Rinnovabili • Embargo sul petrolio russo: UE, stop del 90% entro fine 2022

L’UE trova l’accordo per l’embargo sul petrolio russo

L’Ungheria riesce a ottenere tutte le esenzioni e le garanzie che chiedeva. Lo stop al greggio di Mosca è parziale, ma bloccherà subito circa 2/3 dell’export verso l’UE. Entro fine anno la percentuale salirà al 90%. Salta invece la parte di assicurazioni e riassicurazioni

Embargo sul petrolio russo: UE, stop del 90% entro fine 2022
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Cosa prevede l’embargo sul petrolio russo?

(Rinnovabili.it) – Stop a tutto il greggio che arriva via mare e via terra. Entro 6 mesi chiuderanno anche i rubinetti dell’oleodotto Druzhba (Amicizia), ma solo il ramo nord che passa per Polonia e Germania. Quello sud, che collega Ungheria, Slovacchia, Repubblica Ceca e Croazia ha strappato un’esenzione. Nella notte è arrivato l’accordo tra i Ventisette sull’embargo sul petrolio russo, un po’ a sorpresa visto che il veto di Budapest sembrava incrollabile fino a poche ore prima. L’UE prima della guerra importava il 25% del greggio da Mosca.

Cosa prevede l’embargo sul petrolio russo

L’intesa politica c’è, restano ancora da sciogliere alcuni nodi più tecnici su cui però non ci dovrebbero essere problemi di sorta. Né dovrebbero cambiare la sostanza dell’accordo. Che taglia immediatamente circa 2/3 delle importazioni di greggio russo, ovvero tutte quelle che arrivano via terra e via mare. La percentuale salirà poi a “quasi il 90% dell’import dalla Russia entro la fine dell’anno”, ha detto la presidente della Commissione Ursula von der Leyen in conferenza stampa, visto che per quella data Varsavia e Berlino si sono impegnate a fare a meno dell’oleodotto dell’Amicizia.

Proprio questo oleodotto (Druzhba in russo) è stata la pietra d’inciampo per settimane. Alla fine l’Ungheria ha strappato l’ok su tutte le sue richieste. Budapest ha un’esenzione totale: non solo per il petrolio via pipeline, ma anche su quello che decidesse di comprare via terra o via nave. Gli altri paesi serviti dal Druzhba avranno un’esenzione temporanea, ma potrebbe diventare perenne se qualcuno punterà i piedi. L’Ungheria di Orban ha poi ottenuto un meccanismo di tutela: se salta la fornitura russa di greggio per qualsiasi motivo, gli altri paesi UE si impegnano a rifornire Budapest. Altre eccezioni minori sono spuntate per Croazia e Bulgaria.

L’impatto sulla Russia

Pur con tutti questi distinguo, l’embargo sul petrolio russo farà male a Mosca. Prima dell’invasione dell’Ucraina, l’Europa importava dalla Russia 2,2 milioni di barili di petrolio al giorno e 1,2 mln di barili di prodotti raffinati. La quota è già scesa nei primi mesi di conflitto perché molti paesi UE hanno iniziato a diversificare, senza attendere l’embargo sul petrolio russo. Ma l’import è ancora alto.

Dal 24 febbraio, quando l’esercito di Mosca ha attaccato l’Ucraina, le capitali europee hanno versato sui conti russi 29 miliardi di euro per il greggio (contro i 25 per il gas e poco più di 1 per il carbone). Anche con il boom dei prezzi del gas, è il petrolio l’entrata energetica maggiore per la Russia dai mercati europei. La ratio dei proventi di petrolio-gas, infatti, è più o meno di 3:1. In più, all’UE è destinato il 45% dell’export russo di greggio. Non è semplice (né scontato) dirottarlo altrove in tempi brevi, anche con l’ormai tradizionale sconto applicato all’Ural per incoraggiare i compratori (checché ne dica il rappresentante permanente della Russia presso le organizzazioni internazionali con sede a Vienna, Mikhail Ulyanov).

“In questa prima fase di sanzioni ed embargo, la Russia ne trarrà vantaggio, poiché i prezzi più alti significano entrate fiscali significativamente più elevate rispetto agli ultimi anni”, afferma Daria Melnik, analista senior di Rystad Energy. Ma questo pacchetto di sanzioni, così come altre sanzioni energetiche UE, è disegnato per colpire soprattutto nel medio e lungo termine. Gli effetti sui proventi che Mosca usa per sostenere lo sforzo bellico, vista la natura dei mercati energetici globali, sarebbero limitati in ogni caso. Tanto più che il prezzo di break even per il budget di Mosca batte intorno ai 44 dollari al barile (oggi il Brent è a quasi 120, e anche con gli sconti ad aprile la media del prezzo dell’Ural era intorno ai 70 dollari).

Dove sta lo svantaggio per la Russia, allora? “Il riorientamento delle esportazioni verso l’Asia richiederà tempo e massicci investimenti infrastrutturali che, nel medio termine, vedranno la produzione e i ricavi della Russia diminuire precipitosamente”, continua Melnik. Parte della produzione russa potrebbe andare offline e non ripartire mai più, anche per la difficoltà di ricevere parti di ricambio. E così si eroderebbe una quota della spare capacity di Mosca.

“La Russia dovrà affrontare colli di bottiglia infrastrutturali, una domanda incerta e sfide logistiche per esportare petrolio in Asia, diceva a inizio mese al Finalcial Times Maria Shagina, visiting senior fellow presso il Finnish Institute of International Affairs. “La Russia continuerà a vendere petrolio a Cina e India, ma non sarà in grado di compensare completamente la perdita del mercato europeo”.

Scappatoie

Altre misure dell’embargo sul petrolio russo che avrebbero stretto di più il cappio sono saltate o sono state ammorbidite. Non c’è più il divieto per le navi europee di trasportare petrolio russo, mentre è stato rinviato di 6 mesi il divieto di fornire assicurazioni e servizi di riassicurazione per petroliere che trasportano il greggio di Mosca. Sono punti molto importanti: togliere gran parte dei servizi assicurativi alla diponibilità russa significa lasciare il Cremlino senza abbastanza petroliere per soddisfare acquirenti alternativi, ammesso che si palesino. Sarebbe quindi stata una misura che avrebbe stretto “a tenaglia” la Russia, insieme all’embargo vero e proprio.

Secondo alcuni analisti, il Cremlino potrebbe comunque riuscire a piazzare il suo petrolio in Europa sfruttando incertezze europee come queste. Semplicemente facendo una tappa intermedia nel trasporto e mescolandolo con altre qualità di greggio, pratica comune, in modo da mascherare la reale provenienza del carico a un esame del contenuto di zolfo e della densità. Esame impossibile, peraltro, se il greggio arriva dopo la raffinazione come prodotto derivato. Il passaggio sulle assicurazioni avrebbe ridotto (anche se non eliminato) rischi come questo.

Per il momento gli assicuratori europei e statunitensi stanno comunque evitando in gran parte di assicurare navi russe o carichi di greggio russo su navi battenti bandiera diversa. E basterà questa flessione perlomeno a rallentare l’export di Mosca. Nel frattempo, però, assicuratori dei nuovi paesi acquirenti potrebbero colmare almeno in parte la fuga di quelli UE e USA. Ma la coperta resta comunque troppo corta: anche questi soggetti avranno problemi con le riassicurazioni (le assicurazioni stipulate dagli enti assicurativi stessi per tutelarsi), che fanno capo ai grandi player del mercato. Un mercato oggi dominato da soggetti europei e americani.

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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
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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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