Energia

A novembre, secondo quanto rilevato da Terna, la società che gestisce la rete elettrica nazionale, la domanda di elettricità in Italia è stata di 26,3 miliardi di kWh, in diminuzione dell’1,4% rispetto allo stesso mese del 2017. 

La performance della domanda ha risentito dell’effetto temperatura: quest’anno, infatti, a parità di giorni lavorativi (21) novembre ha fatto registrare una temperatura media mensile superiore di quasi 2°C rispetto a novembre del 2017. 

Il dato destagionalizzato, corretto per temperatura e a parità di calendario, porta a una variazione della domanda elettrica di novembre pari a -0,7%. La domanda elettrica dei primi undici mesi del 2018, pari a 295,3 miliardi di kWh, è in crescita dello 0,6% rispetto al corrispondente periodo del 2017. In termini rettificati la variazione è positiva dello 0,5%.

A livello territoriale la variazione tendenziale di novembre 2018 è risultata ovunque negativa: -1,7% al Nord e -1% sia al Centro che al Sud.

Il valore destagionalizzato e corretto per calendario e temperatura dell’energia elettrica richiesta a novembre 2018 ha fatto registrare una variazione negativa (-0,8%) rispetto al mese precedente (ottobre 2018). Il profilo del trend si porta su un andamento debolmente decrescente.

A novembre la domanda di energia elettrica è stata soddisfatta per il 90,6% con produzione nazionale e per la quota restante (9,4%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero. In dettaglio, la produzione nazionale netta (23,9 miliardi di kWh) è diminuita dell’1,1% rispetto a novembre del 2017. In forte crescita la fonte di produzione idrica (+118,8%) più che raddoppiata rispetto a novembre dello scorso anno; in flessione le altre fonti (termica -12,9%; eolica -10,2%; fotovoltaica -7,1%; geotermica -2,7%).

Nel terzo trimestre 2018 i prezzi dell’energia elettrica per le famiglie italiane hanno raggiunto i massimi del decennio, mentre si registrano aumenti a due cifre (+10%) per le imprese medio piccole. Inoltre i consumi di energia subiscono un rallentamento: +1% rispetto al +3,2% del primo semestre dell’anno. È quanto emerge dall’Analisi Trimestrale del Sistema energetico dell’ENEA che segnala un calo del 5% dell’indice ISPRED, l’ottavo peggioramento trimestrale consecutivo. “La causa, stavolta, è l’incremento dei prezzi finali sulla spinta delle commodity energetiche, con l’impennata del gas naturale (+60%), dei prezzi della borsa elettrica (+33,5%) e del petrolio Brent che a ottobre ha raggiunto gli 85 dollari al barile. Gli effetti dei successivi forti cali del greggio, oggi a 55 dollari, e in misura minore del gas, si manifesteranno solo nei prossimi mesi”, sottolinea Francesco Gracceva, l’esperto ENEA che ha coordinato l’Analisi Trimestrale.

Dall’Analisi emerge che le aziende italiane pagano prezzi superiori alla media Ue, ad eccezione di quelle di grandi dimensioni: un’impresa medio-piccola con consumi annui di 1.250 MWh spende per l’energia elettrica circa 70mila euro all’anno in più di un competitor francese di analoghe dimensioni e intorno ai 30mila in più di un britannico o di uno spagnolo.

Sul fronte decarbonizzazione, le emissioni di CO2 sono risultate in calo dello 0,5% rispetto allo stesso periodo del 2017 e di circa un punto nei primi nove mesi dell’anno. Tuttavia, si evidenzia un’ulteriore perdita di competitività del nostro Paese rispetto alle tecnologie low carbon in settori strategici come la mobilità elettrica e le rinnovabili. Nel comparto dei veicoli elettrici e delle batterie agli ioni di litio, ad esempio, il saldo negativo con l’estero è pari a 155 milioni di euro nel 2017 e a 165 milioni nel periodo gennaio-agosto 2018, mentre per il fotovoltaico ammonta a 137 milioni nel 2017 e a 139 milioni nei primi otto mesi del 2018. L’Italia si caratterizza invece come esportatore netto nei settori dell’eolico e, soprattutto, del solare termico, anche se il contributo al saldo commerciale non è particolarmente elevato, tenuto conto della minore incidenza sul commercio mondiale complessivo.

Enel, attraverso la sua controllata statunitense per le rinnovabili Enel Green Power North America (EGPNA), ha avviato le attività dei parchi eolici di Rattlesnake Creek da 320 MW, il suo primo impianto eolico nello stato americano del Nebraska, e di Diamond Vista, di circa 300 MW, nel Kansas. Insieme, i due nuovi impianti genereranno circa 2.600 GWh l’anno e portano a circa 2,6 GW la capacità rinnovabile totale che Enel Green Power ha messo in rete quest’anno in tutto il mondo, di cui oltre 830 MW nel Nord America. 

“Con il completamento di Rattlesnake Creek e Diamond Vista, abbiamo aggiunto oltre 800 MW di nuova capacitò eolica solo negli Stati Uniti e solo nel 2018, rafforzando la nostra crescita nel paese e confermando la nostra posizione quale partner privilegiato di clienti industriali e commerciali” ha commentato Antonio Cammisecra, responsabile di Enel Green Power. “Questi impianti evidenziano ulteriormente la nostra capacità di sviluppare soluzioni personalizzate per rispondere al meglio alle esigenze energetiche rinnovabili dei nostri clienti”, ha aggiunto.

La produzione del parco eolico di Rattlesnake Creek, nella Contea di Dixon, in Nebraska, è interamente coperta da accordi di fornitura (PPA) a lungo termine, in base ai quali Adobe acquisterà l’energia prodotta da una porzione di 10 MW dell’impianto fino al 2028 e Facebook aumenterà gradualmente i propri acquisti fino a coprire l’intera produzione dell’impianto entro il 2029. L’accordo consente a Facebook di alimentare il suo data centre a Papillion, Nebraska, con energia prodotta al 100% da fonti rinnovabili. La costruzione di Rattlesnake Creek, che si prevede produrrà circa 1.300 GWh all’anno, richiederà un investimento di circa 430 milioni di dollari USA. 

Il parco eolico di Diamond Vista, nelle contee di Marion e Dickinson, nel Kansas, è supportato da tre accordo di fornitura (PPA) a lungo termine distinti. L’elettricità e i crediti per l’energia rinnovabile prodotti da una porzione di 100 MW dell’impianto saranno venduti alla multinazionale manifatturiera Kohler Co. per coprire il 100% del fabbisogno elettrico annuo delle sue sedi statunitensi e canadesi, compresi 85 stabilimenti, uffici e depositi, e ridurre le sue emissioni di gas serra a livello globale di oltre il 25%. Inoltre, l’energia generata e i crediti per le rinnovabili di un’altra porzione di 100 MW dell’impianto verranno cedute alla City Utilities of Springfield, mentre l’energia e i crediti relativi ad una porzione di 84 MW andranno alla Tri-County Electric Cooperative dell’Oklahoma. La costruzione dell’impianto di Diamond Vista, che a regime dovrebbe generare circa 1.300 GWh l’anno, ha richiesto un investimento di circa 400 milioni di dollari USA.

Infine, EGPNA ha siglato un accordo di tax equity con Bank of America Merrill Lynch e J.P. Morgan relativo ai parchi eolici di Rattlesnake Creek e Diamond Vista. Le due banche di investimento acquisteranno il 100% delle partecipazioni di “Classe B” dell’impianto da 320 MW di Rattlesnake Creek nel Nebraska per circa 334 milioni di dollari USA. In base ad un accordo distinto, Bank of America Merrill Lynch e J.P. Morgan acquisteranno il 100% delle partecipazioni di “Classe B” dell’impianto da 300 MW Diamond Vista nel Kansas, per un corrispettivo di circa 317 milioni di dollari USA. Enel mantiene il 100% della proprietà delle partecipazioni di “Classe A”, oltre al controllo sulla gestione e operazione dei due impianti.

Nell’ultimo anno Enel ha siglato PPA commerciali e industriali (C&I) negli Stati Uniti per circa 570 MW. A oggi, Enel ha perfezionato, in modo diretto e indiretto, contratti di fornitura energetica per oltre 1,2 GW negli Stati Uniti con clienti C&I. Tramite questi accordi, Enel è in grado di fornire soluzioni personalizzate ai suoi clienti corporate, con l’obiettivo di offrire loro accesso a lungo termine a fonti energetiche economiche, sostenibili e affidabili.

L’amministratore delegato e direttore generale di Enel Francesco Starace ha partecipato come keynote speaker e panelist alla nona sessione dell’Assemblea Internazionale per le Energie Rinnovabili (IRENA dall’acronimo inglese), l’organizzazione intergovernativa  che riunisce i principali decision maker del settore (Stati membri, regolatori, operatori industriali, produttori) per lo scambio di opinioni su come accelerare lo sviluppo delle rinnovabili a livello nazionale, regionale e internazionale, e che è impegnata nel promuovere la transizione dei paesi verso un futuro energetico sostenibile.

Francesco Starace ha partecipato insieme a vertici del settore pubblico e privato alla Tavola Rotonda Ministeriale sull’Innovazione Trasformativa, dove ha condiviso la sua visione sulle innovazioni emergenti e sul loro ruolo nel cambiamento del sistema energetico.

“L’accelerazione dell’evoluzione tecnologica è un elemento trainante della trasformazione dei sistemi energetici mondiali. La crescita delle energie rinnovabili si sta dimostrando chiaramente una tendenza importante in questa evoluzione, insieme alla profonda digitalizzazione delle reti di distribuzione”, ha detto Starace.

“Tuttavia, la tecnologia non è l’unico fattore da considerare. Le aziende che desiderano affrontare con successo questa transizione si trovano a dover integrare sostenibilità e inclusività nei loro processi aziendali e farlo in un mondo sempre più frammentato e in rapida trasformazione. Il lavoro di IRENA in questi ultimi otto anni ha ampiamente contribuito a mostrare il nesso tra innovazione e sostenibilità nel futuro del settore energetico”, ha proseguito.

La discussione nella tavola rotonda sull’innovazione trasformativa si è basata sulle conclusioni dell’Innovation Landscape Report di IRENA e ha esaminato in che modo l’innovazione ha plasmato l’impegno di vari operatori, come adattarsi al meglio ai cambiamenti apportati da questi progressi e quali azioni degli stakeholder sono necessarie nel quadro della transizione energetica.

Si è svolta presso la Sala degli Arazzi del Ministero dello Sviluppo Economico la presentazione del Fondo Nazionale per l’Efficienza Energetica. L’incontro è stato anche l’occasione per un primo confronto con gli stakeholder sulla base della proposta di regole operative presentate da Corrado Diotallevi, responsabile della Business Unit grandi investimenti e sviluppo di impresa di Invitalia Spa.

Il Fondo Nazionale per l’Efficienza Energetica, previsto dal Decreto legislativo n. 102 del 4 luglio 2014 per l’attuazione della direttiva UE sull’efficienza energetica, è finalizzato a mobilitare maggiori risorse private per la realizzazione di interventi di efficienza energetica realizzati da imprese, ESCO e Pubblica Amministrazione su edifici, impianti e processi produttivi e integra gli strumenti di incentivazione dedicati al raggiungimento degli obiettivi nazionali di efficienza energetica.

Il Fondo, di natura rotativa, si articola in una sezione per la concessione di garanzie su operazioni di finanziamento pari al 30% delle risorse disponibili (di cui il 30% riservato agli interventi riguardanti reti o impianti di Teleriscaldamento e Raffrescamento) e in una sezione per l’erogazione di finanziamenti a tasso agevolato pari al 70% delle risorse disponibili (di cui il 20% riservato agli interventi a favore delle Pubbliche Amministrazioni).

La dotazione stimata del Fondo, al 31 dicembre 2020, è di 310 milioni di euro (185 milioni di euro già impegnati) e potrà essere incrementata con versamenti volontari da parte di altre Amministrazioni centrali e regionali, Enti e Organismi pubblici ed organizzazione no-profit.

“Si tratta di uno strumento atteso da più di 4 anni – ha affermato il sottosegretario allo Sviluppo Economico con delega all’energia Davide Crippa – fondamentale per rimuovere le barriere finanziarie che limitano la realizzazione di interventi di efficienza energetica da parte delle imprese e della Pubblica Amministrazione”.

“Oltre a un’azione di garanzia nei confronti degli investitori, grazie al Fondo si prevede una mobilitazione di investimenti nel settore dell’efficienza energetica di oltre 1,7 miliardi di euro con le risorse già disponibili ed un effetto leva previsto pari a 5,5 con relativa creazione di posti di lavoro nel settore e opportunità per l’indotto. Per quel che riguarda l’operatività del Fondo – ha aggiunto Crippa – abbiamo avviato anche in questo caso un confronto con gli stakeholder che continuerà online, sulla base della proposta di regole operative messe a punto insieme ad Invitalia”.

Sul sito del MiSE è disponibile la proposta di regole applicative su cui i soggetti interessati potranno presentare le proprie osservazioni, entro venerdì 25 gennaio 2019.

A dicembre 2018, secondo quanto rilevato da Terna, la domanda di elettricità in Italia è stata di 26,5 miliardi di kWh, in diminuzione dell’1,5% rispetto allo stesso mese del 2017. L’andamento della domanda ha risentito dell’effetto temperatura e calendario: quest’anno, infatti, dicembre ha avuto un giorno lavorativo in più (19 vs 18) ma ha fatto registrare una temperatura media mensile superiore di un grado centigrado rispetto a dicembre 2017. 

Il dato destagionalizzato e corretto dagli effetti contrapposti di temperatura e calendario, porta a una variazione della domanda elettrica di dicembre pari a -1,1%. Secondo i primi dati provvisori elaborati da Terna, il totale dell’energia elettrica richiesta in Italia nel 2018 ammonta a 321,9 miliardi di kWh, valore in lieve aumento (+0,4%) rispetto al 2017 (a parità di calendario la variazione non cambia). La domanda di elettricità del 2018, che è stata soddisfatta per il 35% da produzione di fonti di energia rinnovabile (rispetto al 32% nel 2017), rappresenta il valore più alto dal 2013.

A livello territoriale la variazione tendenziale di dicembre 2018 è risultata ovunque negativa: -1,5% sia al Nord che al Sud e -1,3% al Centro. In termini congiunturali, il valore destagionalizzato e corretto per calendario e temperatura dell’energia elettrica richiesta a dicembre 2018 ha fatto registrare una variazione positiva dello 0,4% rispetto al mese precedente (novembre 2018). Il profilo del trend si mantiene tuttavia su un andamento debolmente decrescente.

A dicembre la domanda di energia elettrica è stata soddisfatta per l’86,6% con produzione nazionale e per la quota restante (13,4%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero. 

In dettaglio, la produzione nazionale netta (23,2 miliardi di kWh) è diminuita del 2,8% rispetto a dicembre 2017. In crescita le fonti di produzione idrica (+56,7%) e fotovoltaica (+5,8%); in flessione le altre fonti (geotermica -1,2%; termica -9,2%; eolica -15,4%).

Il rifiuto urbano diventa biodiesel e acqua che può essere utilizzata per scopi irrigui. All’interno della Raffineria di Gela è stato presentato un impianto pilota realizzato da Syndial, società ambientale di Eni, che ha già avviato le prime sperimentazioni in Sicilia. Si tratta del primo impianto destinato al recupero e alla trasformazione della frazione organica dei rifiuti solidi urbani. I rifiuti vengono trasformati in bio olio (14%), che potrà servire in seguito per la produzione di carburanti di nuova generazione e destinato a trasporti marittimi, ed acqua (74%).

L’impianto sfrutta la tecnolgia “waste to fuel”, grazie alla quale è possibile produrre energia dalle biomasse ed ottenere acqua come sottoprodotto della lavorazione, è stato spiegato in conferenza stampa. Ed avrà basso impatto ambientale. 

“L’obiettivo – ha sottolineato l’Ad di Syndial, Vincenzo La Rocca – è quello di produrre biocarburante su scala industriale, ovvero impianti capaci di trasformare 150 mila tonnellate annue che servono 1 milione e mezzo di persone. Per riuscirci però è necessario che la differenziata sia di ‘qualità'”. “L’impianto di Gela tratterà rifiuti che arrivano dalla Srr di Ragusa – ha aggiunto -. Per la realizzazione e la messa in esercizio dell’impianto pilota sono stati investiti oltre 3 milioni di euro. La materia prima che verrà utilizzata è la biomassa costituita dagli avanzi e dai residui di cibo, ma anche dagli scarti dell’industria agroalimentare: una tonnellata di materia organica, che include il peso dell’acqua, può generare fino a 150 chili di bio olio attraverso una trasformazione che prende il nome di termoliquefazione”. 

Quello di Gela è solo il primo di una serie di impianti che Eni intende aprire sia in Italia sia all’estero. Il prossimo sarà realizzato a Ravenna nel 2022.