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Gentile Cliente,
siamo lieti di comunicare che la soluzione per l’accumulo FRONIUS ENERGY PACKAGE è stata certificata CEI 0-21 (edizione 2016) da parte dell’ente certificatore TUV.
 
FRONIUS ENERGY PACKAGE è composta nel dettaglio da:
/ Fronius Symo Hybrid, nelle taglie: 3 – 4 – 5 kW
/ Fronius Solar Battery, nelle taglie: 4.5-6.0-7.5-9.0-10.5 -12.0 kW/h
 
Questi prodotti sono ora conformi all’attuale normativa CEI 0-21 ed anche alla prossima che entrerà in vigore a Luglio 2017.

Fronius Symo Hybrid è un inverter ibrido che grazie alla tecnologia multi-flusso può essere installato sia lato DC su impianti di nuova realizzazione (connesso direttamente ai moduli FV) che sul lato AC (retrofit).

Grazie a queste caratteristiche il cliente ha la massima flessibilità nella configurazione del sistema di accumulo all'interno di un impianto fotovoltaico.

AS Solar è distributore ufficiale dei prodotti Fronius per l'accumulo energetico. Clicca QUI per consulatare la gamma completa dei prodotti.

Pubblicato l'aggiornamento trimestrale dell'Autorità da aprile a giugno.

Primavera, tempo di rincari per l’elettricità mentre la bolletta gas a quindici giorni dallo spegnimento del riscaldamento registrerà, come accade spesso in questo periodo, una diminuzione.

Dal prossimo 1° aprile per la famiglia-tipo la bolletta dell’elettricità registrerà infatti una variazione del +2,9%, mentre per il gas la diminuzione sarà del -2,7%. È quanto prevede l’aggiornamento delle condizioni economiche di riferimento per le famiglie e i piccoli consumatori in tutela per il secondo trimestre 2017.  In particolare sull’andamento dell’elettricità pesano - spiega l’Autorità - gli effetti dei rialzi di inizio d’anno nel mercato all’ingrosso, innescati dalle emergenze sui collegati mercati europei, specie quello francese, e dall’eccezionale ondata di freddo. Nel dettaglio, per l’elettricità, la spesa (al lordo tasse) per la famiglia-tipo nell’anno scorrevole (compreso tra l’1 luglio 2016 e il 30 giugno 2017) sarà di 505,54 euro, con una variazione del +0,7% rispetto ai 12 mesi equivalenti dell’anno precedente (1 luglio 2015 – 30 giugno 2016), corrispondente ad un aumento di 3,7 euro. Per il gas la spesa della famiglia tipo nello stesso periodo sarà di circa 1.029 euro, con una variazione del -4,4% rispetto all’anno scorrevole, corrispondente a un risparmio di circa 47 euro.  

Nel secondo trimestre del 2017, l’andamento del prezzo dell’energia elettrica è principalmente determinato dall’aumento dei costi di approvvigionamento osservato in particolare nel primo trimestre dell’anno dovuto, come detto, agli eccezionali rialzi di inizio d’anno nel mercato all’ingrosso italiano (con le quotazioni del Prezzo Unico Nazionale di gennaio superiori di oltre il 55% rispetto a quelle dello stesso mese del 2016), innescati dagli andamenti degli omologhi mercati elettrici continentali collegati - specie quello francese con il perdurare degli aumenti legati al fermo di numerose centrali nucleari -, dall’eccezionale ondata di freddo e dall’aumento dei prezzi del gas. Fenomeni che hanno portato a quotazioni dell’energia elettrica nel primo trimestre molto più alte rispetto a quelle attese, con una differenza di costi di acquisto ora da recuperare, a cui si è associato anche un moderato aumento dei costi di dispacciamento (i costi sostenuti dal Gestore della rete -Terna- per il mantenimento in equilibrio e in sicurezza del sistema elettrico). Sono invece attesi in ribasso i costi di acquisto per il secondo trimestre dell’anno.

I rialzi nell’approvvigionamento sono in parte compensati da una riduzione degli oneri generali di sistema, in particolare della componente A3 (la componente a copertura degli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili), riduzione possibile grazie al positivo andamento del relativo conto di cassa. Stabili tutte le altre componenti degli oneri generali.

Stabili per tutto l’anno anche le tariffe di rete, con il terzo ed ultimo ‘gradino’ della Riforma delle tariffe per i clienti domestici che vedrà l’applicazione a gennaio 2018. Sempre nell’ambito della Riforma, dal 1° aprile sarà possibile utilizzare a pieno anche la nuova leva ‘potenza’ ed individuare il livello più adatto e conveniente in base alle proprie esigenze: scatta infatti la riduzione dei costi richiesti ‘una tantum’ per effettuare il cambio di potenza, con la possibilità di scegliere tra un maggior numero di livelli (con ‘scatti’ di 0,5 kW per le fasce più popolate dell’utenza domestica, rispetto alla ‘storica’ granularità di 1,5 kW).

La diminuzione nel gas è legata alla riduzione di diverse componenti. La componente ‘materia prima’ registra un leggero calo, con quotazioni del gas nei mercati all’ingrosso attese in limitata diminuzione nel prossimo trimestre; in riduzione poi la componente relativa al servizio di trasporto e leggermente anche quella a copertura delle attività connesse all’approvvigionamento. In marcata riduzione anche la componente a copertura del meccanismo di rinegoziazione dei contratti pluriennali (il sistema che ha favorito la riduzione dei prezzi all’ingrosso del gas), finalmente azzerata per la conclusione dello stesso meccanismo. Meccanismo previsto dalla riforma gas varata nel 2012 dall'Autorità, che ha consentito l’allineamento dei prezzi italiani a quelli europei, permettendo di intercettare subito i segnali di prezzo all’ingrosso e di trasferirli immediatamente ai consumatori finali.

Energia elettrica

Nel dettaglio, l’incremento per l’energia elettrica per la famiglia tipo è determinato principalmente da due elementi che vanno a definire l’aggiornamento finale. L’aumento dei costi di approvvigionamento della ‘materia energia’, che contribuisce per un +3,8% alla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo. Incremento che al suo interno comprende la crescita dei costi di acquisto, +2,2% (determinata dalle necessità di recupero rispetto ai costi del I trimestre 2017, solo parzialmente bilanciato dalle attese di riduzione dei costi di acquisto nel II trimestre dell’anno) e il +1,6% dei costi di dispacciamento (ugualmente determinato dalle necessità di recupero rispetto al I trimestre 2017 e dai costi stimati per il II trimestre). Leggero rialzo (+0,1% sulla variazione complessiva per il cliente tipo), anche per la componente di commercializzazione e vendita per effetto dell’aggiornamento della componente DISPBT. Rialzi controbilanciati dal calo del -1,0% della componente A3 degli oneri generali di sistema per i motivi sopra ricordati.

Gas naturale

Nel dettaglio, il calo per il gas è determinato dalla riduzione di diverse componenti.  La componente relativa ai costi di approvvigionamento è in leggera contrazione, -0,1% sulla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo, riflettendo le attese per un limitato ribasso delle quotazioni all’ingrosso nei mercati a termine in Italia e in Europa.  In consistente riduzione la componente relativa al servizio di trasporto (Qt), -1,2% sulla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo, dovuta al calo della componente tariffaria QTFi a copertura dei costi di trasporto del gas dal PSV al punto di riconsegna, a seguito dell’azzeramento della componente tariffaria CRVOS a copertura degli oneri relativi al servizio di stoccaggio. Leggera riduzione anche la componente a copertura delle attività connesse all’approvvigionamento (CCR), -0,1% sulla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo. Infine in marcata riduzione la componente a copertura del meccanismo di rinegoziazione dei contratti pluriennali che ha favorito la riduzione dei prezzi all’ingrosso del gas (CPR), -1,3% sulla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo, a seguito del suo azzeramento per la conclusione dello stesso meccanismo, con fondi già sufficienti per la regolazione delle rimanenti partite economiche connesse con la sua cessazione.  Si arriva così al complessivo -2,7% per la spesa del cliente tipo.

 

Fonte: http://www.e-gazette.it

Il documento Orange Book analizza cinque settori chiave: biometano, teleriscaldamento, illuminazione pubblica, efficientamento delle infrastrutture idriche e mobilità sostenibile

Grazie ad un uso razionale delle risorse, i servizi pubblici possono migliorare la vita socio-economica delle nostre città anche ipotizzando un futuro di servizi on demand. Lo dice la nuova edizione di “Orange book – efficienza energetica e nuovi servizi per le città” messa a punto da Utilitalia, Fondazione Utilitatis, in collaborazione con EfficiencyKNow.

La monografia, giunta alla terza edizione, ha l’obiettivo di rilanciare il ruolo e le attività delle utilities e dei cittadini a partire dal potenziale (tuttora inespresso) di servizi legati alla rivoluzione tecnologica dei progetti di efficienza energetica. I servizi on-demand sono il punto di contatto tra tematiche energetiche e sociali che si riflette nella qualità stessa dei servizi e dell’ambiente urbano: ascoltare i cittadini, infatti, stimola la partecipazione aumentando la consapevolezza del proprio ruolo e responsabilizzando ad un uso razionale delle risorse rispetto un mix di soluzioni per la sostenibilità.

Cinque i settori chiave analizzati per valutare l’applicazione e lo sviluppo di nuovi modelli: biometano, teleriscaldamento, illuminazione pubblica, efficientamento delle infrastrutture idriche e mobilità sostenibile. Ambiti in cui le amministrazioni locali dovrebbero cogliere le potenzialità offerte dalle utilities sull’efficienza energetica, e di conseguenza raggiungere i target di riduzione delle emissioni. Ad esempio, viene evidenziato che per i servizi idrici, l’adozione di un sistema automatico di controllo del funzionamento dell’impianto può far risparmiare: il 10% di acqua, dal 12 al 30% di energia elettrica, una riduzione fino al 30% dei malfunzionamenti dell’impianto e un taglio dei costi di manutenzione dal 15 al 30%.

Sul fronte del teleriscaldamento, sono stati eseguiti investimenti che hanno interessato 1.135.613 utenti per un risparmio di energia pari a 486.531 Tep per una riduzione della C02 di 1.574.850 ton/anno.
Nel settore del biogas nell’ultimo triennio sono stati realizzati progetti che hanno comportato investimenti per 75 milioni di euro e una produzione di biogas pari a circa 20 milioni di metri cubi all’anno.
Altri dati legati al risparmio emergono dall’analisi di alcuni progetti di efficientamento delle reti di illuminazione pubblica forniti da un gruppo di utilities. In particolare, la sostituzione di corpi illuminanti tradizionali, con circa 260 mila nuovi punti luce con tecnologia a led, ha consentito una riduzione della CO2 pari a 38.000 ton/anno.
 
“L’efficienza è la strada primaria da percorrere in qualsiasi settore, ancora di più quando parliamo di servizi pubblici ed energia. La SEN (Strategia Energetica Nazionale) rappresenta un’occasione da non perdere - osserva Giovanni Valotti, Presidente di Utilitalia – per coordinare istituzioni, operatori ed enti locali. Le città, in particolare le più grandi, sono il luogo ideale per attuare i principi del Clean Energy Package e le utilities, con i loro progetti già realizzati per il teleriscaldamento, la mobilità sostenibile, la produzione di energia o di biometano tramite i rifiuti, possono essere il volano di questa attuazione”.
 
Sul fronte nazionale, spiega lo studio, “la revisione della Strategia energetica nazionale dovrà necessariamente essere coerente con il raggiungimento degli obiettivi di riduzione dei gas serra cui l’Italia è vincolata”. Ci sono altri due temi dal ‘profilo ambientale’ che incrociano la SEN: le emissioni di polveri sottili e l’inquinamento urbano, che hanno implicazioni dirette anche sulla salute dei cittadini; e le ricadute positive, sia energetiche che ambientali, dell’economia circolare intesa come una relazione più complessa tra adozione di tecnologie e processi innovativi delle utilities.
 
Proprio attraverso questo percorso si arriva al concetto di città modellata sui bisogni delle persone e quindi di ‘servizi on-demand’. Per realizzare questa nuova forma di ‘città-efficiente’ - dove le aziende dei servizi pubblici potranno gestire in modo ‘smart’ e in ‘real time’ - è necessario che il consumatore, in veste di cittadino attivo, possa avere la possibilità di una facile interazione; che esista un’infrastruttura sensoristica, ICT e modellistica in grado di raccogliere in tempo reale i suoi bisogni e predire le sue richieste; e che esista la possibilità di riarticolare i servizi in modo dinamico. Per rendere concreto, e presente, questo tipo di ‘futuro’ diventa un elemento essenziale valorizzare le sinergie tra utilities e governance delle città tenendo conto sia della qualità del tessuto urbano che dei piani di sviluppo industriale e dei servizi.
 
“La quarta rivoluzione industriale alle porte, spiega il ministro dell'Ambiente Gian Luca Galletti, sarà soprattutto economia circolare. Abbiamo allora bisogno di multiutilities forti e organizzate, pronte a cogliere questa sfida, senza frammentazioni come accade in alcune parti d'Italia. Dall'Orange Book emerge in maniera chiara che il settore ambientale è la vera sfida economica degli anni a venire".
 
Il viceministro dello Sviluppo economico, Teresa Bellanova, che ha concluso il convegno, ha dichiarato: “La valorizzazione delle risorse esistenti e di quelle generabili è la principale finalità di un’agenda nazionale necessaria per le città in cui le multiutility possano essere protagoniste per lo sviluppo dell’efficienza energetica nel nostro Paese, grazie al loro ruolo di prossimità al cliente e per il loro contributo alle amministrazioni locali nel superamento degli ostacoli culturali ed economici”. 

 

Fonte: http://www.e-gazette.it

Secondo uno studio del Lawrence Berkeley National Laboratory la soluzione entro il 2030 è quella di individuare il sito in modo da interconnettere il più possibile le reti esistenti delle nazioni africane.

Come si ripete spesso l’Africa ha saltato la fase della telefonia fissa, per entrare direttamente in quella basata sui reti cellulari, molto più flessibile, economica e adatta al suo vasto territorio a bassa densità di popolazione e basso reddito, largamente privo di infrastrutture. La stessa cosa potrebbe adesso avvenire per i sistemi energetici, dove l’incrocio fra energie rinnovabili ricavabili localmente e sistemi di accumulo, potrebbe garantire l’accesso all’elettricità nelle vaste aree dove questa non arriva o è fornita irregolarmente. In questo modo potrebbero finalmente accendere una lampadina o conservare i cibi in frigorifero molti degli oltre 600 milioni di africani che ancora non possono farlo.

Ma visto che entro il 2030 l’Africa avrà comunque bisogno del triplo dell’attuale produzione elettrica, per accompagnare la sua economia e popolazione urbana in rapida crescita, sarà fondamentale trovare fin da subito il modo di integrare energie sostenibili come il solare e l’eolico nella fornitura delle reti africane esistenti, magari in modo più ordinato e razionale di quanto sia accaduto nelle nazioni pioniere europee, così che queste fonti siano anche immediatamente competitive con quelle tradizionali.

Un nuovo studio indica la strada da seguire

Spiega come si potrebbe fare uno studio, "Strategic siting and regional grid interconnections key to low-carbon futures in African countries", realizzato dal Lawrence Berkeley National Laboratory, del Dipartimento dell’Energia Usa, e pubblicato sul Proceedings of the National Academy of Sciences (PNAS). Come già fa capire il titolo, la chiave della strategia che dovrebbe seguire l’Africa nello sviluppare un sistema di centrali a sole e vento per la rete, è individuare i siti strategici più adatti per la loro installazione. “Bella scoperta”, verrebbe da dire, ma il punto è che nella situazione africana la scelta non è così semplice e scontata.

«Normalmente gli sviluppatori dei progetti a rinnovabili scelgono per l’installazione i siti più dotati della risorsa, ma non è sempre detto che questa in Africa sia la scelta migliore», spiega  Ranjit Deshmukh, primo firmatario dell’articolo. «Molto spesso – aggiunge - è meglio individuare luoghi, magari meno dotati, ma più vicini alle reti di trasmissione esistenti o alle città, così da evitare i costi e il rischio di dover costruire e far funzionare le linee di trasmissione su enormi distanze e in territori difficili».

Inoltre è anche importante che la curva di produzione solare o eolica del sito scelto, corrisponda il più possibile a quella della domanda dell’area che andrà a servire, così da evitare eccessivi sprechi.
«Con tutte queste variabili è difficile a priori individuare l’area che offre il giusto compromesso, ma il nostro strumento aiuterà chi dovrà prendere queste decisioni in Africa, così come in India, a scegliere i siti migliori».
Lo strumento a cui si riferisce Deshmukh si chiama Mapre (Multicriteria Analysis for Planning Renewable Energy), un sistema informatico realizzato dai Berkeley Laboratory con l’International Renewable Energy Agency, che crea mappe indicanti i luoghi più adatti per lo sviluppo delle rinnovabili, incrociando, appunto, i dati sulla produttività del luogo, con la distanza dalle reti, la densità di popolazione, i consumi, il costo locale del denaro, la facilità dei trasporti, etc.

Come fare a sopperire all’intermittenza di sole e vento?

Per questo Deshmukh e colleghi non propongono avveniristici, e ancora costosi, sistemi di accumulo dell’energia, ma una soluzione “all’europea”: interconnettere il più possibile le reti delle nazioni africane, così da poter spostare l’elettricità da una zona all’altra, sopperendo con l’eccesso di una alla carenza dell’altra. Nello studio su PNAS sono state considerate in dettaglio due aree di interscambio elettrico già esistenti, la Southern African Power Pool, e la Eastern Africa Power Pool: sviluppando centrali elettriche eoliche e solari, e interconnettendo ancora di più queste nazioni, secondo Deshmukh e colleghi, esiste la possibilità teorica di produrre molte volte più elettricità dei 1000 TWh che queste due aree richiederanno nel 2030. Il solo Sud Africa, per esempio, ha un potenziale eolico di quasi 3.000 TWh annui, mentre la Libia, fra fotovoltaico e solare termodinamico arriva a 14.000 TWh annui.

«Ma limitandosi a ipotesi realistiche entro il 2030 e seguendo il criterio del “niente rimpianti”, cioè con installazioni a basso costo, basso impatto ambientale e facilmente accessibili, stimiamo che il vento potrebbe fornire circa il 10% dell’energia richiesta in quelle due aree e il sole un altro 20-30%, con risparmi, per il solo eolico, che variano fra il 6 e il 20% rispetto al produrre quell’elettricità con combustibili fossili».
In particolare, nella rete dell’Africa Meridionale, Tanzania, Zimbabwe, Botswana e Lesotho potrebbero ottenere dal solare “senza rimpianti”, il 30% o più della loro elettricità entro il 2030 (la Tanzania avrebbe addirittura un surplus di 20 TWh da esportare).

Ciò perché queste nazioni hanno luoghi adatti vicini agli snodi delle reti elettriche. Nella rete dell’Africa Orientale, invece, in quella situazione ottimale si troverebbero già Etiopia, Sudan e Uganda.
Altre nazioni, apparentemente molto adatte allo sviluppo del solare, come Congo, Zambia, Angola, Sud Africa, Egitto, Kenya e Libia, dovrebbero invece accontentarsi di coperture minori con il solare rispetto ai propri consumi, a causa della distanza fra le linee elettriche e alcuni dei luoghi più adatti per la produzione, a meno che questi paesi non decidano di investire in grandi infrastrutture elettriche di trasmissione.

 

Fonte: http://www.qualenergia.it

Annunciato quello che diventerà il più grande parco fotovoltaico con storage integrato del mondo: l’obiettivo è rendere il sistema elettrico più stabile e in grado di rinunciare al carbone.

Non è la prima volta che l’Australia fa notizia per qualche progetto legato alla transizione energetica, che siano grandi impianti di generazione da fonte rinnovabile, mercati elettrici innovativi o batterie di accumulo.
Ora, come si apprende da vari siti internazionali, il paese è pronto a ospitare la centrale fotovoltaico con storage più grande del mondo.

Il progetto Riverland Solar Storage, secondo le dichiarazioni rilasciate da Green, comprenderà quasi tre milioni e mezzo di moduli solari con una potenza complessiva installata di 330 MW, mentre le batterie per l'accumulo avranno una capacità totale pari a 100 MW/400 MWh.

La costruzione del mega impianto integrato dovrebbe partire nei prossimi mesi in South Australia. L’investimento ammonterà a circa 1 miliardo di $ australiani finanziato con fondi privati. Il progetto, ha precisato Green, si farà a prescindere dall’esito della gara appena lanciata dal governo di Adelaide per realizzare un super-sistema di accumulo da 100 MW. Quest’ultimo rientra nel piano annunciato nei giorni scorsi dal premier locale, Jay Weatherill, che prevede investimenti per oltre 500 milioni di $ australiani destinati a incrementare la sicurezza delle forniture energetiche nei territori del sud.

Il piano, infatti, include la costruzione di una centrale a gas da 250 MW che, insieme allo storage, dovrà contribuire a stabilizzare la rete, bilanciare domanda-offerta e fronteggiare eventuali condizioni di emergenza, come i picchi di consumi estivi non coperti dall’output delle fonti rinnovabili.

Non è esagerato definire “crisi energetica” quella che sta vivendo da diversi mesi a questa parte il South Australia, soprattutto da quando lo scorso anno ha chiuso definitivamente i battenti la centrale a carbone di Port Augusta, l’unica dello Stato. A chiudere è stata anche la centrale a carbone di Hazelwood nello Stato confinante di Victoria, da dove proveniva una parte dell’elettricità importata dal South Australia.
Il problema è che la produzione variabile dei parchi eolici e solari FV potrebbe non bastare in determinate circostanze: la rete, per essere stabile, ha bisogno di un’adeguata riserva di backup, ecco perché si stanno pianificando tutti questi investimenti nell’accumulo elettrochimico, nella generazione distribuita e nella nuova centrale a gas.

 

 Fonte: http://www.qualenergia.it

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