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Rinnovabili (e non solo): i 5 trend dell’energia per il 2024 secondo Eaton 

Nelle prime settimane del nuovo anno, con i prezzi dell'energia finalmente più stabili, nel settore delle utilities l’attenzione si conferma sulla transizione verso un maggior utilizzo delle fonti rinnovabili e su come mantenere gli impegni di COP28

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credits: Eaton

La produzione di energia elettrica è la principale fonte di emissioni di anidride carbonica al mondo, come sottolinea anche l’Autorità Internazionale per l’Energia (AIE) nel suo nuovo report Elettricità 2024. Di conseguenza, il settore delle utilities può giocare un ruolo chiave nella riduzione delle emissioni di CO2 a livello globale, guidando la transizione energetica attraverso la crescente diffusione dell’utilizzo di energie rinnovabili. Con queste premesse, Eaton – azienda leader a livello globale nella gestione dell’energia, ha identificato i 5 trend che caratterizzeranno il settore energetico nel 2024.

  1. Modernizzazione della rete

La modernizzazione della rete è indubbiamente un tassello fondamentale del percorso verso nuovi modelli di sviluppo più sostenibile. Il Piano d’Azione dell’UE per le Reti, presentato a fine novembre 2023, mira ad affrontare le principali sfide legate all’espansione, alla digitalizzazione e a un migliore utilizzo delle reti di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica all’interno dell’Unione.

Perché è necessario? Il motivo è semplice: il consumo di elettricità aumenterà man mano che la società abbraccerà l’elettrificazione. Nell’UE si prevede una crescita attorno al 60% da qui al 2030 – e anche nei Paesi europei non appartenenti all’Unione le stime sono simili. Considerando che circa il 40% delle reti di distribuzione in Europa ha più di 40 anni, risulta chiara l’urgenza della modernizzazione, per consentire alla società di sfruttare al meglio tutta l’energia disponibile, attraverso un approccio che permetta a edifici e infrastrutture di generarla e immagazzinarla, diminuendo la dipendenza dalla rete.

  1. Attenzione alle energie rinnovabili

L’energia solare si conferma la fonte energetica più conveniente in termini di nuova capacità installata: si prevedono quindi investimenti strategici nel fotovoltaico su scala industriale. L’installazione e la manutenzione possono essere impegnative, anche perché la connettività della rete, i requisiti di accumulo dell’energia e la necessità di misure di sicurezza informatica più affidabili rendono la gestione dei progetti sempre più complessa: superare queste sfide è però necessario.

L’aggiunta di nuova capacità richiede inoltre l’installazione di migliaia di unità, inverter e chilometri di cavi, in un momento storico in cui il personale qualificato scarseggia. Si tratta di un compito gravoso, che rende la riduzione dei costi e della complessità delle installazioni fotovoltaiche su larga scala una vera e propria priorità per il settore delle utilities. In questo contesto si inserisce la Strategia dell’Unione Europea per l’Energia Solare, parte del piano REPowerEU per ridurre la dipendenza dell’UE da petrolio e gas, mirando accelerare la diffusione dell’energia solare, sia negli edifici commerciali che residenziali.

  1. Quadri elettrici privi di gas SF6

Il settore elettrico si trova a dover fare i conti con i cambiamenti normativi previsti per il 2024 nell’UE e, in particolare, con gli effetti dell’imminente divieto di utilizzo del gas SF6 nei quadri elettrici. L’esafluoruro di zolfo è un gas serra sintetico estremamente potente che permane per migliaia di anni nell’atmosfera e, poiché l’impiego di 1 kg di SF6 equivale all’emissione di 25.200 kg di CO2, la sua eliminazione rappresenta un importante obiettivo ambientale.

Già a fine 2023, il Consiglio e il Parlamento europeo hanno raggiunto un accordo provvisorio per vietare l’uso di quadri elettrici di media tensione che utilizzano l’SF6, attraverso un’eliminazione graduale che inizierà nel 2026. A tale accordo seguiranno ulteriori interventi normativi dell’UE, allo scopo di mettere al bando l’SF6 anche in altre categorie di commutatori. Del resto, al momento, sono già disponibili sul mercato alternative collaudate, in particolare nella categoria di media tensione fino a 24kV compresi, la fascia di quadri più utilizzata. Lo scenario si sta quindi evolvendo rapidamente ed è importante per le aziende conformarsi alla normativa il prima possibile.

  1. Digitalizzazione e Intelligenza Artificiale

La transizione energetica è ampiamente coadiuvata dalla digitalizzazione, e nell’ultimo anno tutti i settori hanno provato a esplorare il potenziale dell’IA generativa in più contesti: nell’ambito delle utilities, potrà senza dubbio contribuire alla scoperta di nuove modalità di integrazione e gestione delle energie rinnovabili.

L’IA generativa supporta il processo decisionale selezionando e analizzando velocemente un’enorme quantità di informazioni: il potenziale è ampissimo, soprattutto se utilizzata a scopo previsionale, per capire dove e quando sarà necessaria l’energia e come fornirla in modo rapido ed efficiente all’interno di un sistema decentralizzato. Date queste premesse, nel corso del 2024 sarà fondamentale seguire gli sviluppi dell’IA, guardando con attenzione alla cybersecurity e a due regolamentazioni comunitarie: l’AI Act e l’UE Data Act.

  1. La spinta dell’innovazione

Cogliere le nuove opportunità e adattarsi a un panorama normativo in rapida evoluzione sarà sempre più cruciale, nel 2024. La capacità di svolgere il proprio ruolo nella transizione energetica e di plasmare un futuro sostenibile e resiliente dipenderà dalla velocità e dalla flessibilità con cui i player del settore faranno ricorso a fonti rinnovabili, alternative ai combustibili fossili.

E che fine faranno le promesse fatte alla COP28?  “Diversi dei punti toccati durante la conferenza avranno un impatto sul settore delle utilities, ma se dovessimo sceglierne solo una, sarebbe l’Impegno Globale per le Energie Rinnovabili e l’Efficienza Energetica, che prevede di triplicarne l’utilizzo entro il 2030. Infatti, sarà proprio questo obiettivo a mettere la transizione energetica al centro dello sviluppo e dell’attuazione delle strategie dei mesi a venire”, ha dichiarato Paolo Tagliabue, Product Marketing Manager Divisione Energy Storage di Eaton Italia

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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.

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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