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Investimenti verdi: tra incertezze e opportunità

Secondo l'OCSE, sono necessari 4,3 mila miliardi di dollari di investimenti verdi per limitare il riscaldamento globale a 2° C entro il 2035.

Investimenti verdi
Credits cloudlynx da Pixabay

Nonostante non sia ancora chiaro cosa siano gli “investimenti verdi”, il mercato non può più farne a meno

(Rinnovabili.it) – Dal lancio del primo green bond, il Climate Awareness Bond del 4 luglio 2007 da parte della Banca europea per gli investimenti (BEI), le obbligazioni verdi hanno registrato molti progressi. Il 2019, ad esempio, ha visto l’emissione di 1.788 obbligazioni verdi da 496 diversi emettitori (tra cui banche, entità nazionali e sovranazionali), con una particolare preponderanza del settore energetico, edile, dei trasporti ed idrico. Il valore di queste obbligazioni è stato di 257,7 miliardi di dollari, segnando un netto miglioramento rispetto ai 41,8 miliardi nel 2015. Tuttavia, una grande sfida è ancora quella di definire con chiarezza cosa siano gli “investimenti verdi”.

Lo slancio del 2019 è stato dovuto soprattutto all’ingresso di 250 nuovi attori finanziari e, al contempo, alla maggiore consapevolezza degli investitori, che attribuiscono un valore sempre più crescente agli investimenti verdi etichettati e certificati. Il 2014 ha visto anche il lancio di due importanti indici di obbligazioni verdi: Bloomberg MSCI e S&P Green Bond, che hanno monitorato lo sviluppo dei green bond attraverso rigorosi standard di investimento e performance tanto che, secondo i rapporti di Moody’s e Climate Bonds Initiative, si prevede una crescita del 24-55% del valore delle emissioni verdi nel 2020.

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Ma cosa vuol dire “verde”? L’Organizzazione per la cooperazione e lo sviluppo economico (OCSE) stima un requisito minimo di 4,3 mila miliardi di dollari per limitare il riscaldamento globale a 2° C entro il 2035, quindi riconoscendo negli investimenti verdi uno strumento essenziale in questa direzione. Man mano che l’azione e il rischio climatici diventano sempre più centrali nella definizione delle politiche pubbliche e nella strategia aziendale, gli investitori istituzionali e privati si stanno sempre di più concentrando sulle loro pratiche di governance ambientale, sui sistemi di gestione e sui criteri di investimento. Ciò si è tradotto in una forte domanda di strumenti di debito verde.

Tuttavia, come ha affermato Christa Clapp, responsabile del finanziamento del clima presso il Centro norvegese per la ricerca internazionale sul clima e l’ambiente (CICERO), “la mancanza di chiarezza tra gli emittenti e i sottoscrittori su quali attività si qualificano come verdi, insieme alla complessità dovuta al passaggio da attività non verdi a attività verdi” ha reso particolarmente difficile per le aziende e le industrie, specie se mancanti di una solida esperienza ambientale, entrare nel mercato delle obbligazioni verdi. Questa incertezza deriva in parte dall’assenza di standard ampiamente accettati, che apre al rischio di greenwashing nel peggiore dei casi. Nel 2019, ad esempio, la Cina ha emesso obbligazioni verdi per finanziare progetti energetici basati sul carbone con l’etichetta “carbone pulito”.

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Nonostante questa incertezza, gli esperti hanno concordato che gli investimenti verdi offrono a coloro che emettono le obbligazioni una serie di opportunità: diversificare la base degli investitori; aiutare le aziende a comunicare sulla propria visione e i propri obiettivi; aiutare a rispondere alla pressione degli investitori; raggiungere la conformità normativa. Dunque, data la crescente domanda e le incertezze sulla definizione di investimento verde, il mercato ha risposto con una varietà di opzioni. Ma esistono anche dei sistemi di certificazione che possono, oggi, dare una mano.

Il Climate Bonds Standard and Certification Scheme gestito dalla Climate Bonds Initiative (CBI) è uno schema di certificazione internazionale per investimenti verdi. L’iniziativa fornisce 12 criteri di valutazione (che vanno dalla silvicoltura e l’agricoltura, alle energie rinnovabili e agli edifici a basse emissioni di carbonio) e un meccanismo di revisione esterna, svolto da istituzioni indipendenti con esperienza ambientale. La percentuale di obbligazioni e investimenti verdi che hanno ricevuto una revisione esterna è aumentata dal 65% del 2015 all’82% del 2017.

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Tuttavia, la stessa certificazione – insieme ai di sistemi di revisione esterna – deve affrontare una serie di sfide. Infatti, la grande quantità di opzioni disponibili rende difficile creare un insieme coerente di standard. Inoltre, secondo gli analisti, gli investitori tendono non fare distinzioni tra obbligazioni verdi in base al fatto che siano certificate o che abbiano un’opinione di terzi. Piuttosto, l’attenzione è rivolta alle società emittenti e alla loro storia, in base alla sua credibilità o meno rispetto a questioni ambientali, sociali e di governance.

Inoltre, secondo Todd Gartner, capo della Natural Infrastructure Initiative presso il World Resources Institute intervistato da GreenBiz , “molti investitori dimostrano di voler acquistare obbligazioni non certificate e, dal canto loro, gli emittenti “attualmente non vedono vantaggi netti tra un’obbligazione certificata rispetto a una non certificata“. Da questo punto di vista, l’assenza di un “premio di certificazione” diventa importante, soprattutto perché i costi di certificazione (che vanno da 10.000 a 150.000 dollari) possono essere interpretati come ingiustificati.

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Nonostante l’attuale mancanza di evidenti benefici finanziari, però, il futuro fa presagire un numero maggiore di danni derivanti dai cambiamenti climatici e strumenti come obbligazioni e investimenti verdi potrebbero essere oggetto di un crescente controllo, tra cui quadri normativi e revisioni contabili più rigorose. L’Unione Europea, d’altro canto, sta già prendendo provvedimenti in questo senso. Non a caso, gli esperti propongono uno standard ufficiale di obbligazioni verdi dell’UE come componente chiave del Green Deal.

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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.

Rinnovabili •
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.

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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.

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