Rinnovabili • Comunità energetiche rinnovabili

Comunità energetiche rinnovabili, le soluzioni Enel X per massimizzare i benefici per le imprese

Le CER rappresentano uno degli strumenti a disposizione delle aziende per decarbonizzare il proprio business e rimanere competitive sul mercato, facendo “squadra” con il territorio. Enel X spiega come

Comunità energetiche rinnovabili

In collaborazione con Enel X

Comunità energetiche rinnovabili, strumento chiave per la transizione energetica delle imprese

(Rinnovabili.it) – Quali imprese possono partecipare alle nuove forme dell’autoconsumo diffuso localmente? Con quali modalità? E su quali vantaggi possono contare? A queste e altre domande ha risposto il nuovo webinar “Comunità energetiche rinnovabili per le aziende” di Enel X. Il seminario, organizzato tramite la piattaforma di Rinnovabili.it, ha offerto un prezioso momento di approfondimento sugli strumenti con cui massimizzare i benefici della condivisione energetica per tutte quelle realtà impegnate nella decarbonizzazione del proprio business.

Oggi le CER rappresentano non solo la chiave per rendere gli utenti finali protagonisti della transizione energetica ma anche per mantenere sul territorio i benefici legati a tale cambiamento. Ma cosa sono e come funzionano nella pratica le comunità energetiche rinnovabili? A livello normativo sono indicate come  un soggetto giuridico che nasce dall’associazione tra cittadini, pubbliche amministrazioni e PMI che decidano di dotarsi di impianti per la produzione e la condivisione di energia rinnovabile, vestendo così i panni dei prosumer. Ma la comunità energetica è aperta a tutti, anche a chi non è in possesso di un impianto ma partecipa in semplice qualità di consumatore. A patto che si trovi nello stesso perimetro della cabina primaria. 

Come spiegato da Simone Benassi, Responsabile comunità energetiche B2B, Enel X Italia, il funzionamento è semplice: la comunità si avvale di energia rinnovabile immessa in rete da uno o più impianti, condividendola e consumandola virtualmente e “rendendola remunerativa”. Gli impianti possono essere posseduti dalla stessa CER o da un produttore terzo con un surplus da gestire, e ogni singola installazione non può superare una potenza massima prestabilita (1 MW secondo il nuovo Decreto del MASE).

Comunità energetiche rinnovabili: i vantaggi ambientali, sociali ed economici

Sono diversi i vantaggi legati a questa forma di autoconsumo. Il primo è sicuramente quello ambientale. Le CER permettono di far crescere la potenza verde nazionale, aiutando a ridurre le emissioni. Nel contempo spingono ad ottimizzare l’uso delle superfici disponibili: dai tetti edilizi ai parcheggi, dalle coperture commerciali agli invasi, passando per le nuove opportunità offerte dai sistemi agrivoltaici.

Su un fronte prettamente sociale, invece, le comunità energetiche permettono di “fare squadra” a livello locale, di diffondere la cultura della sostenibilità e, riducendo i costi per l’approvvigionamento,  anche di sostenere soggetti fragili o che versano in condizioni di povertà energetica.

Esistono ovviamente anche dei vantaggi dal lato economico.  Al momento l’attesa è tutta sul Decreto ministeriale recante i nuovi incentivi per l’autoconsumo, in sostituzione di quelli del regime sperimentale attualmente in vigore. La bozza, oggi in mano alla Commissione europea, prevede che il valore di tutta l’energia immessa in rete per essere valorizzata sul mercato (al PUN zonale o tramite PPA) possa rimanere sul produttore. Alla comunità energetica spetterebbero, invece, due incentivi differenti: 

1.La tariffa premio per l’energia condivisa, ossia quella porzione di energia consumata dai membri della CER nella stessa fascia oraria di produzione. Rispetto allo schema attuale, la bozza del nuovo decreto prevede una tariffa variabile al posto di quella fissa, con minimo e massimo inversamente proporzionali al valore del mercato. “In altre parole più il PUN sarà alto, più l’incentivo si alzerà”, spiega Benassi. 

2. Il  contributo ARERA per la restituzione della parte variabile della tariffa di trasmissione.

CER e imprese, un’opportunità da sfruttare

E le imprese come possono muoversi in questo campo? La risposta, come sottolinea Benassi, dipende ovviamente dalle esigenze e dalle possibilità dell’azienda stessa. 

Ad esempio, possedendo una grande superficie sfruttabile e risorse per investire in un impianto fotovoltaico, ma vantando un fabbisogno ridotto rispetto alla potenza sviluppabile, si può immaginare facilmente di valorizzare tutto ciò che non viene autoconsumato fisicamente condividendolo con la comunità energetica. In questo caso Enel X viene incontro alle imprese con la formula Spot Sales, occupandosi della comunità a 360 gradi. 

Se l’azienda dovesse avere una superficie ma non le risorse, oppure non volesse investire in un impianto di proprietà, l’opzione migliore sarebbe la soluzione ESCo. Con questa formula l’investimento per il sistema fotovoltaico viene effettuato da Enel X acquisendo il diritto di superficie. In questo caso l’autoconsumo fisico avrà ovviamente un costo ma sarà straordinariamente ridotto rispetto al valore di mercato.

Se l’azienda non dovesse avere superfici disponibili, potrebbe comunque partecipare alla comunità energetica semplicemente attraverso i propri consumi. Come membro della CER gestita da Enel X, l’azienda otterrebbe un ristoro economico grazie al consumo dell’energia condivisa, potendo così alleggerire le bollette.

In questi anni Enel X ha portato avanti diverse esperienze in tema di comunità energetiche rinnovabili e autoconsumo diffuso localmente. Oggi la società si occupa di creare le CER e realizzare gli impianti, così come di gestire il progetto nella sua interezza. Dall’inserimento dei contabilizzatori dei consumi ad iscritti e prosumer per ottenere informazioni sui flussi in tempo reale, alla piattaforma commerciale per cercare i “migliori iscritti in grado di saturare l’immesso in rete dei vari impianti”. Passando per gli aspetti tecnici e la ridistribuzione del valore economico agli iscritti. “Il nostro ruolo è anche quello di stimolare nel tempo la comunità energetica a crescere e a migliorarsi, ad esempio aumentando l’elettrificazione dei consumi o incrementando l’efficienza e il risparmio energetico”.

Come quantificare e massimizzare il beneficio ambientale delle CER

Ma come anticipato all’inizio, la condivisione energetica rappresenta per le imprese anche un’opportunità per raggiungere o accelerare la decarbonizzazione. Durante il webinar Vincenzo La Tosa, Key Account Manager B2B, Enel X Advisory Services, ha sottolineato come il prosumer abbia l’opportunità di ridurre la propria CO2 proporzionalmente all’energia generata e consumata. Un beneficio diretto che può essere misurato e certificato. In aiuto arriva GHG report, servizio Enel X  che quantifica l’impronta di carbonio delle aziende in termini di CO2 equivalente, attraverso l’approccio inventariale e certificabile del GHG Protocol. Rispetto ai tre perimetri previsti dal protocollo  –  emissioni di Scope 1, Scope 2 e Scope 3 –  l’impatto maggiore delle Comunità energetiche rinnovabili si misura in termini di emissioni di Scope 2 che comprendono gas a effetto serra rilasciati “indirettamente” e derivanti dall’energia acquistata o importata dalla rete.

Ma per un’azienda che desidera impegnarsi in un percorso di decarbonizzazione ci sono anche altre leve da attivare. Attraverso il GHG Report, infatti, è possibile non solo misurare le emissioni ma anche valutare ulteriori interventi da mettere in campo per una CER. Identificando così soluzioni su misura che comportino benefici ad ampio spettro.

“La carbon neutrality è il frutto di più azioni”, spiega La Tosa. “Si parte sicuramente da un misurazione dell’impronta di carbonio, attraverso ed esempio il GHG Report. Si va poi ad individuare quegli interventi ulteriori alla Comunità rinnovabile che possono permettere di ridurre le emissioni, ad esempio, attraverso l’efficientamento energetico. Quindi a valle di una seconda misurazione si può compensare quel che rimane”. Come? Attraverso garanzie d’origine sulla parte di energia eventualmente acquistata dalla rete oppure tramite crediti di carbonio e la realizzazione di progetti CO2 Swap con la collaborazione di Enel Global Trading. “Combinando queste attività nel tempo, in un orizzonte di almeno 3 anni, un’azienda può raggiungere la carbon neutrality”.

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About Author / Stefania Del Bianco

Giornalista scientifica. Da sempre appassionata di hi-tech e innovazione energetica, ha iniziato a collaborare alla testata fin dalle prime fasi progettuali, profilando le aziende di settore. Nel 2008 è entrata a far parte del team di redattori e nel 2011 è diventata coordinatrice di redazione. Negli anni ha curato anche la comunicazione e l'ufficio stampa di Rinnovabili.it. Oggi è Caporedattrice del quotidiano e, tra le altre cose, si occupa quotidianamente delle novità sulle rinnovabili, delle politiche energetiche e delle tematiche legate a tecnologie e mercato.


Rinnovabili • Cattura diretta dall’aria di CO2: entra in funzione Mammoth

Inaugurato Mammoth, il più grande impianto al mondo di cattura diretta dall’aria di CO2

L’azienda svizzera Climeworks ha messo in funzione un impianto capace di catturare dall’atmosfera 36.000 tonnellate di anidride carbonica l’anno. È il più grande mai costruito. E richiede meno energia per lo stoccaggio geologico grazie a una torre di assorbimento dove la CO2 viene disciolta in acqua, che è poi pompata sottoterra dove avviene la mineralizzazione

Cattura diretta dall’aria di CO2: entra in funzione Mammoth
crediti: Climeworks

Il sito si trova in Islanda e ha una capacità annuale circa 10 volte superiore al suo predecessore Orca

Dopo Orca arriva Mammoth. Il più grande impianto per la cattura diretta dall’aria di CO2 (DAC, Direct Air Capture) e il suo stoccaggio geologico è entrato in funzione l’8 maggio. Sempre in Islanda, come il suo gemello di taglia minore, e sempre operato da Climeworks, l’azienda svizzera legata al politecnico di Zurigo che ha fatto da apripista nello sviluppo della tecnologia DAC su scala industriale.

Il nuovo gigante della cattura diretta dall’aria di CO2

Mammoth è circa 10 volte più grande del suo predecessore Orca e ha una capacità nominale, una volta a regime, di catturare dall’atmosfera 36.000 tonnellate di anidride carbonica l’anno. La piena operatività dovrebbe essere raggiunta già entro il 2024. Al momento sono attivi 12 dei 72 filtri per la cattura diretta dall’aria di CO2.

I filtri sono progettati come unità modulari che possono essere aggiunte, aumentando la capacità totale dell’impianto. E danno flessibilità: eventuali guasti o esigenze di manutenzione impattano in modo più limitato sul sistema. Inoltre, 3 filtri vengono tenuti “di riserva”, pronti a entrare in attività per compensare il venir meno di altri moduli.

Una torre riduce l’intensità energetica della DAC di Mammoth

Come già avveniva per Orca, l’impianto è alimentato da energia rinnovabile geotermica, che copre circa il 29% del mix elettrico nazionale islandese. Il nuovo impianto, però, richiede in proporzione meno energia per funzionare. Grazie a una modifica chiave nel processo di stoccaggio della CO2 raccolta.

Mammoth usa una “torre” per sciogliere l’anidride carbonica in acqua, che viene poi iniettata sottoterra dove avviene il processo di mineralizzazione. Orca, al contrario, pompava nei siti di stoccaggio la CO2 in forma gassosa, operazione che richiede una pressione maggiore, con conseguente maggior fabbisogno energetico.

Verso impianti da 1 MtCO2

Con l’avvio di Mammoth, Climeworks compie un altro passo avanti nella dimostrazione dell’applicabilità della sua tecnologia DAC anche in impianti di grossa taglia. Gli obiettivi dell’azienda sono di raggiungere una capacità DAC di 1 milione di tonnellate di CO2 (MtCO2) entro il 2030 e di 1 miliardo di tonnellate (GtCO2) entro metà secolo. Per tagliare il traguardo fissato per questo decennio servirebbero 28 impianti della taglia di Mammoth (contro i 250 di taglia analoga a quella di Orca).

Un fronte su cui Climeworks sta già lavorando. Sono tre le proposte di hub per la cattura diretta dell’aria di CO2 con capacità di 1 MtCO2 avanzate negli Stati Uniti. Tutte già finanziate dal Dipartimento dell’Energia di Washington per un totale di oltre 600 milioni di dollari. Al più grande, Project Cypress in Louisiana, sono stati concessi i primi 50 milioni di dollari a marzo per avviare il progetto. Altri paesi dove l’azienda svizzera sta presentando progetti sono Norvegia, Kenya e Canada.

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About Author / Lorenzo Marinone

Scrive per Rinnovabili.it dal 2016 ed è responsabile della sezione Clima & Ambiente. Si occupa in particolare di politiche per la transizione ecologica a livello nazionale, europeo e internazionale e di scienza del clima. Segue anche i temi legati allo sviluppo della mobilità sostenibile. In precedenza si è occupato di questi temi anche per altri siti online e riviste italiane.


Rinnovabili • Solare fotovoltaico in Italia

Solare fotovoltaico in Italia, cosa dice il rapporto GSE

Lo scorso anno sono entrati in esercizio circa 371.500 impianti fotovoltaici in Italia, in grande maggioranza di taglia inferiore a 20 kW, per una capacità complessiva di oltre 5,2 GW. Una crescita che conferma il primato nazionale della Lombardia in termini di potenza installata, seguita con un certo distacco dalla Puglia

Solare fotovoltaico in Italia
via depositphotos

Online il Rapporto Statistico 2023 sul Solare Fotovoltaico in Italia

Ben 5,2 GW di aggiunte che portano la potenza cumulata totale a 30,31 GW e la produzione annuale a quota 30.711 GWh. Questi in estrema sintesi i dati del solare fotovoltaico in Italia, riportati nel nuovo rapporto del GSE. Il documento mostra le statistiche del settore per il 2023, offrendo informazioni importanti non solo sui sistemi ma anche sulla dimensione dei pannelli solari, la tensione di connessione, il settore di attività, l’autoconsumo e persino sull’integrazione di eventuali batterie. Uno sguardo approfondito per capire come sta crescendo il comparto, ma anche per evidenziare potenzialità e criticità.

Solare Fotovoltaico Italiano, la Crescita 2023 in Numeri

Nel 2023 il fotovoltaico nazionale ha messo in funzione 371.422 nuovi impianti solari per una potenza complessiva di poco superiore ai 5,2 GW. La crescita ha ricevuto i contributi maggiori, in termini di numero di sistemi, da regioni come la Lombardia (con il 17,5% dei nuovi impianti fv 2023), il Veneto (13,2%), l’Emilia-Romagna (9,8%) e la Sicilia (6,9%). Scendendo ancora di scala sono invece le provincie di Roma (3,9%), Brescia (3,6%) e Padova (3,1%) quelle a detenere la quota maggiore di aggiunte. Per buona parte dell’anno questo progresso si è affidato ai piccoli impianti di taglia residenziale, che hanno lasciato il posto sul finire del 2023 ad una nuova spinta del segmento C&I.

Produzione fotovoltaica in Italia

Altro dato importante per il 2023: la produzione del solare fotovoltaico in Italia. Lo scorso anno tra nuovi impianti e condizioni meteo favorevoli, il parco solare nazionale ha prodotto complessivamente 30.711 GWh di energia elettrica (dato in crescita del 9,2% sul 2022), con un picco nel mese di luglio di oltre 3,8 TWh.

Se ci si focalizza, invece, solo sull’autoconsumo fotovoltaico, il rapporto del GSE indica che lo scorso 7.498 GWh sono stati prodotti e consumati in loco. Un valore pari al 24,8% della produzione netta complessiva. A livello regionale la percentuale di energia autoconsumata rispetto all’energia prodotta risulta più alta in Lombardia, Liguria e Campania. A tale dato se ne associa un altro altrettanto interessante: quello dei sistemi di accumulo. Lo scorso anno risultavano in esercizio 537.000 sistemi di storage connessi ad impianti fotovoltaici, per una potenza cumulata di 3,41 GW.

leggi anche Direttiva EPBD e fotovoltaico: scadenze e potenzialità

Solare Fotovoltaico, la Potenza in esercizio in Italia

Le nuove aggiunte 2023 hanno portato il dato della potenza fotovoltaica totale cumulata in Italia ad oltre 30,31 GW e quello della potenza pro capite nazionale a 514 W per abitante. Nel complesso sono attivi sul territorio 1.597.447 impianti fotovoltaici, di cui il 94% rientra nella taglia fino a 20 kW. Sono, per intenderci, i piccoli impianti realizzati solitamente sui tetti degli edifici. Non sorprende quindi scoprire che la superficie occupata dagli impianti fotovoltaici a terra a fine 2023 risultava di soli 16.400 ettari. In questo contesto le regioni con la maggiore occupazione di superficie del suolo da parte del solare fotovoltaico risultano essere: la Puglia (4.244 ettari), la Sicilia (1.681 ettari) e il Lazio (1.527 ettari).

Sul fronte della potenza attiva, viene confermato il primato del Nord Italia con il 48,0% del totale nazionale grazie al traino di Lombardia (13,8%), Veneto (10,4%) ed Emilia Romagna (10%). Segue il 34,7% delle regioni meridionali, con la Puglia che da sola fornisce il 10,9% della potenza, e quindi il contributo del Centro Italia.

Leggi qui il report GSE sul Solare Fotovoltaico in Italia

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Rinnovabili • Dl Agricoltura bollinato

Dl Agricoltura bollinato, ecco l’art. sul fotovoltaico a terra

Il testo finale del decreto è stato varato dopo alcune piccole modifiche richieste dal Quirinale. Confermati i paletti sul fotovoltaico a terra salvaguardando gli investimenti del PNRR

Dl Agricoltura bollinato
Foto di Andreas Gücklhorn su Unsplash

Stop del fotovoltaico a terra con una serie di eccezioni

Dopo il via libera del Consiglio dei Ministri, Dl Agricoltura è stato “bollinato” dalla Ragioneria di Stato e quindi varato definitivamente. Ma non prima di alcune modifiche last minute frutto del confronto con il Quirinale. Nessun ritocco significativo, tuttavia, riguarda il tanto criticato articolo di stop al fotovoltaico a terra. Il contenuto, infatti, rimane nelle linee annunciate il 6 maggio dal ministri Pichetto e Lollobrigida, cercando di salvaguardare gli investimenti del Piano nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR), punto fermo per il MASE.

L’articolo in questione, che passa dal 6 della prima bozza al 5 nel DL Agricoltura bollinato, riporta alcune disposizioni finalizzate a limitare l’uso del suolo agricolo. L’intervento mira a modificare l’articolo 20 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, con cui l’Italia ha recepito nel proprio ordinamento la direttiva europea sulle rinnovabili RED II. 

In poche parole il testo introduce dei paletti all’installazione degli impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra in zone classificate agricole dai piani urbanistici vigenti. Come? Limitando qualsiasi intervento a lavori modifica, rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione degli impianti già installati, che non comportino incremento della superficie occupata. Nessun vincolo invece per il fotovoltaico a terra se installato:

  • in cave e miniere non in funzione, abbandonate o in condizioni di degrado ambientale;
  • porzioni di cave e miniere non suscettibili di ulteriore sfruttamento;
  • siti e  impianti nelle disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato italiane e dei gestori di infrastrutture ferroviarie nonché delle società concessionarie autostradali;
  • siti e impianti nella disponibilità delle società di gestione aeroportuale all’interno dei sedimi aeroportuali;
  • aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri;
  • aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti.

Salvi, come promesso, anche i progetti fotovoltaici a terra se parte di una Comunità energetica rinnovabile o finalizzati all’attuazione degli investimenti del PNRR.

Il testo del Dl Agricoltura “bollinato” sul fotovoltaico

Riportiamo per intero l’articolo 5 sul fotovoltaico nella versione finale del DL Agricoltura.

ART. 5 (Disposizioni finalizzate a limitare l’uso del suolo agricolo)

1. All’articolo 20 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, dopo il comma 1 è aggiunto il seguente:

‹‹1-bis. L’installazione degli impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra di cui all’articolo 6-bis, lettera b), del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, in zone classificate agricole dai piani urbanistici vigenti, è consentita esclusivamente nelle aree di cui alle lettere a), limitatamente agli interventi per modifica, rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione degli impianti già installati, a condizione che non comportino incremento dell’area occupata, c), c-bis), c-bis.1), e c-ter) n. 2) e n. 3) del comma 8. Il primo periodo non si applica nel caso di progetti che prevedano impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra finalizzati alla costituzione di una Comunità energetica rinnovabile ai sensi dell’articolo 31 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, nonché in caso di progetti attuativi delle altre misure di investimento del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR), approvato con decisione del Consiglio ECOFIN del 13 luglio 2021, come modificato con decisione del Consiglio ECOFIN dell’8 dicembre 2023, e dal Piano nazionale degli investimenti complementari al PNRR (PNC) di cui all’articolo 1 del decreto-legge 6 maggio 2021, n. 59, convertito, con modificazioni, dalla legge 1° luglio 2021, n. 101, ovvero di progetti necessari per il conseguimento degli obiettivi del PNRR.››.

2. Le procedure abilitative, autorizzatorie o di valutazione ambientale già avviate alla data di entrata in vigore del presente decreto sono concluse ai sensi della normativa previgente.

Leggi anche Zavorre per fotovoltaico Sun Ballast: dal 2012 una garanzia per gli impianti fv su tetti piani

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