In California altri 770 MW di batterie per sostituire centrali a al gas

Southern California Edison punta a realizzare sette nuovi grandi progetti per l'accumulo energetico. L'iniziativa in sintesi.



La California continua a fare da apripista all’installazione di nuove super-batterie al litio: Southern California Edison (SCE) ha appena firmato sette contratti per un totale di 770 MW di capacità di accumulo energetico, allo scopo di migliorare le condizioni di sicurezza e affidabilità del sistema elettrico.

E molti di questi futuri progetti, evidenzia una nota dell’utility californiana, saranno installati vicino ai parchi fotovoltaici (si parla di utilizzare gli stessi punti di interconnessione alla rete elettrica), in modo da ricaricare le batterie direttamente con il surplus di energia prodotta con le fonti rinnovabili.

Nei prossimi tre anni, infatti, precisa la nota, è prevista la chiusura di diversi grandi impianti a gas lungo le coste californiane, impianti che utilizzano l’acqua marina per i sistemi di raffreddamento (once-through cooling); la sfida quindi è rimpiazzare le centrali alimentate da combustibili fossili con la generazione eolica-solare abbinata alle batterie di accumulo.

Con questa ricetta di rinnovabili e accumuli, la California punta a sviluppare una rete elettrica sempre più de-carbonizzata, riducendo le emissioni di CO2.

I tre impianti di accumulo più grandi, sui sette totali previsti da SCE, saranno costruiti da NextEra Energy Resources: due installazioni da 115 MW ciascuna e un progetto da 220 MW. L’entrata in esercizio è fissata per agosto 2021.

Tutti i progetti dovranno essere approvati dalla California Public Utilities Commission (CPUC); quest’ultima, lo scorso novembre, ha richiesto alle utility 3,3 GW di nuove risorse energetiche a zero emissioni (carbon free) che dovranno contribuire a stabilizzare la rete via via che saranno dismessi vecchi impianti a gas.

Secondo Daniel Finn-Foley, analista di Wood Mackenzie Power & Renewables, questo singolo pacchetto da 770 MW supera di circa 200 MW l’intero mercato 2019 dell’accumulo energetico negli Stati Uniti; e Wood Mackenzie prevede che il mercato Usa dello storage crescerà di sette volte tra 2019 e 2021 grazie all’accelerazione impressa da maxi progetti come quelli sviluppati in California.

In California sono in cantiere diverse installazioni di grandi dimensioni, con in testa il progetto Moss Landing da 300 MW/1,2 GWh che sarà costruito da Vistra Energy per la Pacific Gas & Electric.

Intanto a metà aprile la Clean Power Alliance – una sorta di comunità dell’energia dove un provider locale acquista elettricità 100% rinnovabile per i clienti – ha annunciato la realizzazione di un impianto a batterie da 100 MW/400 MWh nella contea di Los Angeles.

Anche in questo caso, l’obiettivo è favorire una maggiore produzione delle fonti rinnovabili intermittenti, l’eolico e il solare, mantenendo in piena efficienza e sicurezza il sistema elettrico.

Si punta, insomma, grazie alle batterie, a “spostare” una parte della generazione elettrica diurna delle rinnovabili verso le ore serali, contribuendo così a coprire i picchi di consumo energetico senza ricorrere alla capacità di riserva negli impianti a gas.

fonte: https://www.qualenergia.it

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Il Giappone punta sugli accumuli domestici per migliorare la sicurezza della rete

Il governo giapponese ha stanziato dei fondi per incentivare i proprietari di impianti fotovoltaici a installare sistemi di accumulo dell'energia, in modo da creare reti elettriche di backup capaci di intervenire in situazioni di emergenza.

I recenti uragani che hanno colpito il Giappone hanno provocato ingentissimi danni all'infrastruttura elettrica, lasciando al buio quasi 1,4 milioni di clienti. E il cambiamento climatico in atto non farà che rendere ancora più frequenti gli eventi disastrosi di questo tipo. Un aiuto significativo potrebbe arrivare dai 2,3 milioni di tetti solari presenti nel paese, qualora dotati di sistemi di accumulo in grado di sopperire ai deficit della rete.

Si tratta di impianti che attualmente vendono energia alla rete, attraverso una remunerazione feed-in-tariff con contratti di lunga durata. Questi contratti sono ora in scadenza: entro fine 2019 si libereranno 2 GW e nei prossimi dieci anni altri 9 GW non avranno più incentivi. Una volta terminato l'incentivo per l'immissione in rete, l'autoconsumo di elettricità - con la possibilità di conservare il surplus per le emergenze - rappresenta per i proprietari un'opzione economicamente molto più vantaggiosa rispetto alla vendita.

I primi fondi stanziati dal Governo, pari a 7,5 miliardi di yen (69 milioni di dollari), incentivano l'acquisto di tutti quei dispositivi, in primis batterie di accumulo e veicoli elettrici, che servono a formare la base per le cosiddette centrali elettriche virtuali. Dal punto di vista tecnico, si tratta di sfida ambiziosa ma assolutamente praticabile. Già oggi, Itochu Corporation e Moixa Energy Holdings Ltd. gestiscono una capacità di stoccaggio di 100 megawattora distribuita tra 10.000 edifici giapponesi; si tratta probabilmente del più grande parco di batterie intelligenti a livello mondiale.

I piani del Giappone si inseriscono in una più complessiva strategia nazionale, che mira a potenziare la produzione di energia pulita portandola almeno al 22-24% del totale entro il 2030 (attualmente è al 16%). Il sistema energetico del paese si trova oggi in una situazione di grande difficoltà, essendo dipendente per il 33% dal carbone e dovendo fronteggiare una forte resistenza pubblica al riavvio dei reattori nucleari dopo il disastro di Fukushima del 2011.

Finora, la sicurezza degli impianti nucleari ha drenato la gran parte degli investimenti pubblici dedicati al sistema elettrico. L'attenzione e le risorse che ora il governo sta immettendo nella generazione distribuita dimostrano la chiara intenzione di modificare strategia, per una rete elettrica più resiliente e all'altezza delle sfide future.
Riferimenti

• In wake of typhoons, Japan turns to residential energy storage
l'articolo su renewableenergyworld.com


fonte:www.nextville.it

Fotovoltaico in autoconsumo, perché la legge spagnola è rivoluzionaria

Introdotto il principio dell’autoconsumo collettivo senza oneri. Quali spunti possono essere inclusi nella normativa italiana che dovrà sbloccare le comunità dell’energia?

Dall’Europa arrivano segnali positivi per la diffusione dell’autoconsumo elettrico con impianti fotovoltaici, soprattutto dalla Spagna: è stato il tema centrale del convegno sulla “digitalizzazione del solare” alla fiera Key Energy di Rimini.

Perché la Spagna? Con il nuovo governo socialista di Pedro Sánchez, il paese sta cercando di recuperare il terreno perso negli anni passati, quando una serie di tasse e vincoli burocratici ha frenato lo sviluppo del fotovoltaico in autoconsumo.

Così alla fine di ottobre il Parlamento iberico ha convalidato il regio decreto legge 15/2018, che prevede diverse misure per favorire gli investimenti in fonti rinnovabili (vedi QualEnergia.it).

Questa legge, in particolare, ha spiegato durante un convegno a Key Energy Riccardo Battisti di Ambiente Italia, presentando i risultati di uno studio del progetto PV-Prosumers4Grid, “introduce il principio dell’autoconsumo collettivo senza oneri, non solo a livello di singoli edifici condominiali, ma anche per interi quartieri o distretti”.

In sostanza, quindi, sarà possibile realizzare delle comunità energetiche con un modello “da molti produttori a molti consumatori”.

Più in dettaglio, ha precisato Battisti, il provvedimento spagnolo nelle premesse “riconosce il diritto dell’autoconsumo condiviso di uno o più utenti, per sfruttare i vantaggi delle economie di scala”.

In Italia, per il momento, la normativa non permette di andare oltre il modello dei SEU (Sistema efficiente di utenza) con un collegamento diretto tra un unico impianto e un solo consumatore finale (“one to one”).

Ad esempio, in un condominio è vietato installare un impianto fotovoltaico su tetto per fornire energia a più appartamenti (“one to many”): si possono alimentare esclusivamente le parti comuni, come le luci delle scale.

Il punto rivoluzionario della legge spagnola, chiarisce a QualEnergia.it l’avvocato Emilio Sani, esperto di normative energetiche, “è consentire il collegamento tra i diversi utenti ancheattraverso la rete di distribuzione in bassa tensione”.

Significa, aggiunge Sani, “che non sarà più necessario costruire una rete privata che si sovrappone a quella pubblica, ma si potrà utilizzare la linea esistente, pagando soltanto gli oneri di distribuzione per il suo uso, senza pagare gli altri oneri di sistema”.

Per la prima volta, una legge di un Paese europeo riconosce esplicitamente il principio di “joint self-consumption” (autoconsumo condiviso) stabilito dalla nuova direttiva Ue sulle rinnovabili in corso di approvazione finale.

La Spagna, in definitiva, apre le porte a forme sempre più complesse di autoproduzione/autoconsumo di energia elettrica generata con impianti rinnovabili, realizzando reti peer-to-peer interconnesse e “aperte” alla partecipazione di molteplici soggetti (e qui inizia tutto il capitolo della digitalizzazione, che torneremo ad approfondire: IoT, blockchain, inverter evoluti e così via).

E in Italia?

Nelle ultime settimane la Commissione Industria del Senato, presieduta da Gianni Girotto (M5S), si è occupata proprio del tema dell’autoconsumo energetico collettivo.

Tra gli obiettivi, rimarcati da Girotto in un suo breve intervento al convegno di Rimini, c’è quello di togliere finalmente il divieto di consumare direttamente l’elettricità prodotta da un sistema fotovoltaico secondo il modello “da uno a molti”.

Dalla legge spagnola si possono trarre diversi spunti di riflessione per la futura normativa italiana.

Di fondamentale importanza, termina Sani, “è stabilire dei parametri validi per un certo periodo di tempo, in modo da garantire la finanziabilità degli interventi”.

In altre parole: definire, ad esempio, un livello di esenzione dagli oneri (che può essere graduale, anche in funzione della taglia dei diversi impianti) che però deve rimanere costante per un determinato numero di anni, perché solo una base certa di condizioni tecnico-economiche potrà favorire la nascita di nuove reti private/pubbliche rivolte all’autoconsumo.

Vedremo, infatti, se anche l’Italia darà la possibilità di appoggiarsi alle linee esistenti in bassa tensione, al pari della Spagna.

Intanto in Spagna sono attese le nuove norme tecniche di connessione degli impianti – dovrebbero arrivare entro 2-3 mesi – che definiranno tutti i dettagli dei principi generali introdotti dalla legge.

fonte: www.qualenergia.it

Pubblicato il decreto per le fonti rinnovabili nelle isole minori

Definiti gli obiettivi quantitativi del fabbisogno energetico di 20 isole minori da coprire attraverso la produzione di energia da fonti rinnovabili. in programma nuovi incentivi ad hoc

Trasformare le piccole isole italiane in laboratori a cielo aperto dove sperimentare soluzioni energetiche sostenibili e innovative. Questo il cuore del nuovo decreto per le fonti rinnovabili nelle isole minori, pubblicato oggi dal Ministero dello Sviluppo Economico. Il provvedimento definisce il percorso per rendere le green energy l’asse principale del sistema energetico di 20 piccole realtà non interconnesse alla rete elettrica del continente.

“Un’ottima notizia – commenta Edoardo Zanchini, vice presidente di Legambiente – perché oggi le isole sono in tutto il mondo al centro di interventi e sperimentazioni che stanno dimostrando come possano essere al 100% rinnovabili. Dalle Canarie ai mari del Nord, dalla Polinesia all’Alaska, sono sempre di più le isole che sono diventate indipendenti dalle fonti fossili e stanno puntando su un turismo sostenibile”.

Alla sempre più lunga lista di comunità isolane nel mondo alla ricerca dell’autosufficienza energetica, da oggi si uniranno anche Capraia, Giglio, Ponza, Ventotene, Tremiti, Favignana, Levanzo, Marettimo, Pantelleria, Ustica, Alicudi, Filicudi, Lipari, Panarea, Salina, Stromboli, Vulcano, Lampedusa, Linosa e Capri.

Per loro, il decreto prevede di individuare gli obiettivi quantitativi di produzione verde, i target temporali e le modalità finanziarie di sostegno. “L’obiettivo del provvedimento – spiega il Mise in una nota stampa – quindi dare maggiore sicurezza e sostenibilità ai sistemi energetici delle isole minori, promuovendo le politiche del Governo a favore delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica, in corso di ulteriore potenziamento con la nuova Strategia energetica nazionale (SEN)”.

Target e incentivi per le fonti rinnovabili nelle isole minori

Per ciascuna delle isole indicate sono stabiliti gli obiettivi minimi di sviluppo dell’utilizzo delle fonti rinnovabili da raggiungere al 31 dicembre 2020, sia sul fronte termico (solare termico, solar cooling e pompe di calore) che su quello elettrico. Ad esempio, per l’isola siciliana di Pantelleria è stato fissato un obiettivo di potenza affidata a FER elettriche di 2.720 kW e una per le FER termiche di 3.130 kW.  A ciò si aggiungono particolari “Progetti integrati innovativi” che possono includere anche impianti eolici offshore o alimentati dal moto marino.

L’energia prodotta dagli impianti avrà diritto a una remunerazione (differenziata per ciascuna isola e tipologia di intervento) le cui modalità di erogazione, periodo di diritto ed entità, saranno determinati con provvedimenti dell’Autorità per l’energia. Gli incentivi saranno coperti da risorse ottenibili dalla riduzione delle integrazioni tariffarie attualmente erogate per la costosa generazione della produzione da fonti fossili a cui potranno accedere cittadini, enti e imprese.

Gli interventi sulla rete elettrica

Il decreto stabilisce anche che i gestori dei sistemi elettrici delle venti isole, entro il 31 dicembre 2017, presentino a Mise, Authority e amministrazioni locali interessate un documento tecnico che definisca:

• gli “interventi di ammodernamento e rafforzamento della rete elettrica isolana, funzionali all’installazione di una potenza elettrica da fonti rinnovabili pari ad almeno tre volte i valori degli obiettivi indicati” comprendenti anche sistemi di accumulo dell’energia elettrica.
• le “ipotesi di copertura dei costi di realizzazione del programma a valere su programmi di sostegno nazionali e regionali, anche cofinanziati dalla Commissione europea, e, in via complementare, sulla componente tariffaria UC4”.

Scarica il testo del decreto (pdf)

fonte: www.rinnovabili.it