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Anie Rinnovabili: nel 2016 si conferma in crescita il solo fotovoltaico mentre diminuiscono le nuove installazioni eoliche e idroelettriche

Come stanno crescendo le rinnovabili italiane? A questa domanda risponde l’Osservatorio Rinnovabili di Anie con  un aggiornamento puntuale sulla nuova capacità istallata a livello nazionale e regionale per capire in che direzione sta andando il mercato nostrano.

L’ultima pubblicazione è aggiornata a dicembre 2016 e spiega come nello scorso anno, le nuove installazioni delle fonti non programmabili (complessivamente circa 738 MW) abbiano subito un decremento del 19% rispetto al 2015.

FOTOVOLTAICO – Nonostante un trend generale negativo, c’è chi ha chiuso il 2016 con soddisfazione. Parliamo del fotovoltaico, la cui crescita è stata invece positiva e costante durante tutti i dodici mesi. Il settore ha raggiunto i 369 MW di nuova capacità, registrando un aumento del 22% rispetto al 2015. Si registra un aumento anche nel numero di unità di produzione connesse (+9%), la maggior parte delle quali risulta essere di tipo residenziale (potenza inferiore ai 20 kW) e terziario/PMI (fino a 100 kW), favorite dalle detrazioni fiscali per il cittadino e dai benefici dell’autoconsumo per le imprese.
Le regioni che hanno registrato il maggior incremento in termini di potenza sono Abruzzo, Basilicata, Calabria, Campania, Lombardia, Marche, Molise, Piemonte, Puglia, Sardegna e Sicilia, mentre quelle con il maggior incremento in termini di unità di produzione sono Basilicata, Calabria, Campania, Molise, Puglia, Sicilia e Veneto, mentre quelle con il maggior decremento sono Trentino Alto Adige e Valle d’Aosta.

EOLICO – In calo la potenza dei nuovi impianti eolici installati che con circa 290 MW nel 2016 risulta in diminuzione del 40% rispetto al 2015. Il trend mensile dell’eolico è sempre stato altalenante. Hanno invece subito un piccolo aumento (+0.8%) le unità di produzione da fonte eolica connesse in rete. Per quanto riguarda la diffusione territoriale, quasi tutta la potenza connessa (99%) è localizzata nelle regioni del Sud Italia. Le richieste di connessione di unità di produzione di taglia superiore ai 200 kW costituiscono l’83% degli impianti installati. In riferimento alle piccole taglie, le richieste di connessione di impianti di potenza inferiore ai 60 kW sono il 13% del totale installato nel 2016 in termini di potenza.

IDROELETTRICO – Non è stato un anno positivo per l’idroelettrico, in quanto il comparto ha visto ridursi del 33% la nuova potenza installata (circa 79 MW) rispetto al 2015. Come per l’eolico, il trend mensile delle nuove installazioni idroelettriche è stato altalenante. Da segnalare la ripresa mostrata nel secondo semestre 2016 rispetto al primo semestre, in particolare per il mini-idroelettrico. Il numero di unità di produzione rispetto all’anno precedente ha subito un decremento del 14%. Le regioni che hanno registrato il maggior incremento di potenza rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente sono sono Friuli Venezia Giulia, Lazio, Liguria, Lombardia, Sicilia, Toscana e Valle d’Aosta. I nuovi impianti idroelettrici di taglia inferiore a 1 MW connessi nel 2016 costituiscono il 56% del totale, mentre gli impianti superiori a 3 MW rappresentano il 23% della potenza installata.

 

Fonte: http://www.rinnovabili.it/

Eliminato uno degli ostacoli più critici allo sviluppo di un inchiostro solare low cost. E il segreto è ancora una volta nell’impiego delle perovskiti

La perovskite potrebbe rendere la stampa del fotovoltaico semplice e poco costosa, quasi quanto quella dei giornali. Lo sostengono i ricercatori dell’Università di Toronto che, in linea con le ultime ricerche a livello mondiale, hanno concentrato il loro lavoro sulle proprietà di questi cristalli artificiali.

“Le economie di scala hanno notevolmente ridotto il costo di produzione del silicio”, spiega il professore Ted Sargent, esperto di tecnologie solari e autore dello studio. “Ma il fotovoltaico in perovskite ci può consentire di utilizzare tecniche già consolidate nel settore della stampa per la produzione di celle solari a costi molto bassi”.

Oggi, praticamente tutte le celle solari commerciali sono costituite da sottili fette in silicio cristallino il cui grado di purezza deve essere molto elevato. Per ottenerlo è necessario un processo ad alta intensità energetica, che richiede temperature superiori ai 1.000 gradi Celsius e grandi quantità di solventi chimici pericolosi. Al contrario, le celle solari in perovskite dipendono da uno strato di minuscoli cristalli – ciascuno circa 1.000 volte inferiore alla larghezza di un capello umano – realizzati con materiali a basso costo. Queste materie prime sono facilmente miscelabili in liquidi per formare una sorta di ‘inchiostro solare‘. A partire da questo si potrebbero facilmente “solarizzare” supporti in vetro, plastica o altri materiali impiegando una normale stampante a getto d’inchiostro.

Il condizionale è d’obbligo perché, fino a ieri, l’impiego di perovskiti in inchiostri o vernici presentava un problema: per generare elettricità, gli elettroni eccitati dai fotoni devono essere estratti dai cristalli in modo che possano fluire attraverso un circuito. Un passaggio che avviene in uno strato speciale chiamato “electron selective layer” o ESL. La difficoltà era tutta nel riuscire a produrre un efficiente ESL senza dover ricorre ad alte temperature (superiori al punto di fusione di molte materie plastiche). Tan e colleghi hanno sviluppato una nuova reazione chimica che consente loro di coltivare un ESL di nanoparticelle in soluzione, direttamente sulla parte superiore dell’elettrodo. Il calore è ancora necessario, ma, il processo rimane sempre sotto i 150° C.

Le nanoparticelle sono rivestite con uno strato di atomi di cloro, che le aiuta a legarsi alla perovskite, permettendo di estrarre efficacemente gli elettroni. Nell’articolo recentemente pubblicato su Science, gli ingegneri riportano un’efficienza delle celle solari realizzate con il nuovo metodo del 20,1 per cento. La migliore fino ad oggi ottenuta con basse temperature.

 

Fonte: http://www.rinnovabili.it/

Secondo le ultime stime, SMA nell’esercizio 2016 ha realizzato un fatturato di oltre 940 milioni di euro e ha registrato un netto incremento dell’EBIT.

SMA Solar Technology AG nel 2016 ha segnato un record con la vendita di inverter per una potenza di oltre 8 GW (2015: 7,3 GW). Secondo le stime, non definitive del Consiglio di Amministrazione, SMA nell’esercizio 2016 ha realizzato un fatturato di oltre 940 milioni di euro (pro-forma 2015: 981,8 milioni di euro) e, nonostante un inatteso calo dei prezzi medi di vendita di circa il 20%, ha registrato un netto incremento dell’EBIT, che ora ammonta a circa 65 milioni di euro (pro-forma 2015: 43,3 milioni di euro).

Per l’esercizio 2017, a causa del perdurare della pressione sui prezzi e dello spostamento a mercati e segmenti diversi, il Consiglio di Amministrazione di SMA si attende una riduzione del fatturato a un valore compreso tra gli 830 e i 900 milioni di euro. Si prevede una riduzione dell’EBITDA a un valore compreso tra i 70 e i 90 milioni di euro. Secondo le stime del Consiglio di Amministrazione, grazie all’interessante modello di business, SMA realizzerà un elevato cash flow operativo e nel 2017 registrerà un aumento della liquidità netta a oltre 400 milioni di euro.

Nel Capital Markets Day del 27 Gennaio 2017, il Consiglio di Amministrazione di SMA ha presentato nuovi prodotti e soluzioni innovative per la digitalizzazione del settore energetico, che a partire dal 2018 si tradurranno in un miglioramento della redditività e in un rafforzamento a lungo termine della competitività di SMA.

Il portavoce del Consiglio di Amministrazione di SMA, Pierre-Pascal Urbon, commenta: “La produzione di energia del futuro sarà all’insegna di decentralizzazione, energie rinnovabili e digitalizzazione. Ne derivano opportunità interessanti per chi è specializzato in tecnologie ambientali e di comunicazione. Grazie alla gestione energetica digitale SMA perseguirà la trasparenza dei flussi energetici in diversi settori tra cui, ad esempio, il fotovoltaico, il solare termico e la mobilità elettrica e ottimizzerà i costi totali dell’energia a livello locale. Ci addentreremo verso nuovi orizzonti con le nostre innovazioni tecnologiche e stringeremo partnership strategiche. Con la gamma di servizi che intende offrire in futuro, SMA renderà il fotovoltaico parte integrante del nuovo mercato dell’energia.”

AS Solar è distributore ufficiale degli inverter fotovoltaici SMA, clicca QUI per visualizzare la gamma completa.

 

Fonte: http://www.qualenergia.it/

Entro il 2019-2020, in India si costruiranno 50 parchi FV di taglia “enorme”: oltre 500 MW di potenza l'uno.

Non più 20 GW di grandi parchi FV ma il doppio, cioè 40 GW. Così l'India ha rimodulato il suo target sui grandi impianti FV per il 2020.
La revisione al rialzo, già ventilata, è stata confermata ieri dal Cabinet Committee of Economic Affairs (CCEA), l'ente governativo di Nuova Delhi che segue le questioni economiche (comunicato al link in basso).

Entro il 2019-2020, si costruiranno 50 parchi FV di taglia che più che “grande” è da definire “enorme”: saranno di oltre 500 MW di potenza l'uno, anche se nelle regioni himalayane, dove trovare i terreni adatti è più difficile, si realizzeranno anche impianti sotto quella taglia. Il finanziamento messo in campo dal governo è di 1,2 miliardi di dollari. A gestire le misure per raggiungere il target sarà la Solar Energy Corporation of India (SECI), affiancata dai governi dei vari Stati indiani. Già prima di realizzare i parchi, gli sviluppatori riceveranno un contributo pubblico per la redazione del progetto (circa 2,5 milioni di rupie cioè circa 37mila dollari) e un secondo contributo per la realizzazione, che sarà di 2 milioni di rupie (circa 30mila $) a MW.

Non è ancora chiaro se e quanto fornitori e sviluppatori esteri potranno partecipare ai nuovi parchi indiani: la volontà di Nuova Delhi sembra essere quella di favorire le aziende domestiche. Secondo Mercom Capital, la nazione ha una capacità produttiva, in quanto a moduli, di circa 5,2 GW, di cui solo 3 GW in funzione ora.

Prima della conferma della CCEA in India si stavano preparando 34 parchi FV, per arrivare al precedente target di 20 GW. Il Paese ricordiamo ha l'ambizioso obiettivo di arrivare al 2022 con 100 GW di potenza da solare, tra FV su tetto e in grandi parchi e solare termodinamico. Anche senza i nuovi grandi parchi annunciati per il 2020-2012, ci si aspetta che l'il FV in India viva un boom già dal 2017. IHS ad esempio stima che nell'anno appena iniziato il gigante asiatico installi 10 GW di nuova potenza FV e Mercom Capital saranno 9 GW. In entrambi i casi il mercato indiano, dunque, nel 2017 sarà circa il doppio che nel 2016, anno in cui l'installato nazionale si è già raddoppiato, arrivando a una potenza cumulata di 9,6 GW.

L'India dunque si appresta a sorpassare il Giappone, diventando il terzo mercato mondiale dopo Cina e Usa. Non però è detto che la crescita indiana sia priva di intoppi: lo sviluppo del FV potrebbe essere rallentato da problemi legati alla carenza di infrastrutture, spiegano da Mercom Capital e soprattutto perché la rete è inadeguata.

Nel 2016 il solare FV ha pesato per il 16,7 % della nuova potenza aggiunta in India (nei primi 3 trimestri), arrivano a circa l'1% della domanda: se sembra poco rispetto al quasi 8% italiano, si consideri che la quota è stata quasi raddoppiata in un solo anno. Ma quel che è più importante, è che l'India con circa 1,3 miliardi di abitanti e con consumi energetici sono in continua crescita, è su una scala totalmente diversa ed è determinate per la sfida planetaria al global warming. Secondo il governo indiano in 10 anni la potenza da fonti rinnovabili dovrebbe passare dai circa 85,3 GW attuali a 346,8 GW.

L'India, si prevede accelererà moltissimo già nel periodo 2017-2022. L'obiettivo governativo è di passare dai 42,8 GW di potenza da fonti rinnovabili, grande idro escluso, di metà 2016 a 175 GW in 5 anni.
Il fotovoltaico dovrà passare dai 6,76 GW di metà 2016 a 100 GW nel 2022. L'eolico da 26,87 a 60 GW e le biomasse da 4,94 GW a 10 GW, e altri 5 GW nel 2022 verranno dal piccolo idroelettrico.

 

Fonte: http://www.qualenergia.it/

Un mercato digitale dove vendere e comprare in tempo reale l’elettricità, coinvolgendo direttamente gli utenti “attivi” che autoproducono energia e stoccano il surplus nelle batterie.

Una piattaforma digitale gestirà le prime sperimentazioni su migliaia di abitazioni con impianti FV e storage, connessi in reti intelligenti per fornire servizi e scambiare kWh in tempo reale, secondo le esigenze di tutti i partecipanti. Un esempio per monetizzare la flessibilità delle installazioni domestiche.

Questo è l’obiettivo della piattaforma deX, Distributed Energy Exchange, appena lanciata in Australia da un consorzio guidato dalla start-up GreenSync e finanziato in buona parte dall’agenzia governativa delle fonti rinnovabili (ARENA, Australian Renewable Energy Agency), con 450.000 dollari su 930.000 complessivi.

In vari paesi stanno nascendo iniziative di questo genere orientate a rivoluzionare il sistema elettrico, passando dalla generazione centralizzata e monodirezionale alla generazione distribuita, certamente più democratica e flessibile, ma anche bisognosa di regole e strumenti innovativi per diffondersi su vasta scala. Per realizzare un mercato “aperto” e distribuito dell’energia, infatti, non basta collegare in una rete intelligente (smart grid) centinaia o migliaia di piccoli impianti alimentati da fonti rinnovabili, tipicamente le installazioni fotovoltaiche su tetto, abbinate a dispositivi di accumulo elettrochimico.

Ingrediente essenziale è un sistema di comunicazione digitale, che permetta lo scambio immediato dei dati tra qualsiasi punto della rete e il suo centro di smistamento, rappresentato dalla Borsa elettrica. Semplificando un po’ il suo funzionamento, la piattaforma deX agisce come un semaforo particolarmente evoluto, in grado di orientare i flussi del traffico energetico secondo una serie di parametri: il carico complessivo della rete, la regolazione di frequenza, la domanda elettrica delle singole utenze, la capacità effettiva di storage delle diverse batterie disponibili, la produzione istantanea dei pannelli FV e così via.

Appare chiaro, allora, il concetto di “centrale elettrica virtuale”: ogni impianto fotovoltaico con storage integrato diventa un nodo attivo della smart grid, perché può cedere una parte della sua energia ad altre utenze che in quel momento hanno bisogno di maggiore approvvigionamento elettrico, oppure può ricaricarsi al massimo livello possibile, per poi svuotare l’accumulo in un secondo momento. La potenza sommata di tutte le installazioni domestiche può raggiungere parecchi megawatt, l’equivalente di un parco fotovoltaico (o eolico o di qualsiasi altra fonte) utility-scale.

Il singolo impianto, in altre parole, può fornire alcuni servizi alla rete, ricevendo in cambio una remunerazione. Il vantaggio, tra l’altro, è che una smart grid così concepita può evitare investimenti multi-milionari alle utility per potenziare le linee di distribuzione e di trasmissione. Inoltre, può contribuire a livellare i picchi di domanda, sfruttando l’energia stoccata nelle batterie e/o riducendo temporaneamente la potenza di alcuni macchinari connessi alla medesima rete, come pompe di calore, elettrodomestici, climatizzatori, e altre utenze domestiche energivore.

L’Australia parte sicuramente in vantaggio rispetto ad altri paesi, grazie alla sempre più massiccia diffusione del fotovoltaico residenziale-commerciale su tetto fino a 100 kW, che oggi conta oltre un milione e mezzo di installazioni per un totale di circa 5 GW di potenza. Il rooftop solar ha generato il 16% dei 15,2 TWh di elettricità rinnovabile australiana nel 2015. Le prime sperimentazioni partiranno a giugno in due zone dell’Australia: il territorio che circonda la capitale Canberra (ACT, Australian Capital Territory) e nella contea di Mornington Peninsula, coinvolgendo circa 5.000 abitazioni in entrambe le aree.

Monetizzare i servizi prestati alla rete dalle singole installazioni solari è certamente il punto più delicato dell’intera operazione. I progetti-pilota serviranno proprio a testare la piattaforma in condizioni reali di mercato. In pratica, ogni utente dovrà essere abilitato a vendere la sua energia, o acquistarla dal vicino di casa, a costi competitivi in confronto ai prezzi-base della Borsa elettrica.

Una volta inserito nella rete di flussi energetici, il solare domestico potrà partecipare agli scambi di elettricità secondo le esigenze nei vari periodi della giornata, contribuendo a mantenere in equilibrio domanda e offerta. I pagamenti potranno avvenire direttamente sui conti bancari, oppure attraverso portafogli digitali.

 

Fonte: http://www.qualenergia.it/

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