escludendo i rimbalzi eccezionali registrati in seguito alla crisi finanziaria globale e alla pandemia di Covid-19. Per l’agenzia, il forte aumento del consumo globale di elettricità dovrebbe continuare nel 2025, con una crescita di circa il 4%.

Alcune delle principali economie mondiali stanno registrando aumenti particolarmente consistenti del consumo di elettricità. In India si prevede un’impennata dell’8% quest’anno, grazie alla forte attività economica e alle forti ondate di calore. Anche in Cina si prevede una crescita significativa della domanda, superiore al 6%, grazie alla forte attività nel settore dei servizi e in vari settori industriali, tra cui la produzione di tecnologie energetiche pulite. Negli Stati Uniti, dove l’anno scorso la domanda di elettricità è diminuita a causa del clima mite, si prevede una crescita del 3% quest’anno, trainata dall’attività economica, dalle esigenze di condizionamento dell’aria e dal fabbisogno – ancora poco valutato – dei centri dati sullo sfondo dell’ascesa dell’intelligenza artificiale. Infine, la domanda di elettricità in Europa dovrebbe aumentare dell’1,7%, dopo due anni di calo dovuto alla crisi energetica e all’impennata dei prezzi.

Con l’aumento dell’intelligenza artificiale, poi, la domanda di elettricità dei data center sta crescendo e il rapporto dell’Aie sottolinea “l’ampia gamma di incertezze” relative ai bisogni energetici di questa tecnologia, Una migliore raccolta di dati sul consumo di elettricità del settore, spiega l’agenzia, “sarà essenziale per identificare correttamente gli sviluppi passati e comprendere meglio le tendenze future”.

“È incoraggiante – dice Sadamori – vedere la crescita della quota di energia pulita, ma deve avvenire più rapidamente”, invitando a rafforzare le reti e a migliorare gli standard di efficienza energetica “per ridurre l’impatto della crescente domanda di aria condizionata”.

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rinnovabili

Cina pigliatutto: la sua capacità rinnovabile è doppia rispetto a tutto il resto del mondo

La Cina sta consolidando la sua posizione di leader mondiale nel settore delle energie rinnovabili, costruendo attualmente il doppio della capacità eolica e solare rispetto al resto del mondo. Il gigante asiatico, con la sua enorme popolazione (1,4 miliardi di persone) e il suo status di Paese manifatturiero, è il maggior emettitore mondiale di gas serra, che secondo gli scienziati stanno accelerando il cambiamento climatico. La Cina si è impegnata a stabilizzare o ridurre le proprie emissioni entro il 2030 e a diventare carbon neutral entro il 2060.

Per questo sta sviluppando fortemente la sua capacità rinnovabile: attualmente sta costruendo altri 180 gigawatt (GW) di energia solare e 159 GW di energia eolica, secondo uno studio dell’organizzazione americana Global Energy Monitor (GEM).

Secondo il rapporto, questi 339 GW “rappresentano il 64% dell’energia solare ed eolica” che è “attualmente in costruzione” sul pianeta, quasi il doppio del resto del mondo messo insieme. La Cina è seguita da Stati Uniti (40 GW), Brasile (13 GW), Regno Unito (10 GW) e Spagna (9 GW), secondo GEM, un’organizzazione che elenca i progetti di energia fossile e rinnovabile in tutto il mondo.

I 339 GW rappresentano un terzo della nuova capacità totale di energia eolica e solare annunciata dalle autorità nazionali e per la quale è stata effettivamente avviata la costruzione, “superando di gran lunga” la media globale (7%), osserva lo studio. “Il sorprendente contrasto tra queste due percentuali illustra la natura molto proattiva della Cina per quanto riguarda i suoi impegni nella costruzione di progetti di energia rinnovabile”, sottolinea la ricerca.

Tuttavia, per soddisfare la crescente domanda di elettricità, la Cina fa ancora molto affidamento sulle centrali elettriche a carbone, un combustibile fossile altamente inquinante. Inoltre, ha difficoltà a trasportare parte dell’energia rinnovabile prodotta nelle regioni remote verso i centri economici densamente popolati dell’est. Tuttavia, secondo GEM, quest’anno la capacità combinata di energia eolica e solare in Cina dovrebbe superare quella del carbone. Secondo lo studio, questa rapida espansione delle energie rinnovabili fa sperare che le emissioni cinesi raggiungano il picco prima del previsto.

In un rapporto diverso pubblicato giovedì, il Centro per la ricerca sull’energia e l’aria pulita (Crea), un istituto di ricerca con sede in Finlandia, afferma inoltre che la Cina non ha rilasciato alcun nuovo permesso per progetti di acciaierie a carbone nella prima metà del 2024.

Secondo lo studio, che parla di un possibile “punto di svolta”, questo è il primo semestre in cui non sono state rilasciate autorizzazioni dal settembre 2020, quando la Cina ha annunciato i suoi impegni sulle emissioni per il 2030 e il 2060. “Con la domanda di acciaio in Cina che sta raggiungendo il picco”, c’è “un potenziale significativo per eliminare gradualmente la produzione a base di carbone, che rappresenta un’opportunità significativa per ridurre le emissioni nei prossimi 10 anni“, afferma il Crea.

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Italia senza rivali: le bollette più salate d’Europa sono nel nostro Paese

Le bollette per l’energia elettrica in Italia sono tra le più care in Europa. Nonostante la fine della crisi energetica, il prezzo medio italiano a gennaio era del 25% superiore rispetto agli altri paesi europei e attualmente è più che raddoppiato.

“Secondo l’analisi dell’economista Massimo Beccarello – spiega Fedele Santomauro, consigliere d’amministrazione della Cassa di previdenza dei ragionieri e degli esperti contabili – questo primato in parte è dovuto alla rimozione nel 2015-2016 della possibilità per l’Acquirente Unico di effettuare coperture per stabilizzare i prezzi, privando così i consumatori di un importante meccanismo di protezione contro l’aumento dei prezzi”.

“Un altro fattore cruciale – prosegue Santomauro – è la dipendenza italiana dal gas naturale per la produzione di elettricità. Il 45% dell’elettricità in Italia viene generata bruciando gas naturale, rispetto al 19% della media europea e questo rende l’Italia particolarmente vulnerabile alle fluttuazioni dei prezzi del gas”.

Per migliorare la situazione, l’Italia dovrebbe accelerare la costruzione di parchi eolici e fotovoltaici.

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energia

Nel 2023 congestione rete elettrica Ue è costata 4,2 mld e ha frenato rinnovabili

Anni di attesa per ottenere il permesso di connessione alla rete stanno frenando la produzione di gigawatt di energia eolica in Europa. “Il sistema è intasato e sta bloccando centinaia di gigawatt di parchi eolici“, ha affermato Giles Dickson, amministratore delegato di WindEurope, alla Reuters. Attualmente ci sono oltre 500 GW di nuova capacità di energia eolica in attesa del via libera per connettersi alla rete in tutta Europa. La situazione è più difficile in Italia e nel Regno Unito, dove ci sono oltre 100 GW di capacità ciascuno in attesa del permesso per connettersi alla rete. Eppure la stessa rete soffre, secondo l’agenzia di regolamentazione energetica dell’Ue (Acer), la quale ribadisce in uno suo report “l’urgenza per i gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) di rispettare il loro obbligo di rendere disponibile il 70% della capacità di trasmissione per il commercio transfrontaliero di elettricità entro la fine del 2025. L’urgenza è legata all’avvicinarsi della scadenza legale e ai ritardi con molti dei passaggi necessari per raggiungere la regola della capacità di trasmissione del 70% che è necessaria per raggiungere gli ambiziosi obiettivi politici stabiliti per la generazione di energia rinnovabile”. Però, “senza un’adozione significativa dei progressi sulla ‘regola del 70%’, tali ambizioni saranno difficili da realizzare”.

L’anno scorso, secondo il report, “il sistema elettrico dell’Ue si è trovato ad affrontare una crescente congestione, con un aumento del 14,5% delle esigenze di gestione delle congestioni nel 2023 e conseguenti ingenti costi di sistema. Nel 2023, i costi di gestione delle congestioni nella rete elettrica dell’UE superano i 4,2 miliardi di euro, di cui il 60% a carico del sistema tedesco“, evidenzia l’analisi. “Quasi il 60% di questo costo è stato sostenuto dalla Germania, che ha speso 2,53 miliardi di euro in azioni correttive che hanno coinvolto 30,5 Twh”. Questo per la rapida crescita “della quota di energia rinnovabile in Germania e la crescente capacità minima interzonale richiesta per essere disponibile per la negoziazione, combinate con la lenta espansione delle capacità della rete”. E così il volume totale degli interventi correttivi in ​​percentuale della domanda nazionale di elettricità è stato del 6,7% in Germania, al 5,4% in Spagna e a meno dell’1% negli altri paesi Ue. Nel dettaglio – ha aggiunto Acer – la ridistribuzione delle energie rinnovabili, esclusa l’idroelettrica, “ha raggiunto una quota record del 21%”. Oltre 12 TWh “sono stati ridotti a causa della congestione della rete, con conseguenti emissioni stimate di 4,2 milioni di tonnellate di CO2 in più”, ha sottolineato l’agenzia, spiegando come “sempre più spesso, la gestione delle congestioni nell’Ue comporta la riduzione della produzione di energia rinnovabile, mentre la produzione di energia basata su fonti fossili va a colmare il vuoto“.

L’espansione limitata della rete, unita alla rapida adozione di tecnologie per le energie rinnovabili, probabilmente aggraverà la congestione della rete in futuro. “Ciò – ha evidenziato l’agenzia – potrebbe compromettere gli sforzi per una maggiore integrazione del mercato dell’elettricità nell’Ue e quindi ritardare la transizione verso un sistema energetico che sia neutrale dal punto di vista delle emissioni di carbonio ed efficiente dal punto di vista dei costi“. Ma “l‘ulteriore integrazione dei mercati europei è fondamentale per promuovere la flessibilità, consentendo all’energia rinnovabile di raggiungere la domanda in tutta la Ue e riducendo al contempo la volatilità dei prezzi. L’utilizzo delle reti attuali nella loro interezza e lo sviluppo di nuove infrastrutture saranno fattori chiave per l’integrazione del mercato“, ha concluso Acer.

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Pnrr, aperto sportello domande Net zero, rinnovabili e batterie

Il ministero delle Imprese e del Made in Italy ha stabilito le modalità di accesso ai fondi disponibili nell’ambito del Pnrr, specificatamente per la Missione 1, Componente 2, Investimento 7 volto a supportare il sistema di produzione nella transizione ecologica e nelle tecnologie a zero emissioni nette.

“I contratti di sviluppo devono riguardare programmi di sviluppo industriale o programmi di sviluppo per la tutela ambientale euro – spiega Gianluca Buselli, consigliere d’amministrazione della Cassa di previdenza dei ragionieri e degli esperti contabili – ma anche progetti di investimento che possano includere anche progetti di ricerca, sviluppo e innovazione connessi e funzionali tra loro”.

Lo sportello è aperto a nuove domande di contratto di sviluppo e a domande di contratto di sviluppo già presentate ad Invitalia e sospese per carenza di risorse finanziarie.

I dispositivi ammissibili comprendono batterie, pannelli solari, turbine eoliche, pompe di calore, elettrolizzatori, dispositivi per la cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCUS)

Le domande possono essere presentate ad Invitalia secondo le modalità e i modelli disponibili sul sito www.invitalia.it.

Invitalia avvierà le attività istruttorie in ordine cronologico, accertando la sussistenza delle condizioni previste per il sostegno finanziario del Pnrr.

“L’Agenzia verificherà il rispetto del divieto del doppio finanziamento ai sensi dell’art.9 del Reg. (UE) 2021/241 – conclude Buselli – ed il rispetto del principio DNSH e degli orientamenti tecnici della Commissione europea di cui alla comunicazione 2021/C58/01”.

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Clima, Italia invia Pniec in Ue: 131 GW rinnovabili al 2030, 11% nucleare al 2050

Il Piano nazionale Energia e Clima è stato trasmesso a Bruxelles nei tempi. Conferma gli obiettivi raggiunti nella prima proposta trasmessa a giugno 2023, superando in alcuni casi anche i target comunitari.
Si punta a installare 131 gigawatt di rinnovabili al 2030 e, per la prima volta, nel mix compare uno scenario sul nucleare: 8 gigawatt al 2050 che coprirebbero l’11% della richiesta nazionale.
Di “grande pragmatismo” parla il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Gilberto Pichetto, che superato “approcci velleitari del passato”. Il documento è condiviso “con i protagonisti della transizione”, spiega, pur non nascondendo i passi ancora necessari per colmare alcuni gap. Nessuna preclusione, assicura, sulle “grandi opportunità dello sviluppo di tutte le fonti “. Nel dossier infatti si traccia uno scenario per il nucleare da fissione nel medio termine (a partire dal 2035) ma anche da fusione (a ridosso del 2050), che, ribadisce il ministro, “ci fa guardare avanti a un futuro possibile”.
Per elaborare il Piano, il Mase ha lavorato con altri ministeri (l’Economia, le Infrastrutture, le Imprese, l’Università e l’Agricoltura), il supporto tecnico di Gse, di Rse per la simulazione degli scenari energetici e di Ispra per quelli emissivi, con il Politecnico di Torino e di Milano per la parte di ricerca e innovazione. Una nuova consultazione nel 2024, dopo quella già svolta nell’anno precedente, ha coinvolto 133 soggetti tra imprese, istituzioni, associazioni e singoli cittadini.
Nell’aggiornamento del Piano è stato seguito un approccio tecnologicamente neutro, che prevede una forte accelerazione su alcuni settori. Oltre alle fonti rinnovabili elettriche, si punta sulla produzione di combustibili rinnovabili come il biometano e l’idrogeno, insieme all’utilizzo di biocarburanti che già nel breve termine possono contribuire alla decarbonizzazione del parco auto esistente, diffusione di auto elettriche, riduzione della mobilità privata, cattura e stoccaggio di CO2, ristrutturazioni edilizie ed elettrificazione dei consumi finali, in particolare attraverso un crescente peso nel mix termico rinnovabile delle pompe di calore.
L’area con performance più alte è quella delle FER: dei 131 Gigawatt che dovranno essere installati al 2030, si prevede che quasi ottanta (79.2) deriveranno dal solare, 28.1 dall’eolico, 19.4 dall’idrico, 3.2 dalle bioenergie e 1 Gigawatt da fonte geotermica (quota quest’ultima che potrebbe anche aumentare al raggiungimento di un adeguato livello di maturità di alcune iniziative progettuali in via di sviluppo).
In ambito efficienza energetica, si registra una importante riduzione dei consumi di energia primaria e finale, ma per il raggiungimento degli obiettivi, innalzati in considerazione dello scenario di crescita del prodotto interno lordo, bisognerà continuare a lavorare. È traguardato invece l’obiettivo relativo ai risparmi annui cumulati nei consumi finali tramite regimi obbligatori di efficienza.
Per quanto riguarda le emissioni e gli assorbimenti di gas serra, l’Italia prevede di superare l’obiettivo del ‘FitFor55’ sugli impianti industriali vincolati dalla normativa Ets, arrivando al -66% rispetto ai livelli del 2005 (obbiettivo UE, -62%).
Anche nei settori “non-ETS” (civile, trasporti e agricoltura) si registra un miglioramento degli indicatori emissivi e per raggiungere i target europei, ad oggi considerati nel dossier “ancora troppo sfidanti”, sarà necessario profondere ulteriori energie.
Sul fronte della sicurezza energetica, si registra una netta riduzione della dipendenza da altri Paesi favorita dalle azioni di diversificazione dell’approvvigionamento e dall’avvenuta pianificazione di nuove infrastrutture e interconnessioni.
Per quanto riguarda la dimensione del Mercato interno dell’energia, si prevede di potenziare le interconnessioni elettriche e il market coupling con gli altri Stati membri e di sviluppare nuove connessioni per il trasporto di gas rinnovabili, rafforzando il ruolo dell’Italia come hub energetico europeo e corridoio di approvvigionamento delle rinnovabili dell’area mediterranea.
Inoltre, il Pniec dà priorità agli obbiettivi nazionali di Ricerca, Sviluppo e Innovazione per accelerare l’introduzione sul mercato di quelle tecnologie necessarie a centrare i target definiti dal Green Deal nonché rafforzare la competitività dell’industria nazionale.
Una sezione specifica è dedicata ai lavori della “Piattaforma Nazionale per un Nucleare Sostenibile”, che ha sviluppato delle ipotesi di scenario in cui si dimostra da un punto di vista tecnico-scientifico la convenienza energetica ed economica di avere una quota di produzione nucleare, in sinergia e a supporto delle rinnovabili e delle altre forme di produzione di energia a basse emissioni. Secondo le ipotesi di scenario sviluppate, il nucleare da fissione, e nel lungo termine da fusione, potrebbero fornire al 2050 circa l’11% dell’energia elettrica totale richiesta – con una possibile proiezione verso il 22%.

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L’idrogeno green non è sempre…così verde

E’ considerata una delle fonti di energia pulita più promettenti per il futuro, ma non sempre l’idrogeno verde – cioè prodotto a partire da fonti rinnovabili – è in grado di azzerare o quasi le emissioni di CO2.

A rivelarlo è una ricerca pubblicata su Nature Energy da Kiane de Kleijne della Radboud University e della Eindhoven University of Technology. “Se si calcola l’intero ciclo di vita della produzione e del trasporto dell’idrogeno verde, i guadagni in termini di CO2 risparmiata possono essere deludenti. Tuttavia, se l’idrogeno verde viene prodotto da elettricità molto pulita e a livello locale, può davvero contribuire a ridurre le emissioni”, spiega la ricercatrice.

L’Unione europea punta a produrre 10 milioni di tonnellate di idrogeno verde e a importarne altri 10 milioni entro il 2030. Merito, dice la scienziata, della sua “versatilità” e delle “sue numerose applicazioni. Ma purtroppo prevedo ancora alcuni ostacoli sulla strada”. Ostacoli che vanno ricercati nell’intero ciclo di vita di questa forma di energia per determinarne l’impatto ambientale globale in tutte le sue fasi.

Per oltre un migliaio di progetti di idrogeno verde, De Kleijne ha calcolato le emissioni di gas serra associate alla produzione, compresa quella, ad esempio, di pannelli solari, turbine eoliche e batterie per la fornitura di energia, nonché il trasporto tramite condutture o navi. L’idrogeno verde viene prodotto scindendo l’acqua in ossigeno e idrogeno in un elettrolizzatore utilizzando elettricità verde e può poi essere utilizzato come materia prima o come combustibile. Quello ricavato dal gas naturale è già ampiamente utilizzato come materia prima, ad esempio nell’industria chimica per produrre metanolo e ammoniaca per i fertilizzanti.

Il vantaggio dell’idrogeno verde è che quando si scinde l’acqua, oltre all’idrogeno, viene rilasciato solo ossigeno e niente CO2. “Tuttavia, ciò richiede grandi quantità di energia verde”, afferma la ricercatrice. “È possibile ridurre le emissioni solo se si utilizza energia verde, come quella eolica o solare. Ma anche in questo caso, le emissioni derivanti dalla produzione di turbine eoliche e pannelli solari si sommano notevolmente. Se si considera l’intero ciclo di vita in questo modo, l’idrogeno verde spesso, ma certamente non sempre, porta a un aumento di CO2″. I guadagni di CO2 sono di solito maggiori quando si utilizza l’energia eolica piuttosto che quella solare. La situazione migliorerà ulteriormente in futuro, poiché verrà utilizzata una maggiore quantità di energia rinnovabile per produrre, ad esempio, le turbine eoliche, i pannelli solari e l’acciaio per l’elettrolizzatore, dice la scienziata.

Ma non solo. La produzione di idrogeno produce le emissioni più basse nei luoghi in cui c’è molto sole o vento, come il Brasile o l’Africa. L’aspetto negativo è che l’idrogeno deve essere trasportato in Europa. Si tratta di un’operazione tecnologicamente impegnativa e che può creare molte emissioni aggiuntive.

Per De Kleijne, quindi, sarebbe scorretto affermare che questa forma di energia molto promettente sia net zero. “Esaminando le emissioni nell’intero ciclo di vita – conclude – possiamo cercare il compromesso migliore tra le tecnologie e identificare i punti in cui è possibile apportare miglioramenti nella catena”.

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