Ecco il progetto AGNES, hub energetico per il Mare Adriatico

L ’obiettivo è riconvertire le piattaforme offshore al largo delle coste di Ravenna per creare un distretto marino integrato. Pianificate 65 turbine eoliche, un impianto fotovoltaico flottante da 100 MW e parco di elettrolizzatori in grado di produrre 4.000 tonnellate di idrogeno l’anno

“Il progetto nell’offshore di Ravenna è il primo hub energetico al mondo in cui idrogeno e fotovoltaico sono realizzati su scala commerciale” e “uno dei progetti di eolico offshore più grandi nel Mediterraneo”. Con queste parole Francesco Balestrino, Renewable and Green Technologies Product Manager, e Matteo Anzalone, Renewable Engineer, della Divisione XSIGHT di Saipem, hanno presentato il progetto AGNES. Stamane, in un evento rigorosamente digitale, il gruppo assieme con l’italiana Qint’x e la giovanissima società AGNES, hanno presentato alla stampa l’iniziativa.

L’obiettivo è piuttosto ambizioso: creare nel Mar Adriatico il primo distretto energetico verde integrato. E farlo mediante la riconversione di strutture del settore idrocarburi. Sì perché nel cuore del progetto Agnes ci sono soprattutto le tecnologie delle fonti rinnovabili, dall’eolico offshore, al fotovoltaico flottante, dalle batterie al litio per all’accumulo energetico agli elettrolizzatori per la riduzione di idrogeno.

Il futuro hub energetico verde dovrebbe sorgere a largo delle coste di Ravenna, in acque storicamente legate all’estrazione del gas, a seguito di una serie di passaggi essenziali (iter autorizzato, procedura di VIA, Decisione di investimento finale). Ma una volta a regime dovrebbe costituire un vero e proprio unicum nel panorama energetico italiano e mediterraneo.

Il progetto ha pianificato la realizzazione di almeno 620 MW di potenza rinnovabile in mare riconvertendo le ex piattaforme petrolifere. 520 MW proverranno da turbine offshore, costituendo una delle più grandi wind farm del Mediterraneo; il resto della capacità, da un parco di fotovoltaico flottante (100 MW). A ciò si aggiungerà anche una serie di elettrolizzatori, sia a terra che su piattaforme offshore, per la produzione di 4mila tonnellate di idrogeno l’anno. Un quantitativo sufficiente ad alimentare oltre 2mila autobus a fuel cell. Dulcis in fundo, 100 MWh di batterie a litio.

La presentazione del progetto come spiega Alberto Bernabini, CEO e fondatore di Qint’x e Agnes, avviene in un momento molto importante. “A fine gennaio abbiamo accettato il preventivo di connessione di Terna, impegnando la potenza necessaria sulla rete di trasmissione nazionale e presentato le istanze di autorizzazione unica e di concessione demaniale, sancendo così l’inizio ufficiale dell’iter di autorizzazione”, afferma Bernabini. “Questa è una tappa fondamentale di un percorso iniziato circa 3 anni fa con lo studio di fattibilità di un progetto molto complesso, ma anche molto importante per il rilancio di Ravenna come capitale italiana dell’energia”.

Non solo Ravenna. Il progetto Agnes è il primo passo di una strategia potenzialmente molto più ampia. “Attraverso la nostra divisione XSIGHT – proseguono Balestrino ed Anzalone – stiamo studiando analoghi progetti anche in Sicilia e in Sardegna che prevedono l’utilizzo della nostra tecnologia basata su fondazioni galleggianti per le turbine eoliche, oggetto anche di un recente accordo di collaborazione tra Saipem e il CNR“.

fonte: www.rinnovabili.it

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Il più grande impianto fotovoltaico galleggiante del sud-est asiatico utilizza soluzioni ABB

ABB ha fornito Secondary Skid Unit per il complesso solare galleggiante Gia Hoet 1- Tam Bo in Vietnam

Il Vietnam sta vivendo una rapida industrializzazione e urbanizzazione e la domanda di ulteriori risorse energetiche si sta spostamento verso le fonti di energia rinnovabile. Con la crescita della domanda di energia del paese prevista al 10 per cento annuo, il Vietnam ha intrapreso enormi passi per accelerare lo sviluppo delle energie rinnovabili. La produzione di energia solare del paese è aumentata rapidamente e ha raggiunto circa 19,4k KWp nel 2020, superando di gran lunga l’obiettivo di 5 anni (2020-2025) fissato per la generazione di energia solare secondo il piano nazionale per lo sviluppo energetico. Con ciò, il Vietnam ha superato la Thailandia diventando il più grande mercato solare nel sud-est asiatico.

Poiché la priorità continua ad essere data all’ulteriore sviluppo delle fonti di energia solare fino a 12.000 MW entro il 2030 (3,3 per cento del mix energetico totale del paese), l’energia solare da impianti galleggianti diventerà un’importante fonte di energia nei prossimi anni.

I progetti Gia Hoet 1 e Tam Bo prevedono due centrali fotovoltaiche indipendenti. Il Gia Hoet 1 e il Tam Bo hanno rispettivamente una superficie di 40 e 41 ettari di superficie d’acqua. Con una capacità totale di 70 MWp, questo impianto, gestito da Toji Group JSC, è il più grande complesso di energia solare galleggiante nel sud-est asiatico. La fornitura di 10 Secondary Skid Unit (SSU) ha permesso di attivare l’impianto nel dicembre 2020, assicurando il rispetto della scadenza.

La SSU di ABB è una soluzione plug-and-play completa progettata per soddisfare tutti i requisiti di un grande impianto solare che contempla un gran numero di inverter di stringa da 800 V che sono stati collegati a un unico trasformatore da 6,3 MVA al fine di ridurre il numero di trasformatori e le opere di installazione. Tutte le apparecchiature sono testate per soddisfare il carico elevato richiesto durante il funzionamento dell’impianto.

Gli skid sono pre-ingegnerizzati, configurati e testati presso lo stabilimento di ABB in Vietnam prima di essere spediti ai clienti per un’installazione e una messa in servizio rapide per soddisfare i tempi stretti del progetto.


Per entrambi i complessi di energia solare Gia Hoet 1 e Tam Bo, la soluzione skid personalizzata include un quadro da 22kV SafePlus con relè di protezione della serie Relion® 605, trasformatore di potenza di distribuzione da 6300KVA e quadri di bassa tensione da 800V dotati di interruttori automatici aperti Emax 2 e Tmax T interruttori automatici scatolati, nonché collegamento al sistema SCADA.

La SSU ha una vasta gamma di capacità da 1000KVA a 6800KVA e la sua gamma di tensione è adatta a tutti gli inverter esistenti sul mercato. Con tutte le apparecchiature prodotte e testate in conformità con gli standard internazionali IEC e alcune in particolare conformi ai requisiti tecnici locali stabiliti dalla Vietnam Electricity Corporation come il quadro MT SafePlus, ABB SSU garantisce la sicurezza per l’operatore e il pubblico.

Il suo design robusto lo rende facile da trasportare e aiuta a ottimizzare il raffreddamento e quindi riduce il consumo di energia. Inoltre, il design personalizzato per i quadri BT offre anche un collegamento diretto comprendente 44 ingressi che consentono un’installazione ottimale delle scatole di collegamento e fanno risparmiare tempo e costi.

Ho Minh Tien, CEO di TOJI Group, ha dichiarato: “Il progetto aveva un programma molto serrato, quindi i tempi di consegna erano molto critici. ABB ha accorciato i tempi di consegna e ci ha permesso di avere le attrezzature in loco entro i tempi previsti. Inoltre, con tutte le apparecchiature pre installate, siamo stati in grado di ridurre al minimo i tempi di installazione, ridurre al minimo i rischi e ridurre i costi, garantendo al contempo gli standard internazionali di qualità e sicurezza “.

Il team ABB ha permesso a TOJI di ricevere le apparecchiature presso il sito una settimana prima della scadenza fissata nel piano di progetto. “Il supporto del team ABB ha ridotto notevolmente i tempi per mettere in funzione il progetto e ci ha aiutato a generare entrate prima del previsto”, ha aggiunto Tien.


“ABB e TOJI hanno una solida esperienza nella nostra cooperazione nel settore dell’energia solare in Vietnam. Siamo orgogliosi di essere un partner di TOJI in questo progetto e aiutare i nostri clienti a realizzare il progetto più velocemente ed in modo efficiente. Non vediamo l’ora di espandere la collaborazione con TOJI negli altri loro progetti futuri, nonché per aiutare gli sviluppatori a superare i progressi di esecuzione dei progetti e guidare il percorso di crescita verde del Vietnam”, ha detto Hien DoanVan, Direttore vendite di Electrification, ABB Vietnam.

Situata nella provincia di BacNinh, la fabbrica ABB produce quadri primari, stazioni compatte e personalizzate, comprese soluzioni digitali per applicazioni speciali e soddisfa gli standard industriali e internazionali più esigenti. Supportata da un forte team di ingegneri locali, la fabbrica serve i clienti dei Paesi dell’Asia e del Pacifico con i vantaggi di una struttura di produzione completa: progettazione, ingegneria, gestione del progetto, produzione e assistenza.

fonte: www.rinnovabili.it

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Idrogeno offshore da mare e sole, i primi passi della Spagna

Il progetto spagnolo Bahía H2 Offshore sta lavorando per creare una piattaforma galleggiante in grado di produrre idrogeno e ammoniaca verdi sfruttando solo acqua marina, energia solare ed aria

L’idrogeno offshore? Non è un’ambizione solo del Nord Europa. Anche la Spagna, infatti, si appresta a testare la produzione marina del celebre vettore energetico, grazie al progetto Bahía H2 Offshore. Promossa dal cluster Sea of Innovation Cantabria, l’iniziativa mira a progettare, costruire e monitorare una piattaforma galleggiante per la produzione di idrogeno offshore nelle coste regionali.

A regime, la struttura integrerà tecnologie di elettrolisi PEM ma anche quelle trasformazione in situ dell’idrogeno in ammoniaca (NH3) tramite il processo Haber-Bosch. Le sole risorse usate dall’impianto saranno acqua di mare, aria ed energia solare. “Bahía H2 Offshore occuperà uno spazio di dominio pubblico dell’Autorità Portuale di Santander (APS)”, spiega il cluster. “Il carburante verde generato andrà alle navi e alle attrezzature degli operatori portuali. Questo progetto costituisce una pietra miliare a livello nazionale, essendo il primo nell’ibridazione di tecnologie rinnovabili offshore”.

L’iniziativa si è guadagnata un budget di 4,5 milioni di euro, da “spendere” fino a dicembre 2023. Con l’obiettivo di testare, in una prima fase, le tecnologie per l’idrogeno offshore nelle aree del porto. E in un secondo momento ottimizzare la struttura per l’installazione in mare aperto. 

Primi passi per l’industria spagnola dell’idrogeno verde

“I nuovi carburanti verdi, come l’idrogeno e l’ammoniaca, saranno uno dei pilastri per la decarbonizzazione del settore marittimo”, scrive il consorzio. “Sono i combustibili alternativi più interessanti, sia in termini di emissioni di gas nocivi che di inquinamento acustico”. Non solo. “Come mercato complementare, il settore eolico offshore, insieme a quello del fotovoltaico galleggiante, sarà uno dei pilastri per raggiungere l’obiettivo della decarbonizzazione dell’economia europea entro il 2050. Questo sviluppo delle energie rinnovabili marine implica l’incorporazione di sistemi di accumulo. A questo punto, l’idrogeno è uno dei vettori che meglio si adatta alle esigenze e l’ammoniaca, un metodo ideale per il suo stoccaggio, trasporto e distribuzione”.

Bahía H2 Offshore è uno dei grandi progetti spagnoli nati sotto l’ala della strategia nazionale Hoja de Ruta del Hidrógeno. Il piano governativo fissa un obiettivo 2030 di 4 GW di elettrolizzatori, stabilendo anche una fase intermedia di sviluppo impiantistico: 300-600 MW al 2024.

fonte: www.rinnovabili.it

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Il solare galleggiante può avere successo anche in mare?

Rischi e vantaggi di una soluzione ancora allo stadio sperimentale. Mentre il fotovoltaico sui laghi sta partendo.

Gli impianti offshore potrebbero diventare una nuova frontiera del fotovoltaico, ma per ora ci sono così tante incognite su questa tecnologia, che è molto incerto prevedere se il solare “marino” avrà successo.

Questo, in sintesi, il giudizio di Molly Cox, analista di Wood Mackenzie Power & Renewables, citato da un breve articolo di approfondimento di GTM Research sul fotovoltaico galleggiante.

Intanto il floating PV sta iniziando a decollare per quanto riguarda le applicazioni sugli specchi d’acqua interni, come laghi e bacini idroelettrici: in particolare, la Corea del Sud ha approvato la realizzazione di un super-progetto da 2 GW sul lago di Saemangeum (a oggi l’installazione più grande del mondo prevista in questo segmento del solare), i cui lavori dovrebbero partire nella seconda metà del 2020.

Anche Eni punta a sviluppare un primo parco FV galleggiante utility-scale in Italia, in un bacino idrico dell’area industriale di Brindisi, con una potenza pari a 14 MW (vedi qui).

Ricordiamo che il potenziale del solare flottante (FPV: floating photovoltaic) su scala globale è enorme: si parla di 400 GW su laghi e riserve d’acqua nell’ultimo studio pubblicato dal Solar Energy Research Institute of Singapore (SERIS) in collaborazione con la Banca Mondiale.

Alla fine del 2018 si è arrivati a circa 1,3 GW di capacità cumulativa installata nei parchi galleggianti, con oltre 780 MW aggiunti proprio lo scorso anno.

Ma costruire grandi impianti fotovoltaici in mare aperto è tutta un’altra storia.

La salsedine e la forza delle onde sono due fattori da valutare con molta attenzione in fase di progetto, con la necessità di concepire strutture e ancoraggi capaci di sopportare le condizioni ambientali più avverse. Anche i moduli solari dovranno essere più resistenti alle intemperie e alla corrosione.

Nelle scorse settimane, un consorzio belga che riunisce diverse aziende e l’Università di Gand, ha annunciato di voler realizzare il primo parco solare nel Mare del Nord, in un’area marina che vedrà anche una centrale eolica offshore e un impianto per l’acquacoltura.

In una nota del consorzio si parla di sperimentare soluzioni/tecnologie innovative per questo tipo di installazioni marine.

C’è anche un consorzio olandese, guidato dalla società Oceans of Energy, che sta lavorando al fotovoltaico offshore al largo di Scheveningen, in Olanda (qui un nostro articolo sull’iniziativa); e alle Maldive sono operativi alcuni piccoli impianti-pilota galleggianti realizzati da Swimsol.

Tra i principali vantaggi delle installazioni in mare, per tornare ai commenti dell’esperta di Wood Mackenzie, Molly Cox, c’è il rendimento più elevato dei pannelli fotovoltaici rispetto ai progetti a terra, grazie al raffreddamento prodotto dall’acqua.

Lo stesso vale per gli impianti su specchi d’acqua interni. Le stime riportate sono intorno al 10% di produzione aggiuntiva dei sistemi FPV ma è ancora difficile, osserva Cox, stabilire esattamente quanto le installazioni offshore siano più efficienti in confronto a quelle sulla terraferma e soprattutto quelle sui laghi, perché manca una base consolidata di progetti con relativi dati sulla generazione di energia.

Il fotovoltaico offshore condivide alcuni vantaggi con gli impianti galleggianti su laghi e riserve d’acqua: oltre alle migliori prestazioni (almeno sulla carta) bisogna ricordare il consumo-zero di suolo e la possibilità dell’integrazione con altre fonti rinnovabili, con l’eolico offshore nel primo caso e con i bacini idroelettrici nel secondo.

E gli impianti marini potrebbero contribuire all’indipendenza energetica delle isole remote, senza dimenticare che ci sono paesi, come l’Olanda, con ampie aree marine relativamente tranquille che potrebbero essere sfruttate con zattere riempite di pannelli solari.

Infine, chiarisce Cox, un sistema FV galleggiante su un bacino interno costa mediamente già un 10-15% in più di un parco sulla terraferma, quindi un progetto in mare aperto, con le sue incognite e i maggiori requisiti di affidabilità e resistenza, con ogni probabilità sarebbe ancora più costoso (oltre che rischioso per gli investitori).

Insomma, la sfida per sviluppare il primo impianto fotovoltaico galleggiante offshore utility-scale di taglia commerciale è appena agli inizi.

fonte: https://www.qualenergia.it