Agrisolare, non serve un tetto. D’Agostino (Omnia È): basta un contatore per ridurre costi pompe sommerse.
È ora possibile partecipare al bando Agrisolare con una soluzione che fino a un anno fa sarebbe stata scartata dalle aziende agroalimentari: l’installazione di pannelli fotovoltaici su tetto.
Questa opzione, che un tempo sarebbe stata una rinuncia, è ora un’opportunità da cogliere. Mentre un tetto rimane essenziale, il fabbisogno energetico per le attività agricole può essere distribuito tra diverse sedi. Questo è evidente nel caso di coloro che possiedono un frantoio a Spezzano Albanese e un uliveto a Cariati, o che dispongono di un aranceto nella piana di Sibari e di un capannone di trasformazione in un altro comune. Le nuove caratteristiche della versione aggiornata del bando offrono un’opportunità inestimabile per le aziende agroalimentari (sia produttive che di trasformazione) che costituiscono la stragrande maggioranza del territorio regionale, consentendo loro di accedere agli incentivi disponibili.
Quest’approccio offre una redditività significativa, favorisce la sostenibilità ambientale e presenta vantaggi economici considerevoli. Contribuisce inoltre a migliorare la competitività dell’intero sistema economico regionale, il quale vanta una delle più elevate biodiversità in Europa. L’innovazione, insieme a un approccio ecologico, potrebbe rappresentare l’opportunità di uscita che in passato non era contemplata. Secondo Vincenzo D’Agostino, Amministratore Delegato di Omnia È, la prima società di servizi energetici (ESCo) nel Sud Italia dal 2002, con una vasta esperienza nell’installazione di impianti fotovoltaici, questa è l’eccezionale prospettiva per l’agricoltura calabrese nei prossimi anni.
D’Agostino illustra un esempio interessante: le colture che richiedono pompe sommerse spesso non dispongono di un tetto con contatore. Ora, il Parco Agrisolare permette di aggregare le utenze, anche quando il contatore fisico non è ubicato nella stessa area, consentendo così una potenza complessiva maggiore per coprire il fabbisogno energetico.
Il bando PARCO AGRISOLARE, finanziato come parte del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR), agevola l’installazione di impianti fotovoltaici con un tetto massimo di spesa di 2.300.000,00 euro. Questo incentivo è destinato agli imprenditori agricoli attivi nella produzione o trasformazione di prodotti agricoli, alle imprese agroindustriali, alle cooperative agricole e alle imprese dell’agriturismo. Il finanziamento a fondo perduto può coprire fino all’80% dei costi.
Questo secondo Bando Agrisolare, pubblicato sul sito del Ministero dell’Agricoltura, della Sovranità Alimentare e delle Foreste, rispetto alla versione del 2022, prevede un incremento del finanziamento a fondo perduto per l’installazione di impianti fotovoltaici su edifici a uso produttivo nei settori agricolo, zootecnico e agroindustriale. Le risorse allocate fino al 2026 ammontano a 1.500 milioni di euro.
Le richieste di finanziamento dovranno essere presentate tramite la Piattaforma informatica del GSE. Il periodo di presentazione è previsto dall’12 settembre 2023 al 12 ottobre 2023. Tra le importanti innovazioni, si segnala il raddoppio della potenza massima installabile, che passa da 500 a 1000 kWp, e il raddoppio della spesa massima ammissibile per i sistemi di accumulo e ricarica, da 50.000 a 100.000 euro. I progetti finanziabili includono l’acquisto e l’installazione di pannelli fotovoltaici su edifici legati alle attività dei soggetti beneficiari, compresi quelli destinati all’agriturismo. Possono beneficiare di questo incentivo le imprese attive nella produzione agricola primaria con l’obiettivo di coprire il proprio fabbisogno energetico, nonché quelle coinvolte nella trasformazione di prodotti agricoli, sia all’interno che all’esterno del settore agricolo, senza vincoli di autoconsumo.
L’Europa sta facendo grandi passi avanti nella rivoluzione energetica verde e un progetto solare ambizioso sta per aggiungersi alle sue fila.
European Energy, uno dei leader nel settore dell’energia rinnovabile, ha annunciato (articolo in inglese) piani per la costruzione di un parco solare da 115 MW a Brocēni, nella regione di Saldus, Lettonia. Questa notizia non solo rappresenta una pietra miliare per la Lettonia ma anche un contributo significativo all’obiettivo di un’Europa più sostenibile dal punto di vista ambientale.
Il progetto, attualmente nelle fasi finali di sviluppo, prevede di creare uno dei parchi solari più grandi e avanzati tecnologicamente del paese baltico. La capacità installata di 115 MW segna una svolta notevole nella capacità energetica verde della Lettonia, accelerando la sua transizione verso un futuro basato su fonti rinnovabili.
Una volta completato e collegato alla rete lettone entro il 2025, il parco solare sarà in grado di generare circa 120.000 MWh di energia pulita all’anno. Questa produzione abbondante può alimentare circa 57.000 famiglie lettoni per un intero anno, dimostrando l’efficacia dell’energia solare nel fornire una fonte sostenibile e abbondante di elettricità.
Alnis Bāliņš, Responsabile European Energy Lettonia, ha enfatizzato il ruolo cruciale che questa iniziativa avrà per il paese e per l’intera Europa. “Con la sua elevata capacità, l’energia verde generata a Brocēni contribuirà in modo significativo alla rete energetica della nostra nazione, catalizzando il passaggio della Lettonia verso un’economia più verde e incidendo positivamente sul mercato elettrico a lungo termine,” ha dichiarato.
È interessante notare che European Energy non è solo un protagonista in questa rivoluzione energetica, ma anche un motore di trasformazione. Thorvald Spanggard, vicepresidente esecutivo e responsabile dello sviluppo di progetti per l’energia europea, ha sottolineato l’importanza di accelerare la trasformazione delle energie rinnovabili in Lettonia e in tutta Europa. “Siamo felici di far parte del viaggio della Lettonia verso un futuro sostenibile e il nostro prossimo portafoglio di progetti eolici e solari in Lettonia, con una capacità combinata di oltre 1,5 GW, sottolinea il nostro impegno nel rendere l’energia rinnovabile accessibile a tutti,” ha affermato Spanggard.
La Lettonia sta dimostrando un impegno tangibile nel passaggio a fonti energetiche più ecologiche, come l’idrogeno verde e l’e-metanolo. European Energy si impegna a supportare questo processo con soluzioni competitive di energia rinnovabile, evidenziando il suo impegno nell’affrontare le sfide ambientali e nella promozione della sostenibilità a livello europeo.
Con una serie di progetti eolici e solari già in cantiere in Lettonia, l’azienda sta giocando un ruolo chiave nella promozione della transizione verde del paese baltico. L’inizio della costruzione dei primi progetti è previsto entro il 2023 o all’inizio del 2024, segnando l’inizio di un capitolo nuovo ed emozionante nell’evoluzione energetica della Lettonia e dell’intera Europa.
In un recente studio, i ricercatori dell’Ufficio europeo dell’ambiente (EEB), della Stockholm School of Economics (SSE) e dell’Istituto di Potsdam per la ricerca sull’impatto climatico (PIK), hanno messo in dubbio lo sviluppo previsto di nuove capacità nucleari nelle strategie energetiche degli Stati Uniti Stati e alcuni paesi europei.
Un gruppo di ricercatori dell’Ufficio europeo dell’ambiente (EEB), della Stockholm School of Economics (SSE) e dell’Istituto di Potsdam per la ricerca sull’impatto climatico (PIK) hanno pubblicato una nuova ricerca che mette in discussione i recenti sforzi per aumentare gli investimenti nell’energia nucleare, soprattutto nel Unione Europea e Stati Uniti – una scelta politica giustificata dal desiderio di decarbonizzare le economie il più rapidamente possibile.
Tuttavia, i ricercatori mostrano che in termini di costi e velocità, le fonti energetiche rinnovabili hanno già battuto il nucleare e che ogni investimento in nuovi impianti nucleari ritarda la decarbonizzazione rispetto agli investimenti nelle energie rinnovabili. “In un mondo in via di decarbonizzazione, i ritardi aumentano le emissioni di CO2”, hanno sottolineato i ricercatori.
I ricercatori hanno considerato tutte le capacità nucleari previste e hanno affermato che l’aumento dei costi rispetto alle proposte di progetto originali è significativo.
Ad esempio, hanno scoperto che il progetto ritardatario di Flammanville in Francia ha visto il suo budget aumentare da 3,3 miliardi di euro (3,6 miliardi di dollari) a 13,2 miliardi di euro, sottolineando che queste cifre non includono nemmeno i costi di finanziamento, che la Corte dei conti francese ha stimato a 4,2 miliardi di euro, contro 1,2 miliardi di euro iniziali.
Un altro esempio viene dalla Finlandia, dove l’impianto di Olkiluoto, originariamente previsto per un costo di 3 miliardi di euro, alla fine è costato circa 11 miliardi di euro. E questa non è una novità. Già nel 2014, uno studio sui costi comparativi delle infrastrutture elettriche aveva rilevato che il 97% dei 180 progetti di investimento in reattori nucleari analizzati avevano superato i costi, con un aumento medio dei costi del 117% per progetto.
“Il rischio di default storicamente elevato si traduce in tassi di interesse più elevati”, hanno sottolineato gli scienziati. “Questi due fattori rendono la redditività dei progetti nucleari fortemente dipendente dalle condizioni di finanziamento”.
In Francia, l’operatore di rete nazionale RTE stima che un sistema elettrico che includa il nucleare sarà leggermente più economico di un sistema basato esclusivamente sulle energie rinnovabili nel 2050, bisogna tuttavia tenere conto del suo ottimismo sulle proiezioni degli investimenti. “Nei suoi calcoli, RTE presuppone che i costi di investimento per le nuove centrali nucleari siano inferiori a due terzi dei costi stimati delle centrali elettriche europee con reattori pressurizzati (EPR) in Finlandia e Francia”, hanno spiegato i ricercatori. “Questo ottimismo sulla riduzione dei costi non riflette l’evoluzione dei costi dei vecchi reattori nucleari in molti paesi”.
Secondo i ricercatori, visti gli ultimi progetti EPR e le tendenze degli investimenti, i costi del nucleare tenderanno ad aumentare nei prossimi anni.
“Nonostante la sua bassa redditività, l’energia nucleare viene presentata come un buon investimento per combattere il cambiamento climatico. Tuttavia, oggi, la competizione per la redditività del nucleare non viene dal carbone o dal gas, ma dalle energie rinnovabili”, hanno affermato gli scienziati.
Lo studio mette anche in dubbio l’affidabilità della flotta nucleare, in particolare considerando la disponibilità drammaticamente bassa delle centrali elettriche francesi quest’anno: quasi la metà dei 56 reattori nucleari sono stati chiusi anche se l’UE si trovava in un periodo complicato di fornitura di energia elettrica con frequenti picchi nel prezzo dell’energia elettrica superiore a 3€/kWh.
La disponibilità di questa fonte elettrica è messa in discussione anche in vista delle siccità sempre più frequenti previste nei prossimi anni, che causeranno, in particolare, magre portate dei fiumi e quindi problemi connessi al raffreddamento delle centrali elettriche.
“Per bilanciare un sistema energetico basato sulle energie rinnovabili è necessaria la flessibilità piuttosto che la generazione di carico di base”, ha sottolineato il gruppo di ricerca. “Tuttavia, l’avvio di una centrale nucleare è lento e la composizione del costo dell’energia nucleare non corrisponde al ruolo di una tecnologia di backup per sistemi elettrici con elevate quote di energia eolica e solare”.
Su larga scala, sia le energie rinnovabili che quelle nucleari avranno prezzi dell’elettricità bassi per gran parte dell’anno, ma prezzi molto alti per centinaia di ore, con conseguenti ricavi incerti e altamente variabili. Secondo i ricercatori, la tecnologia di backup in un mix energetico sostenibile dovrebbe essere una tecnologia di generazione di energia a basso costo di capitale e ad alto costo variabile, l’opposto di una centrale nucleare, che ha costi iniziali molto elevati. Suggeriscono invece l’integrazione dello stoccaggio sotto forma di idrogeno, utilizzando batterie o energia idroelettrica pompata, basandosi in particolare sull’analisi di Bloomberg, che riporta un prezzo dello stoccaggio tramite batterie sceso da 1.220 dollari a 132 dollari per kWh tra il 2010 e il 2021.
“Con un tempo sufficiente, potrebbe essere possibile costruire una centrale nucleare secondo i più alti standard di sicurezza e rimanere economicamente vantaggiosa, anche tenendo conto dei costi di stoccaggio dei rifiuti nucleari per migliaia di anni”, hanno concluso gli scienziati. “Tuttavia, la costruzione di centrali nucleari richiede molti anni di pianificazione e costruzione ed è costosa, mentre la crisi climatica richiede urgenza e richiede investimenti così grandi che la redditività è fondamentale”.
L’efficienza di conversione fotovoltaica è il parametro più critico, ogni volta che una nuova tecnologia di celle fotovoltaiche cerca di superare quella vecchia.
La riduzione dei costi e il miglioramento dell’efficienza delle celle a eterogiunzione (HJT) sono tematiche al centro dell’attenzione, essendo questo uno dei percorsi tecnologici più promettenti per le celle fotovoltaiche in silicio cristallino di prossima generazione.
Dall’inizio del 2023, Akcome Science and Technology (Akcome), un produttore leader mondiale di HJT, ha ottenuto una serie di miglioramenti fondamentali per la riduzione dei costi e il miglioramento dell’efficienza della cella HJT, tra cui celle più sottili, microcristallizzazione superficiale, meno argento, indio -free TCO e tandem perovskite-HJT, ecc., che hanno continuato a spingere il miglioramento dell’efficienza di conversione delle celle HJT.
Credit: Akcome
Dalla microcristallizzazione monolaterale alla microcristallizzazione bifacciale
Rispetto al tradizionale film di silicio amorfo (A-Si), il film di silicio microcristallino offre prestazioni migliori tra cui una migliore trasmissione della luce, un migliore fattore di riempimento, una corrente inferiore, una maggiore tensione a circuito aperto e una maggiore conduttività elettrica e la sua applicazione migliorerà l’efficienza di conversione di cella HJT dello 0,2-0,3% o più.
Il processo di microcristallizzazione di Akcome consiste nel formare un film di silicio microcristallino sulla superficie delle celle di eterogiunzione mediante la tecnologia VHF-PECVD. Akcome ha raggiunto un’efficienza di conversione media della produzione di massa di celle HJT microcristalline a lato singolo del 25,3% -25,4%, con una resa di produzione del 98%. Nel quarto trimestre del 2023, Akcome effettuerà la produzione in serie di celle HJT microcristalline bifacciali e si prevede che l’efficienza di conversione media raggiungerà il 25,6% -25,7%, che è in una posizione di leadership nel settore. Nel frattempo, Akcome ha utilizzato un film di conversione della luce e un vetro di rivestimento a doppio strato AR sull’incapsulamento del modulo e ha spinto il CTM al 98%, il che ha ridotto al minimo la perdita di potenza dell’incapsulamento dalla cella al modulo.
SMBB e 0BB
Akcome ha sviluppato tecnologie come Super Multiple Bus Bar (SMBB) e Zero Bus Bar (0BB) per ridurre i costi e migliorare l’efficienza.
La tecnologia SMBB riduce l’altezza e la larghezza delle barre collettrici aumentandone il numero e migliora l’utilizzo della luce e riduce il consumo di pasta d’argento e la perdita di potenza. A partire dal 2022, i prodotti del modulo HJT di Akcome sono passati da 12BB a 18BB. La massima potenza del fingher del modulo HJT modello 210-66 (18BB) ha superato i 720 W e la potenza media della produzione di massa raggiunge i 705 W.
Facendo riferimento alla tecnologia 0BB, Akcome adotta il nastro di saldatura in rame per interconnettere le celle e raccogliere la corrente dal fingher, e non ci sono barre collettrici d’argento su entrambi i lati anteriore e posteriore della cella. Inoltre, i fingher utilizzano pasta di rame rivestita d’argento e riducono il consumo complessivo di argento della cella a meno di 8 mg per watt. A uquesto si aggiunge: il numero di barre collettrici supportate da nastro di saldatura in rame può essere aumentato a 22-24 BB con l’utilizzo della tecnologia di laminazione a bassa temperatura. Durante SNEC 2023, Akcome ha lanciato il suo modulo 0BB HJT con potenza fino a 730 W ed efficienza di conversione fino al 23,5%. Akcome prevede di produrre in serie moduli HJT da 0BB entro la fine del 2023 o la prima metà del 2024 e il costo della pasta d’argento può essere ridotto a circa CNY0,03-0,04/Watt.
Credit: Akcome
Cella più sottile
HJT ha dei vantaggi naturali nell’adattamento del trattamento diradante. In primo luogo, l’assottigliamento dei wafer HJT non influirà in modo significativo sulla sua efficienza. Rispetto al limite di assottigliamento di 150um per le celle PERC tradizionali, il limite di spessore delle celle HJT, che raramente influirà sull’efficienza di conversione, è di circa 90um; in secondo luogo, il processo di produzione di HJT è semplice e in un ambiente a bassa temperatura, il che è utile ad evitare deformazioni o addirittura frammentazioni del wafer.
Attualmente Akcome sta testando un wafer pilota con uno spessore di 110um, che può migliorare l’efficienza di oltre lo 0,2% rispetto allo spessore di 150um e ridurre il costo della cella di CNY0,03~0,04/Watt. Secondo la pianificazione di ricerca e sviluppo, Akcome prevede di utilizzare wafer da 100um entro la fine dell’anno, per poi passare a 90um a metà del 2024, il che contribuirà a ridurre il costo della sua cella HJT allo stesso livello dell’attuale cella PERC.
Riduzione del consumo di argento
La pasta d’argento è il materiale ausiliario principale per la produzione di celle HJT e rappresenta oltre il 40% del costo oltre al silicio. Akcome continua a concentrarsi su tecnologie senza argento, come il rame rivestito di argento e l’elettroplaccatura del rame, per ridurre il costo e il consumo di argento. Oggi, Akcome utilizza pasta di rame rivestita d’argento con un contenuto di argento del 40% -50%, che ha un costo inferiore rispetto alla proporzione tradizionale del settore del 50%. In futuro l’obiettivo di Akcome è la pasta di rame rivestita d’argento, al 30% -20% .
Dal 2018, Akcome sviluppa la tecnologia galvanica del rame. Attualmente, Akcome ha costruito una linea pilota per la tecnica galvanica del rame: il processo di incapsulamento del modulo e l’affidabilità del modulo sono in fase di test. Le celle HJT microcristalline bifacciali supportate da barre collettrici metalliche in rame elettrolitico porteranno a un miglioramento dell’efficienza di conversione di circa lo 0,5%.
Il Dr. Xiner Huang, Vicepresidente dell’Akcome Technology Research Institute, ha detto: “Akcome ha raggiunto l’obiettivo di ridurre l’argento in HJT attraverso rame rivestito di argento, con la tecnica galvanica del rame, ottimizzazione grafica delle barre collettrici e 0BB, ecc. Si prevede che il il costo della pasta d’argento di HJT può essere ridotto a CNY0.05/Watt, entro la fine del 2023.”
TCO senza indio e con riduzione di indio
L’indio, un metallo raro di ossido di indio e stagno (ITO), è un fattore importante nell’elevato costo di produzione delle celle HJT. Per ridurre il costo del metallo, Akcome sviluppa continuamente soluzioni di rivestimento con ossido conduttivo trasparente (TCO) privo di indio e a ridotto contenuto di indio. Attualmente, Akcome sta costantemente portando avanti la linea pilota di TCO a ridotto contenuto di indio e senza indio, che dovrebbe essere introdotta nella produzione di massa all’inizio del 2024. Con l’introduzione del TCO senza indio, il costo del TCO sarà ulteriormente ridotto di CNY0.01-0.02/Watt.
Perovskite e HJT Tandem
La perovskite e la cella tandem HJT sono indicazioni tecnologiche all’avanguardia per migliorare il potenziale della tecnologia HJT. Akcome ha istituito un team di ricerca e sviluppo professionale e si concentra sulla ricerca, preparazione e applicazione della cella tandem Perovskite-HJT. Attualmente, Akcome sta costruendo una linea pilota per raggiungere l’obiettivo iniziale di superare l’efficienza di conversione media della cellula del 30%.
Diversi istituti di ricerca cinesi ritengono che l’aumento dell’efficienza della cella HJT sia la chiave per il completamento della sostituzione tecnologica. Akcome prevede che entro la fine del 2023 il costo del modulo HJT di Akcome sarà uguale a quello del modulo TOPCon e trarrà vantaggio dal confronto con il TOPCon con una maggiore efficienza di conversione e migliori caratteristiche prestazionali.
In qualità di leader globale della tecnologia HJT, Akcome ha ottenuto finora una capacità di produzione di celle HJT di 4 GW e ne farà di più in futuro. Akcome assumerà un ruolo guida nella fornitura di moduli HJT di tipo N di alta qualità, ad alta efficienza e a basso costo, per i clienti globali.
Il gruppo arriva in Italia per sviluppare 100MWp di fotovoltaico
Il gruppo spagnolo Valfortec S.L., che ha una lunga esperienza con le FER ed è attivo in diverse aree di business a livello internazionale, si affaccia all’Italia partendo dall’Abruzzo.
È stato infatti firmato l’accordo tra la società spagnola e quella abruzzese Yang srl, per 100 MWp di impianti fotovoltaici.
Le prime installazioni saranno sviluppate in Abruzzo, dove sono stati già avviati sette progetti e dove il gruppo spagnolo intende concentrare la maggior parte degli investimenti. La joint venture ha la sede legale a Milano, quella operativa in provincia di Teramo, e promette obiettivi ambiziosi di lungo termine.
Lo sviluppo strategico è stato affidato al Il manager abruzzese Gianni Antonucci curerà lo sviluppo strategico che sarà focalizzato sulla “genarzione distributita” di energia da fonti rinnovabili. Gli impianti, sviluppati con metodologie di installazione a basso impatto ambientale, produrranno l’energia che verrà messa a disposizione delle aziende e delle famiglie nel territorio.
“Ci auguriamo che tutti gli operatori locali a vario titolo coinvolti ci aiutino a investire sul territorio. Noi ci impegneremo a restituire al territorio il valore generato”, ha dichiarato Fidel Roig, patron di Valfortec.
Image by DICP (Credit : Cinese academy of Science)
La centrale elettrica da 100 MW di Dalian Flow Battery Energy Storage Peak-shaving, con la più grande potenza e capacità al mondo, collegata alla rete a Dalian, in Cina a settembre scorso, è operativa.
Questo progetto di accumulo di energia è supportato tecnicamente dal gruppo del prof. LI Xianfeng dell’Istituto di fisica chimica di Dalian (DICP) dell’Accademia cinese delle scienze. E il sistema è stato costruito e integrato da Rongke Power Co. Ltd.
La Dalian Flow Battery Energy Storage Peak-shaving Power Station è stata approvata dall’Amministrazione nazionale cinese per l’energia, nell’aprile 2016. Come primo progetto dimostrativo nazionale di accumulo di energia chimica su larga scala, alla fine produrrà 200 megawatt (MW)/800 megawatt -ore (MWh) di elettricità.
La prima fase del progetto della centrale elettrica in rete è di 100 MW/400 MWh. Sulla base del consumo medio giornaliero di elettricità della Cina di 2 kWh pro capite, la centrale elettrica può soddisfare la domanda giornaliera di elettricità di 200.000 residenti, riducendo così la pressione sulla fornitura di energia durante i periodi di punta e migliorando l’affidabilità dell’approvvigionamento energetico nella regione meridionale di Dalian.
La tecnologia di accumulo dell’energia può aiutare i sistemi di alimentazione a raggiungere la capacità di sollecitazione e di risposta necessarie dopo l’accesso su larga scala alla rete elettrica. È anche particolarmente importante per facilitare l’uso dell’energia rinnovabile, che è fondamentale per aiutare la Cina a raggiungere i suoi obiettivi di riduzione della CO2, ma non è sempre accessibile a causa delle variazioni del vento e della luce solare, ecc.
La Dalian Flow Battery Energy Storage Peak-shaving Power Station, che si basa sulla tecnologia di accumulo di energia della batteria a flusso di vanadio sviluppata da DICP, fungerà da “power bank” della città e svolgerà il ruolo di “taglio dei picchi e riempimento delle valli” attraverso l’energia sistema, aiutando così Dalian a sfruttare l’energia rinnovabile, in particlare quella eolica e solare.
Queste fonti di energia rinnovabile saranno utilizzate per caricare le batterie della stazione durante il periodo di valle del carico di rete convertendo l’energia elettrica in energia chimica immagazzinata nella batteria. Successivamente, al picco di carico della rete, l’energia chimica immagazzinata verrà riconvertita in energia elettrica e trasmessa agli utenti.
La tecnologia di accumulo di energia della stazione utilizza gli ioni di vanadio a vari stati di valenza. L’energia elettrica e l’energia chimica vengono convertite avanti e indietro attraverso le reazioni redox di questi ioni negli elettroliti positivi e negativi, realizzando così l’immagazzinamento su larga scala e il rilascio di energia elettrica.
Questa tecnologia (articolo del link in inglese) è promettente nelle applicazioni di accumulo di energia su larga scala grazie alla sua eccellente sicurezza, buona affidabilità, grande potenza di uscita e capacità di accumulo, lunga durata, buon rapporto costo-prestazioni, uso di elettroliti riciclabili e compatibilità ambientale.
Inoltre, questa tecnologia può funzionare con l’energia termica convenzionale, l’energia nucleare e altre fonti di energia, fornendo la regolazione dei picchi e la regolazione della frequenza per il sistema di alimentazione, oltre a migliorarne la flessibilità.
La centrale elettrica di Dalian Flow Battery Energy Storage Peak-shaving migliorerà il rapporto di connessione alla rete di energia rinnovabile, bilancerà la stabilità della rete elettrica e migliorerà l’affidabilità della rete elettrica, fungendo così da modello per la rasatura dei picchi dell’elettricità e l’energia rinnovabile gestione della rete in Cina.
Meno 1200 tonnellate di C02 l’anno con il nuovo impianto solare da 2,0 MW combinato a quello di trigenerazione da 5,5 MW realizzato da Grastim nello stabilimento produttivo Findus a Cisterna di Latina: 4.064 pannelli solari, per una superficie di 9.346 m2
Inaugurato l’impianto solare realizzato da Grastim JV presso lo stabilimento Findus, azienda leader nel settore surgelati e parte del gruppo Nomad Foods, di Cisterna di Latina, dove si producono l’83% dei volumi dell’azienda.
L’impianto solare, da 2 MW, si integra con un impianto di trigenerazione a turbina da 5,5 MW, di proprietà Grastim. I pannelli fotovoltaici produrranno circa 2.400 MWh di energia elettrica all’anno, la cui quasi totalità sarà assorbita dallo stabilimento in autoconsumo. In termini di impatto ambientale si stima una riduzione delle emissioni di CO2 pari a 1.180 t/anno.
L’impianto solare è basato sull’installazione di pannelli fotovoltaici monocristallini di ultima generazione ed è composto da 2 sezioni: una realizzata su tetti a falda, per un totale di circa 1.200 kW; l’altra su strutture in carpenteria infisse nel terreno, per un totale di ulteriori 800 kW.
GRASTIM: “INTEGRARE TECNOLOGIE DIVERSE È LA CHIAVE PER LA TRANSIZIONE ENERGETICA”
La formula di vendita è quella ESCo (Servizio Energia), per cui investimento, autorizzazioni, realizzazione e manutenzione sono totalmente a carico Grastim, che venderà energia elettrica al Cliente finale. L’investimento è stimato sui 2,1 milioni di euro.
Con questa operazione, Grastim amplia e integra ulteriormente le sue soluzioni tecnologiche ad alta efficienza per i grandi player industriali impegnati a decarbonizzare le proprie attività produttive.
“Vediamo nell’ibridazione di tecnologie diverse la soluzione vincente per coniugare decarbonizzazione e risparmio energetico. Soluzioni come quella proposta a Findus determinano risultati economici ed ambientali di rilievo. Viviamo in un momento storico in cui nessuna tecnologia, da sola, è in grado di rispondere efficacemente ai molteplici problemi che pone l’industria e la sostenibilità, per cui diventa essenziale, nell’ottica della transizione energetica, coniugare più tecnologie tra loro sinergiche”, ha commentato Riccardo Bentivoglio, responsabile Ricerca e Sviluppo di Grastim.
FINDUS: “IL NUOVO IMPIANTO UN ULTERIORE PASSO IN AVANTI PER UNO STABILIMENTO PIÙ GREEN. INVESTITI 28 MILIONI DI EURO NEGLI ULTIMI 5 ANNI”
L’installazione del nuovo impianto a pannelli solari si inserisce all’interno di un percorso più ampio che Findus ha intrapreso verso la sostenibilità e che passa attraverso progetti per una filiera dei vegetali responsabile e sostenibile come Green for love o per preservare il presente e il futuro degli oceani, come Fish for Good.
Ambiziosi i traguardi da raggiungere come il taglio del 25% della CO2entro il 2025 e un impegno che si manifesta con un piano di sostenibilitàdello stabilimento di Cisterna di Latina, cuore pulsante della produzione, che conta 20 linee di produzione, 104 diverse referenze e oltre 70 di semilavorati, per un totale di 60 mila tonnellate di prodotto finito e 20 mila di semilavorato.
“Il nuovo impianto solare è un ulteriore tassello del nostro percorso di sostenibilità e conferma la nostra collaborazione ormai consolidata con Grastim – ha commentato Antonio Cioffi, Direttore Tecnico dello stabilimento Findus di Cisterna di Latina – un progetto ambizioso che contribuirà a ridurre le emissioni dello stabilimento. Tra le altre iniziative messe in campo: l’efficientamento dell’Impianto di Refrigerazione; l’implementazione di processi alternativi di produzione per ridurre il consumo di vapore e metano e l’abbattimento dei consumi inutili durante il week end o nei fermi produttivi. Negli ultimi 5 anni sono stati investiti nello stabilimento circa 28 milioni di euro, triplicando gli investimenti rispetto al quadriennio precedente, di cui circa un 15% dedicato all’efficientamento idrico ed energetico”.
Lo stabilimento di Cisterna di Latina è il primo sito del gruppo Nomad Foods – gruppo di cui Findus fa parte e la più grande azienda europea di alimenti surgelati – ad essere dotato di energia solare. A seguito di ulteriori studi sull’efficienza energetica, il Gruppo è ora in fase diesplorazione per altri progetti di energia rinnovabile su tutti i propri siti produttivi, con l’intenzione di promuovere una decarbonizzazione diffusa nelle sue catene di approvvigionamento. Un obiettivo che Nomad Foods porta avanti da tempo con importanti risultati raggiunti, come emerge dal Rapporto di sostenibilità recentemente pubblicato. Diversi gli ambiti di attività: dalla riduzione delle emissioni di carbonio e decarbonizzazione della catena di approvvigionamento alla riduzione delle emissioni assolute della sua attività produttiva, diminuite del 23,4% nel 2022 con un’intensità scesa al 23,9% rispetto al 2019. Un risultato che supera leggermente il percorso indicato dalla Science Based Targets (SBTi). Il 2022 è stato inoltre il primo anno completo in cui tutti i siti storici hanno utilizzato il 100% di energia elettrica rinnovabile.
Da due ricercatori danesi il calcolo del potenziale dell’agrivoltaico in ogni regione europea, ottenuto attraverso lo studio di tre modelli impiantistici: stazionario, verticale bifacciale e ad inseguimento su asse singolo
L’agrivoltaico in Europa potrebbe generare fino a 25 volte l’attuale domanda elettrica del continente, mantenendo nei campi almeno un 80% del terreno coperto solo da colture. È la conclusione a cui è arrivato un nuovo studio danese sulle potenzialità della commistione tra fotovoltaico ed agricoltura.
Kamran Ali Khan Niazi, del Dipartimento di ingegneria meccanica della Università di Aarhus, e Marta Victoria del Centro di ricerca sulla CO2 della Novo Nordisk Foundation hanno sviluppato un nuovo modello di calcolo per l’analisi dell’output di produzione. Il sistema permette di valutare le perdite di ombreggiamento sui pannelli fotovoltaici insieme alla ridotta radiazione solare che raggiunge l’area sottostante per diverse densità di capacità fotovoltaica.
Agrivoltaico in Europa, potrebbe produrre fino a 71.500 TWh/a
Secondo lo studio è possibile stimare complessivamente una capacità potenziale dell’agrivoltaico in Europa è di 51 TW, che comporterebbe un rendimento elettrico di 71.500 TWh l’anno. Il risultato si basa su una densità di capacità di circa 30 W/m2 e applica precisi vincoli come la distanza da foreste, insediamenti urbani e strade, “garantendo al contempo che l’area si trovi su un terreno già utilizzato per l’agricoltura”.
Tuttavia vanno fatte alcune considerazioni. Il valore risultate non appare distribuito in maniera uniforme. Alcuni paesi, come la Norvegia, hanno appena l’1% della loro area totale adatta per gli impianti agrivoltaici. In altri, come ad esempio la Spagna, la percentuale supera il 50%. Altro risultato interessante: le configurazioni con tracciamento solare offrono una resa elettrica più elevata, ma in alcuni regioni tenendo conto dei modelli di generazione giornaliera delle diverse configurazioni, il bifacciale verticale garantisce una maggiore produzione ponderata in base al prezzo.
La società di ingegneria specializzata in energie rinnovabili è impegnata sul mercato italiano e ha aperto una filiale a Roma come parte del suo piano di espansione internazionale.
(Comunicato stampa) Dopo aver realizzato progetti in oltre 50 Paesi e avere uffici in Spagna, Brasile e Cile e una presenza in altrettanti territori, SÓLIDA continua la sua espansione internazionale con l’apertura di un nuovo ufficio nella capitale italiana.
“Dopo la forte crescita sperimentata dalla nostra azienda in Spagna negli ultimi cinque anni, stavamo cercando di espandere la nostra presenza in altri mercati europei dove si combinavano tre ingredienti chiave: ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione e impegno per le energie rinnovabili, vicinanza culturale e necessità di società di ingegneria specializzate in energie rinnovabili”, afferma Fernando Rueda, Managing Partner della società di ingegneria.
Secondo gli obiettivi del PNIEC (Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima), l’Italia ha la sfida di installare 30 nuovi GW di energia fotovoltaica entro il 2030. Negli ultimi anni, l’Italia è diventata un mercato strategico per SOLIDA, che ha già partecipato a più di 50 progetti in tutto il Paese, per un totale di circa 1,5 GW. Secondo l’esperienza della società di consulenza sul mercato, la tipologia di progetti che si stanno sviluppando in questo Paese è caratterizzata da una dimensione media inferiore a quella realizzata in altri mercati come la Spagna, ma che comporta un livello di complessità tecnica più elevato, in quanto tendono ad avere una topografia irregolare.
Questo è uno dei punti in cui SÓLIDA può fornire un valore aggiunto, in quanto l’azienda si è specializzata nel fornire soluzioni fattibili a questo tipo di problemi in diverse aree geografiche. Negli ultimi anni, SÓLIDA ha investito molto in sviluppi tecnologici proprietari che, insieme al suo know-how e al suo talento umano, l’hanno posizionata come azienda leader nell’ingegneria delle energie rinnovabili in numerosi mercati, essendo in grado di fornire ai suoi clienti soluzioni progettuali che consentono di ottenere importanti risparmi sui costi in fase di esecuzione e persino di migliorare la produzione energetica degli impianti durante il funzionamento.
“Stiamo mettendo alla prova tutta questa esperienza accumulata in Italia, dove non si tratta solo di risolvere problemi complessi in fase di realizzazione, ma anche di adattarsi a nuovi paradigmi: la compatibilità dell’uso di terreni scarsamente disponibili (agrovoltaico) e l’accumulo di energia per migliorare la capacità delle reti”, spiega il partner SOLIDA.
Alla domanda sulle prossime tappe della sua strategia di internazionalizzazione, SÓLIDA afferma che “monitoriamo attentamente i macro ambienti e l’evoluzione delle politiche energetiche in mercati chiave come Colombia, Messico, Portogallo, Regno Unito, Medio Oriente e Australia, dove non escludiamo di muoverci nel breve e medio termine”.
L’Italia continua ad accelerare sulle rinnovabili e mostra come l’adozione di impianti fotovoltaici sia un trend in costante crescita. Installati oltre 100 mila nuovi impianti fotovoltaici in Italia dallo scorso anno
(Comunicato stampa Elmec Solar) Infatti, ammontano a oltre 1 milione gli impianti solari installati sul territorio nazionale a marzo 2023, più precisamente 1.324.089, contro i 1.222.045 del 2022, per un totale di oltre 100 mila nuovi impianti installati nei primi tre mesi del 2023.
È questa la principale evidenza emersa dalla settima edizione del Barometro del Fotovoltaico di Elmec Solar – l’azienda di Brunello che si occupa di installare e manutenere impianti fotovoltaici residenziali e industriali – che, con la sua settima edizione, ha presentato la nuova classifica delle 10 province italiane che si sono distinte per maggior numero di installazioni fotovoltaiche nel primi tre mesi del 2023.
– L’analisi – che mette in luce lo stato attuale delle rinnovabili sul suolo nazionale – mostra che a marzo 2023 sono 1.324.089 il totale degli impianti collocati nel Bel Paese, ben 102.044 in più rispetto alla fine del 2022.
– Lombardia, Veneto, Lazio e Piemonte le regioni d’Italia che si sono distinte per maggior numero di installazioni.
– Sul podio della classifica delle città più “virtuose d’Italia” Brescia, Roma e Padova.
“L’Unione Europea ha fissato un obiettivo del 40% di energia rinnovabile entro il 2030 nel pacchetto Fit for 55”, afferma Alessandro Villa, amministratore delegato di Elmec Solar e membro del consiglio di Italia Solare e di Confindustria Varese. “Nel Vecchio continente lo scorso anno c’è stato un vero boom del fotovoltaico in risposta all’aumento dei prezzi dell’energia e alla crisi energetica oltre 40 GW installati in tutta la Ue, +47% rispetto all’anno precedente, e si punta a raggiungere i 50 GW nel 2023. In Italia invece si va più piano. Nonostante il sole sia uno dei simboli del Meridione d’Italia, la maggior concentrazione di impianti fotovoltaici è al Nord. Tuttavia, la fotografia attuale sulla diffusione del solare in Italia mostra risultati molto positivi con oltre 100 mila nuovi impianti nei primi tre mesi del 2023. La strada intrapresa è quella giusta ma serve continuare ad impegnarsi in questa direzione per sfruttare tutto il potenziale ancora inespresso”.
Secondo la rielaborazione da parte di Elmec Solar dei dati pubblicati da Italia Solare, le 10 province d’Italia più “virtuose” sono rispettivamente: Brescia con +3856 nuovi impianti; Roma con +3179; Padova con +3111 nuovi impianti; Torino con +2907 nuovi impianti; Milano con +2903 nuovi impianti; Vicenza con +2820 nuovi impianti; Varese con +2801 nuovi impianti; Venezia con +2794 nuovi impianti; Treviso con +2756 nuovi impianti e Verona con +2335 nuovi impianti. Complessivamente, al netto del maggior numero di installazioni realizzate nei primi tre mesi del 2023, la provincia d’Italia che conta più impianti solari a marzo 2023 è Roma (50887) seguita rispettivamente da Brescia (45979), Treviso (41303), Padova (41168), Vicenza (35364), Torino (34718), Venezia (31619), Bergamo (30834), Milano (30371) e Verona (29817).
Di seguito la classifica delle 10 province italiane che hanno installato il maggior numero di impianti fotovoltaici nei primi tre mesi del 2023.
CLASSIFICA
PROVINCIA
Incremento da dicembre 2022 a marzo 2023
Numero totale di impianti a marzo 2023
1
Brescia
3856
45979
2
Roma
3179
50887
3
Padova
3111
41168
4
Torino
2907
34718
5
Milano
2903
30371
6
Vicenza
2820
35364
7
Varese
2801
22359
8
Venezia
2794
31619
9
Treviso
2756
41303
10
Verona
2335
29817
La classifica completa di tutte le province italiane è disponibile in calce alla nota stampa*
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