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Transizione ecologica, l’idrogeno funzionerà davvero?

Vettore energetico, combustibile per applicazioni residenziali impiegato puro o mescolato con il gas naturale. Che spazio avrà l’idrogeno nella Transizione ecologica? Ci aiuterà a ridurre le emissioni? Ecco il quarto e ultimo episodio dello speciale sull’H2

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di Matteo Grittani

(Rinnovabili.it) – Idrogeno sì, idrogeno no? Idrogeno nì. Come sempre accade parlando di approvvigionamento, sicurezza, efficienza delle fonti e delle tecnologie energetiche, una risposta semplice non esiste. È spesso più adatto un razionale “dipende”; un principio che vale anche per l’idrogeno, molecola di cui molti in questo periodo hanno parlato, ma di cui pochi sembrano aver compreso davvero limiti e potenzialità. Con i tre speciali precedenti sull’H2 abbiamo cercato di far luce sul tema, per quanto possibile.

Il primo episodio sottolineava che la quasi totalità (95%) dell’H2 oggi prodotto è “grigio”, cioè generato a partire da fonti fossili tramite le reazioni di reforming del metano e di gassificazione del carbone. Processi molto energivori che emettono grandi quantità di CO2. La seconda puntata si è concentrata invece sull’autotrazione, proponendo un confronto tra l’efficienza e la convenienza tra un’auto elettrica e un’auto a Fuel Cell. Il duello è stato vinto in maniera netta dalla prima. Con il terzo episodio invece, abbiamo cercato di identificare alcune aree – poche, ma dall’impatto ambientale significativo – in cui l’H2 potrebbe giocare un ruolo da protagonista nella Transizione ecologica dei prossimi anni.

Oggi, con la quarta e ultima tappa del focus, metteremo meglio a fuoco due applicazioni dell’idrogeno (forse quelle di cui più si è discusso): l’accumulo energetico da un lato, e dall’altro il miscelamento con il gas naturale nelle linee di gas esistenti, insieme all’impiego residenziale per cucinare e scaldarsi. L’approccio, così come è successo per i precedenti episodi, è puramente tecnico e ha come scopo valutare la convenienza e l’affidabilità dell’H2 in ambito energetico, in relazione a ciò che la chimica e la termodinamica permettono.

E’ probabile che l’idrogeno come storage energetico non funzionerà

Per capire perché, è necessario introdurre il concetto di Round Trip efficiency (RTe). La RTe non è altro che un rapporto tra due quantità di energia: quella ceduta dall’accumulo in fase di scarica e quella accumulata nella fase di carica. Si tratta di un fattore fondamentale per stimare quanto sia performante un accumulo energetico; affinché l’idrogeno possa davvero giocare un ruolo cruciale per l’energy-storage del futuro, la sua RTe deve essere il più elevata possibile. Vediamo allora alcuni numeri per quantificarla. Ipotizziamo di avere una certa quantità di energia elettrica messa a disposizione da una turbina eolica; per accumularla per mezzo dell’idrogeno, sarà necessario trasformarla tramite una Polymer Electrolyte Membrane (PEM), una cella elettrolitica.

All’interno della PEM avviene l’elettrolisi dell’acqua: in poche parole, si genera idrogeno a partire da acqua ed elettricità secondo la reazione H2O -> H2 +1/2 O2. Avevamo elettricità, ora abbiamo idrogeno. Ma la reazione, come tutte le altre reazioni dell’universo, non è avvenuta “gratis”: per far sì che si verifichi, dobbiamo spendere una certa quota di energia che non recupereremo mai. Il processo descritto ha quindi un’efficienza massima raggiunta in laboratorio dell’86%, ma con applicazioni industriali arriva solo all’80%. Ciò significa che circa il 20% dell’energia che avevamo in partenza va persa nella reazione. L’idrogeno così ottenuto potrà essere riutilizzato quando avremo bisogno nuovamente di energia. Ma l’H2, per essere stoccato e trasportato in sicurezza, va ancora compresso in appositi tank a pressioni molto elevate (300 – 700 bar).

Nei processi di compressione e successiva distribuzione nei punti dove si ritrasformerà in elettricità pronta all’uso, si hanno ulteriori perdite che possono superare anche il 10% dell’energia inizialmente a disposizione. A questo punto serve solo un ultimo passaggio: quello che riconverte l’H2 immagazzinato in energia elettrica. Il meccanismo è del tutto analogo a ciò che accade con un barile di petrolio o una caldaia a gas: il greggio e il metano sono combustibili, ovvero energia “in potenza”, latente, che può essere sprigionata tramite la loro combustione in qualsiasi momento in cui l’utilizzatore ne abbia bisogno.

Per l’H2 succede lo stesso: viene di fatto “bruciato” all’interno di una Fuel Cell, che lo converte in elettricità, con il dettaglio (non trascurabile) che la sua combustione non genera anidride carbonica. Anche quest’ultimo step ha una efficienza che descrive quanta energia va persa nella cella a combustibile; considerando la tecnologia attuale, questo valore arriva al 60%. Per stimare quindi la Round Trip efficiency dell’idrogeno come accumulo energetico basta una semplice moltiplicazione tra tutte le efficienze dei tre diversi processi di trasformazione subiti dall’energia iniziale: il passaggio da elettricità a idrogeno, poi la compressione e la distribuzione e di nuovo il passaggio da idrogeno a elettricità. Si ha quindi RTe = 80%*90%*60% = 43%. Ciò significa che più della metà dell’energia che la nostra turbina eolica aveva prodotto è andata persa, in accordo con i due Principi della Termodinamica.

Riassumendo, si può dire che l’idrogeno è (purtroppo) un metodo di storage altamente energivoro, specie se confrontato con i metodi che oggi dominano il mercato: le batterie agli ioni di Litio, le redox-flow e l’idroelettrico di pompaggio. Sia le batterie, che il cosiddetto pumped-hydro (l’accumulo di energia potenziale attraverso il pompaggio di acqua a monte delle dighe sfruttando periodi di picchi di produzione energetica e bassi costi del kWh elettrico) offrono Round Trip efficiency superiori all’80%. E lo fanno a costi quasi sempre molto minori rispetto all’idrogeno. Non c’è modo di aggirare queste differenze tanto sostanziali, visto che lo sviluppo tecnologico non potrà garantire all’idrogeno un miglioramento delle efficienze tali da ricucire il distacco. Insomma, basandosi su questi e altri concetti, secondo la maggior parte degli operatori e delle istituzioni che operano nel settore, l’accumulo energetico del futuro non sarà dominato dall’idrogeno, bensì da tecnologie quali batterie agli ioni di Litio per periodi brevi di carica e scarica (la finestra delle 4/8 ore), mentre le redox-flow e l’idroelettrico di pompaggio si imporranno su quelli lunghi.

Ci sono buone probabilità che l’idrogeno come storage energetico non funzionerà.

E’ probabile che pompare idrogeno nei gasdotti esistenti e nelle abitazioni non funzionerà

Per capire perché, va prima di tutto definito il concetto di “embrittlement”. L’embrittlement, o infragilimento da idrogeno è un processo che colpisce acciai ad alta resistenza, leghe di nichel e titanio, infragilendoli. In breve, gli atomi di H2 diffondono nelle minuscole cavità del metallo e si ricombinano per formare molecole biatomiche. Questo fenomeno produce pressione nelle cricche e rende il metallo soggetto a frattura. Non esistono a oggi stime precise dei danni che produrrebbe il pompaggio di idrogeno mescolato al gas naturale nelle tubazioni dei gasdotti esistenti.

Se dovessimo farlo, solo il 20% delle linee europee sarebbe adatto e non sarebbe soggetto a degrado, percentuale che scenderebbe addirittura al 4% in quelle nordamericane. In altre parole, pompare H2 per mitigare il carico “fossile” del metano e utilizzare la miscela risultante per applicazioni residenziali e industriali potrebbe avere effetti deleteri sui gasdotti esistenti; per evitarli, si dovrebbero sostituire le linee attuali con altre specifiche (ad esempio utilizzando materiali rinforzati con fibre a matrice polimerica), adatte a muovere H2 e resistenti all’embrittlement, che però costano di più.

Per quanto riguarda invece le applicazioni residenziali dell’idrogeno (riscaldamento, cucina, etc.), andrebbe nuovamente fatto un confronto con i suoi diretti competitori. L’elettrificazione delle nostre città sta procedendo lenta ma inesorabile: piastre a induzione e pompe di calore sono già oggi solide realtà e saranno sempre più diffuse nei prossimi anni, vista la loro efficienza energetica ed economicità. Al contrario, l’unica applicazione su larga scala dell’impiego residenziale dell’H2 è l’esperimento pilota di Scotia Gas Networks (SGN), azienda britannica distributrice di energia che nel complesso di Levenmouth nella costa Est della Scozia si propone di alimentare con idrogeno verde prodotto da elettrolisi circa 300 famiglie entro l’anno prossimo.

Il progetto sta inabissandosi perché i generatori a idrogeno non esistono su scala commerciale e per questo, esattamente come le auto a H2, costano molto di più dei loro omologhi sul mercato che sfruttano tecnologie diverse. Come se non bastasse, sono poche le linee guida finora pubblicate che ne regolamentano la produzione. SGN prevede di terminare il progetto nel 2027 e solo allora si capirà se l’H2 residenziale “in pratica” potrà avere un futuro. Ma il cambiamento climatico impone tempi molto più stretti. Insomma, ci sono buone probabilità che pompare idrogeno nei gasdotti e nelle abitazioni non funzionerà.

Nonostante da questo mini ciclo di articoli sull’idrogeno, la molecola biatomica non sembrerebbe uscir bene, sarebbe del tutto sbagliato non considerarla affatto per aiutarci a mitigare la Crisi climatica. Le applicazioni possibili ci sono e andranno sfruttate. Ma ancor prima di pensare e poi sviluppare nuove tecnologie, il ciclo dell’idrogeno deve essere oggi “riformato” e reso sostenibile. Per produrre i circa 70 milioni di tonnellate di H2 annue, vengono liberate 830 milioni di tonnellate di anidride carbonica in atmosfera – l’equivalente delle emissioni di Regno Unito e Indonesia combinate. Trasformare questa quota di idrogeno ricavato da fonti fossili e altamente carbon-intensive in H2 “verde”, ovvero derivato dall’elettrolisi dell’acqua sfruttando elettricità rinnovabile, deve essere il primo e più razionale obiettivo in un contesto di seria Transizione ecologica

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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 • 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
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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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Rinnovabili • Zavorre per fotovoltaico Sun ballas

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

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Attiva da oltre dieci anni nel settore fotovoltaico, fin dal 2012 Sun Ballast ha saputo cogliere le necessità più concrete legate alla realizzazione di impianti FV, divenendo rapidamente il punto di riferimento internazionale per migliaia di installatori e progettisti di impianti su superfici piane.

Zavorre per fotovoltaico Sun ballas

Il settore fotovoltaico costituisce oggi il principale motore della transizione energetica, e dal 2012 Sun Ballast sviluppa soluzioni in grado di semplificare tutte le fasi di realizzazione di impianti FV – dalla progettazione all’installazione – ottimizzando la sostenibilità degli investimenti e rendendo il montaggio molto più facile e veloce. Le zavorre per fotovoltaico Sun Ballast – progettate e realizzate interamente in Italia – nascono infatti come alternativa ai tradizionali (e complessi) sistemi metallici, e grazie alle loro particolari caratteristiche tecniche hanno incontrato fin da subito l’interesse di tutti i professionisti del settore. Lo sviluppo costante di nuovi sistemi e il confronto continuo con clienti e collaboratori hanno inoltre permesso all’azienda di offrire soluzioni sempre al passo con i principali trend di mercato e con le nuove esigenze degli operatori.

Oggi la gamma di zavorre Sun Ballast include decine di modelli, e i volumi produttivi raggiunti dalle numerose sedi operative assicurano la disponibilità costante del materiale in oltre 40 paesi di tutto il mondo.

Zavorre per fotovoltaico: semplicità allo stato solido

Semplici, affidabili e durature: le zavorre Sun Ballast nascono dalla necessità di semplificare le fasi di installazione, di ridurre i tempi di posa e di rendere la realizzazione di impianti FV su superfici piane sempre più conveniente e accessibile. Le strutture per pannelli fotovoltaici sono infatti realizzate in calcestruzzo di prima scelta, e uniscono in un solo componente due diverse funzioni: quella di supporto ai pannelli e quella di zavorra. In questo modo tempi e costi di installazione sono ridotti al minimo, e il montaggio si limita a pochi e semplici passaggi: basta posare la struttura, fissare il pannello alla boccola pre-inserita nel cemento e procedere con i collegamenti elettrici.

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La totale assenza di fori di fissaggio permette inoltre di appoggiare le zavorre su qualunque tipologia di superficie piana (ghiaia, cemento, pavimentazioni, guaine, tetti verdi, ecc.) senza forare i materiali di copertura e offrendo la possibilità di movimentare le strutture senza vincoli di posizionamento – caratteristica molto utile sia in fase di posa che durante gli interventi di manutenzione.
Un sistema semplice, veloce e modulabile, utilizzato in larga scala non solo sui grandi tetti piani di edifici commerciali e industriali, ma anche sulle piccole coperture di case e complessi residenziali.

Oltre a semplificarne la realizzazione, le zavorre per fotovoltaico Sun Ballast assicurano inoltre agli impianti FV il più alto livello di affidabilità: la speciale barra metallica di extra-rinforzo contenuta all’interno delle strutture ottimizza infatti la tenuta a tutte le sollecitazioni meccaniche, mentre l’impiego di calcestruzzo C32/40 garantisce la massima resistenza a qualunque tipo di corrosione. Grazie all’alta qualità costruttiva, le zavorre risultano così adatte a qualsiasi contesto geografico e climatico, e possono essere utilizzate in sicurezza in aree costiere, spazi urbani o zone montane.     

Ricerca costante e assistenza a 360°

Composto da oltre 15 professionisti, l’Ufficio tecnico Sun Ballast realizza ogni anno migliaia di relazioni tecniche gratuite, offrendo un’assistenza completa dalle prime fasi di progettazione alla posa dell’ultima graffa. Un supporto costante e professionale che, oltre ad alleggerire il lavoro di progettisti e installatori, accompagna il cliente nella valutazione delle soluzioni tecnico-economiche più adeguate alle specifiche caratteristiche dell’impianto o dell’edificio su cui verrà realizzato.

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Il continuo investimento nelle attività di Ricerca&Sviluppo e le numerose certificazioni ottenute grazie ai test in galleria del vento, alle prove di strappo delle boccole e alle analisi in camera climatica consentono inoltre a Sun Ballast di offrire prodotti non solo semplici ed efficaci, ma anche sicuri, affidabili e certificati.

A Intersolar 2024 la presentazione delle nuove strutture

In programma dal 19 al 21 giugno 2024, Intersolar Europe rappresenta il più importante evento europeo dedicato al mondo dell’energia solare; l’occasione perfetta per incontrare dal vivo tutti i nostri clienti e partner, ma anche per presentare in anteprima un nuovissimo sistema di supporto: una soluzione rivoluzionaria, estremamente versatile e ultra-leggera, che renderà la realizzazione di impianti FV su tetto piano ancora più semplice, rapida e sicura. La possibilità di visionarlo dal vivo direttamente in fiera consentirà di analizzare da vicino tutti gli aspetti tecnici, offrendo una panoramica ancora più precisa sui vantaggi, sulle modalità di utilizzo e sulle tante possibili applicazioni delle nuove strutture. Accanto alla presentazione del nuovo sistema, lo stand Sun Ballast ospiterà inoltre numerosi incontri ed eventi, lasciando ampio spazio agli approfondimenti tecnici e alle attività di networking.

Lo staff Sun Ballast ti aspetta a Monaco dal 19 al 21 giugno, presso lo stand 219 del Padiglione A5.

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