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I numeri del 2015 mostrano un installato fotovoltaico in Italia al di sotto delle aspettative. Il segmento residenziale è andato abbastanza bene, ma non è decollato il mercato degli impianti di media taglia in configurazione SEU. Le imprese del settore si stanno attrezzando per superare gli ostacoli con nuove strategie.

Man installing solar panels

L’andamento del mercato del fotovoltaico italiano in questa prima parte di 2015 sta mostrando come le previsioni fatte a fine 2014 fossero troppo ottimistiche. Si parlava di 500-700 MW di nuova potenza in un anno. Invece, da gennaio a giugno si sono installati appena 127 MW di nuova potenza (per una stima di 25mila impianti), soprattutto grazie al segmento residenziale, sorretto dalle detrazioni fiscali, mentre il mercato dei SEU, intesi come impianti di taglia medio-grande al servizio di aziende e utenti commerciali,non è decollato come molti speravano.

Questo rallentamento, ci ha spiegato in una recente intervista il professor Vittorio Chiesa dell’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, è dovuto anche al fatto che alla filiera serve tempo per una trasformazione necessaria ad affrontare la nuova realtà. Per aiutare gli operatori in questo processo di adattamento QualEnergia.it ha organizzato per il 2 dicembre il Worshop Tecnico, “Come operare nei mercati del fotovoltaico in Italia nel 2016”. Anche in preparazione di questo incontro abbiamo parlato con alcuni protagonisti del solare FV per capire che aria tira sul mercato, gli ostacoli da superare e le strategie che si stanno mettendo in campo per affrontarli.

Cosa ha impedito il decollo dei SEU?

Tra i freni che hanno ostocolato la crescita del mercato SEU c’è sicuramente ilcontesto economico generale: “Il primo semestre è stato critico anche per la situazione economica, mentre ora si vedono i primi segnali di ripresa. Anche perché, oltre che basarsi sui dati, le aziende reagiscono spesso emotivamente e sono così più o meno propense ad investire”, spiega Giuseppe Sofia, a.d. di Conergy Italia.

Se nel segmento residenziale i prodotti finanziari destinati al FV non mancano, anche se il costo del denaro è piuttosto alto – ci spiegano gli operatori sentiti –  l’accesso al credito si sta rilevando un problema per gli impianti con modelli di business che dipendono dall’attività del cliente, leggasi l’industria o l’attività commerciale alla quale si vende l’elettricità fatta con il fotovoltaico realizzato con sistema efficiente di utenza (SEU).

“C’è una vera e propria chiusura, – osserva Sofia – fino a giugno le banche non volevano sentire parlare di fotovoltaico. Gli istituti non offrono per il fotovoltaico servizi di noleggio operativo come fanno per le tecnologie per l’efficienza energetica, quali illuminazione LED e cogenerazione. Le aziende italiane del fotovoltaico stanno tardando ad affrontare questo problema”. Conergy, come sappiamo ha infatti da poco avviato un programma di “fotovoltaico in affitto”, che dovrebbe superare il problema del credito e garantire ai clienti un risparmio immediato: “ci sono arrivate centinaia di richieste di preventivi, ma è ancora presto per parlare di risultati, visto che il programma è partito solo a luglio”, commenta Sofia.

Utility: concorrenti o opportunità?

Altra strategia per superare il problema dell’acceso al credito è la partnership con le utility, soggetti che, con la loro solidità finanziaria e il rapporto stretto con un vasto portafoglio di clienti, sembrano ideali per vendere un servizio di efficienza energetica quale è il fotovoltaico.

“Le utility per gli operatori del fotovoltaico possono essere sia un concorrente che un’opportunità”, commenta Valerio Natalizia, a.d. di SMA Italia. Da questo punto di vista però ci si sta muovendo ancora poco e lentamente: “Specie le municipalizzateavrebbero grossi vantaggi ad offrire il fotovoltaico in collaborazione con operatori del settore: qualcuna si sta attrezzando per farlo, ma in generale molte vedono ancora il FV come un elemento di disturbo e sono lente nei cambiamenti. Ci vorrà del tempo”, aggiunge Natalizia.

Ma l’accesso al credito difficile non è l’unico unico freno ai SEU: “Per molte aziende, che sarebbero potenziali clienti, la questione energetica non è vista come centrale”, commenta Giovanni Buogo, direttore vendite di Aleo Solar. Altro grande ostacolo citato da tutti gli intervistati è il fatto che la normativa sui SEU limita l’applicazione di questa configurazione a situazioni con un cliente unico: “in questo modo si esclude un bacino di domanda rilevante rappresentato da situazioni multi-clinete come ospedali, centri commerciali, aeroporti, eccetera”, lamenta Buogo.

L’autoconsumo e il nuovo approccio al cliente

Il mercato italiano, come detto, si è spostato sempre di più sulle piccole taglie. Il fotovoltaico è sempre di più visto come un intervento di efficienza energetica, anche combinato con altre soluzioni tecnologiche. Le aziende, forse con troppa lentezza, si stanno adattando a questo nuovo contesto: “In Italia cerchiamo di stare sempre più vicino ai clienti, formiamo gli installatori in modo che siano in grado di fornire soluzioni nuove e su misura”, spiega Guido Mungai, area manager Italia di Ingeteam. “La nuova sfida è far capire ai clienti che rendere più efficiente energeticamente la propria casa è un buon investimento, e far dimenticare loro il conto energia, ormai parte del passato”, aggiunge Buogo.

In questa prospettiva, a spaventare è soprattutto la riforma delle tariffe elettriche per i clienti domestici in arrivo, che renderà meno conveniente l’autoproduzionedi energia. Mentre un eventuale calo delle detrazioni fiscali dal 50 al 36%, nell’opinione di tutti gli intervistati, seppure non auspicabile in questa fase, avrebbe un effetto più sopportabile, grazie anche ai margini di riduzione dei prezzi che ancora ci sono.

“La riforma della bolletta è inquietante e potrebbe compromettere in modo pesante l’autoconsumo – commenta Sofia – sembra essere stata scritta apposta per spingere gli utenti a prelevare più energia dalla rete”, commenta Natalizia. “Renderebbe moltomeno interessanti soluzioni come fotovoltaico più accumulo per i clienti a cui ora le stiamo proponendo, quelli con consumi più alti”, gli fa eco Mungai.

Il mercato dello storage

Intanto, seppur con all’orizzonte la nuvola nera dei cambiamenti normativi, il fotovoltaico italiano guarda con interesse alle nuove tecnologie integrabili con il fotovoltaico, sistemi di accumulo in primis, ma anche mobilità elettrica, domotica, pompe di calore e altro. “Stiamo installando anche sistemi di accumulo e abbiamo un discreto numero di richieste, soprattutto per il domestico, cioè taglie da 3 a 6 kW. Gli installatori vengono spesso interpellati da clienti che vorrebbero staccarsi dalla rete: più che il risparmio sembra essere il desiderio di maggiore indipendenza a spingere la domanda di batterie in questa fase”.

Con i prezzi attuali, infatti, confermano tutti gli intervistati, la convenienza dello storage per il cliente è quanto meno risicata, se non nulla, anche perché diminuita dal meccanismo dello scambio sul posto, “ma nuove tecnologie come quella dell’accumulo dinamico permettono di tagliare i costi installando meno capacità”, precisa Natalizia. Tutti vedono, invece, un boom dello storage nei prossimi anni,con un previsto rapido calo dei prezzi grazie all’ingresso di grandi marchi e all’influenza della diffusione delle auto elettriche.

Fonte: QualEnergia.it

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 
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Fra le diverse tecnologie dell’accumulo in competizione tra loro per veicoli e applicazioni stazionarie, la vincente, per ragioni tecniche o economiche, sarà anche quella più sostenibile? Vista la certa limitatezza delle risorse sarà necessario riciclare il più possibile, a cominciare dalle batterie al litio.

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Il 23 settembre Enel ha inaugurato il primo grande impianto di accumulo collegato a un impianto fotovoltaico in Italia: una batteria sodio-nichel da 1MW/2MWh, che renderà programmabile parte dell’elettricità prodotta dall’impianto Catania 1 da 10 MW. Negli stessi giorni scoppiava lo scandalo Volkswagen, che rischia di avere pesanti ricadute sul futuro del motore a scoppio e quindi favorire mezzi che incorporano batterie.

Due notizie molto diverse, ma che puntano nelle stessa direzione: un mondo in cui i sistemi di accumulo elettrici diventeranno parte integrante e fondamentale. Però, educati da decenni di promesse tecnologiche diventate incubi ambientali (basti pensare all’amianto) viene da chiedersi: ma fra le tante tecnologie di accumulo che sgomitano per farsi largo, la vincente, per ragioni tecniche o economiche, sarà anchequella più sostenibile?

Domanda a cui è difficile rispondere, sia perché le tecnologie in gioco sono molto diverse fra loro (dall’idrogeno alle batterie, dai supercondensatori all’aria compressa, dai volani ai pompaggi), sia perché la ricerca scientifica potrebbe rivoluzionare il settore da un giorno all’altro. Proviamo a girarla a Luigi De Rocchi, Responsabile Studi e Ricerca del COBAT, il più importante consorzio di riciclo delle batterie in Italia.

«Per quanto riguarda la tecnologia vincente nel mondo degli accumuli per la mobilità, dove conta il rapporto fra energia e peso, direi che sembra essere sicuramente il litio. E questo sia perché si tratta dell’elemento più adatto allo scopo, per la sua leggerezza e per ragioni elettrochimiche, ma anche perché l’industria sta puntando decisamente in quella direzione: che cambi idea nel breve-medio periodo è improbabile. Inoltre futuri miglioramenti nella tecnologia, per esempio negli elettrodi, ne aumenteranno ancora economicità e prestazioni. Infine, a proposito di sostenibilità, va notato anche che le batterie al litio consentono oggi di eliminare le batterie con elementi tossici, come il cadmio».

Nelle applicazioni stazionarie, dove non conta tanto la densità di energia, ma piuttosto il costo al kWh accumulato, il quadro è molto più vario: batterie al piombo, al sodio-nichel, al sodio-zolfo, al vanadio a flusso o idrogeno accoppiato a celle a combustibile. Per non dire poi delle tecnologie elettromeccaniche, come i pompaggi idro o l’aria compressa, che non sembrano presentare particolari problemi di sostenibilità, ma che sono però molto meno versatili e scalabili delle batterie. «Non escludo che pure per lo stazionario il litio, una volta che grandi volumi di produzione ne abbiano fatto scendere il costo, alla fine possa prevalere», ci dice De Rocchi.

Lo strapotere delle batterie al litio viene confermato da uno studio (pdf) realizzato da Christophe Pillot, della società di consulenza Avicenne Energy, che calcola come il mercato di queste batterie potrebbe passare da 60 GWh attuali a 180-200 entro il 2025, trainato soprattutto dalle auto ibride ed elettriche. Questo comporterà che l’estrazione di litio per allora triplichi rispetto alle attuali 25.000 tonnellate annue. Ma sarà un aumento sostenibile? Una risposta arriva da una recente ricerca (pdf) condotta dal tedesco Öko-Institut, presentata pochi giorni fa al “20th International Congress for Battery Recycling” di Ginevra.

Lo studio prende in considerazione sia gli accumuli per la rete, che per la mobilità in una Germania del 2050 dove l’80% dell’energia venga da rinnovabili: in totale serviranno 5 GW di stoccaggio a breve-medio termine (di cui 1,4 con batterie al litio montate su 43 milioni di veicoli elettrici o ibridi) e 17 GW a lungo termine, per un totale di circa 7,5 TWh di accumulo totale.

Lo stoccaggio a lungo termine per la rete, e in parte per la mobilità, dovrebbero essere assicurato soprattutto dall’uso di idrogeno, ma con le tecnologie attuali questo sarebbe proibitivo. Infatti, sia per l’elettrolisi che nelle fuel cell a membrana, l’uso di platino e iridio come catalizzatori è insostenibile: del primo, la Germania del 2050 avrebbe bisogno di 1,5 volte la produzione mondiale attuale, del secondo addirittura 12 volte. Solo un’alternative all’uso di questi metalli, peraltro già in corso di sviluppo nei laboratori, renderà questa opzione realistica.

Per quanto riguarda lo stoccaggio di breve termine, il rapporto immagina che questo avvenga in batterie di 8 tipi diversi (di cui 4 al litio). Di nuovo, considerando le necessità di materiali, se ognuno di queste tipologie coprisse l’intera richiesta di stoccaggio (con il litio come esclusiva per la parte mobilità), si avrebbero notevolicriticità: la Germania del 2050 avrebbe bisogno di 10 volte la produzione attuale di litio, 4 volte quella di cobalto, 1,4 volte quella di grafite e tutta quella di titanio o vanadio.

Un quadro preoccupante, che diventa un po’ meno nero, se si pensa che nella realtà si avrà sicuramente un mix di sistemi all’opera. Inoltre potranno esserci sviluppi tecnologici inaspettati, come le nuove batterie a flusso, dove la carica è contenuta in liquidi immagazzinabili a piacere, come annunciato ad Harvard; queste batterie non usano il raro vanadio, ma ferro, potassio e comuni sostanze organiche.

Incrociando i problemi legati alla richiesta di materiali, il costo per kWh accumulato e le possibilità di riciclo, il rapporto indica nelle batterie al cromo-ferro il compromesso sostenibilità/prestazioni migliore. Ma, ancora, le caratteristiche uniche di quelle al litio, fanno sì che non si riuscirà comunque a prescindere da queste.

E allora, avverte il rapporto, c’è una sola strada: riciclare il litio il più possibile, in modo che gran parte della nuova produzione di batterie usi quello estratto dalle vecchie. Se non si farà così le 28 milioni di tonnellate di risorse minerarie oggi stimate dureranno troppo poco e questo elemento rischierà di diventare un destabilizzante “nuovo petrolio”, appannaggio dei pochi paesi che ne detengono le riserve.

«Al momento, però il litio non si ricicla proprio», avverte De Rocchi. «Nelle batterie al litio l’interesse dei riciclatori – spiega il responsabile Cobat – è rivolto solo al recupero del cobalto che contengono, un metallo di alto valore; così come dagli altri tipi di batterie si recuperano quasi integralmente gli elementi di valore, come nichel e piombo. Il cobalto della batterie al litio basta a coprire le percentuali minime di riciclo previste per legge, mentre il litio stesso non interessa per il suo basso valore economico e per gli alti costi necessari alla sua raffinazione. Così come accade del resto per altri metalli di scarso interesse economico, come lo zinco e il manganese delle batterie alcaline che vengono recuperati come ossidi, ma al momento, non avendo sbocchi sul mercato, finiscono spesso in discarica. Tuttavia le cose cambieranno in futuro, perché il cobalto, tossico, col tempo sparirà dalle batterie al litio, e non si potrà più evitare di recuperare il litio, tanto più che il suo valore è destinato ad aumentare con il crescere della domanda».

Il rapporto dell’Öko-Institut conferma che le cose dovranno cambiare, e presto: entro il 2025 ci dovranno essere in Europa abbastanza centri di recupero del litio da intercettare la prima ondata di batterie esaurite delle auto elettriche.

«Per questo motivo – conclude De Rocchi – il Cobat, insieme al Cnr, ha avviato un’iniziativa di ricerca per mettere a punto un procedimento di recupero del litio che, se attuato, renda il nostro paese uno dei primi ad avere una tecnologia all’avanguardia per il trattamento di questo tipo di accumulatore, al passo con le sfide di riciclo del futuro».

Fonte: QualEnergia.it

 
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Entro il 5 dicembre molte imprese devono presentare una diagnosi energetica dei propri stabilimenti produttivi. Un obbligo che molti sembrano non aver compreso ma che può essere un’opportunità per le aziende: è il primo passo per ridurre sprechi e rendere l’impresa più competitiva. Un intervento del presidente di FIRE.

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La scadenza del 5 dicembre sull’obbligo per le grandi imprese e gli energivori di realizzare una diagnosi energetica presso i propri siti, in attuazione della direttiva sull’efficienza energetica, si avvicina rapidamente. L’impressione – tratta dal dialogo con operatori di settore e imprese – è che un numero non trascurabile di imprese non abbia ancora compreso che l’obbligo le riguarda e che sono previste sanzioni per gli inadempienti e che non pochi soggetti fra quelli che si sono attivati vedano l’adempimento con l’ottica del meno spendo meglio è. Confidando che le associazioni di imprese, Confindustria in testa, si adoperino per continuare a segnalare quanto prevede il D.Lgs. 102/2014, conviene spendere due parole sul perché valga la pena di affrontare l’obbligo in un’ottica positiva.

Un’impresa ha diverse opzioni per essere competitiva. Ad esempio può essere innovativa sul fronte tecnologico, cogliere i trend del mercato, creare mode, etc. Tutte opzioni interessanti, ammesso che si abbia la forza per poterle fare proprie, ma c’è una possibilità che riguarda qualunque tipo di organizzazione, a prescindere dal suo posizionamento sul mercato, ed è la capacità di sfruttare al meglio le risorsedisponibili.

Energia, materiali e semilavorati, scarti e rifiuti e acqua sono voci di costo per tutte le imprese, ma la maggior parte non ha posto la giusta attenzione a come usarle in modo ottimale. Non perché i benefici potenziali non siano interessanti, ma perché non ha mai provato ad indagare sul tema, o ancora oggi troppo spesso prendono decisioni di investimento in funzione del minore costo, invece che in base a un’analisi sul ciclo di vita di utilizzo del bene (come insegna qualunque manuale del management). La conseguenza è che tutte le imprese presentano diversi sprechi legati a usi inutili o impropri di risorse facilmente rimediabili, ma non può intervenire su ciò che non conosce.

Per questo il suggerimento è di approfittare dell’obbligo delle diagnosi energetiche, che si ricorda riguarda tutte le imprese che non siano PMI secondo le definizioni comunitarie, oltre ad altre categorie, come le società partecipate per più del 25% da enti pubblici e gli energivori che beneficiano degli sconti sulle bollette elettriche relativamente agli oneri di sistema. La diagnosi energetica è il primo passo per capire come l’organizzazione utilizza l’energia, dove la spreca, dove può razionalizzarne l’impiego e dove rivedere il processo produttivo o l’edificio/impianto per migliorare la propria value proposition.

Se ben fatta, ossia se seguita con attenzione e cura dall’impresa, la diagnosi energetica può fornire preziosi elementi non solo sui consumi energetici e i possibili interventi di efficientamento energetico (eliminazione sprechi, adozione di tecnologie più performanti, utilizzo di fonti rinnovabili e scarti), ma anche idee per migliorare il processo produttivo. Un uso intelligente dell’energia, infatti, oltre a tagliare i costi della bolletta energetica, può permettere di ridurre i rischi connessi alla produzione, diminuire i costi ambientali diretti e indiretti, rendere minori i costi della manutenzione, aumentare il comfort lavorativo e dunque la produttività, migliorare la qualità e l’affidabilità dei prodotti e servizi.

L’installazione di un sistema di monitoraggio contestualmente o a valle della diagnosi, inoltre, consente all’impresa di definire e tenere sotto controllo nel tempo le performance energetiche attraverso opportuni indicatori energetici di produzione (e.g. kWh/m2, kWh/tonnellata prodotta, kWh/occupante, etc.), inizialmente basati sui consumi globali, e via via su quelli di singole linee produttive o centri di consumo, a partire da quelli più significativi.

La diagnosi può inoltre essere parte dell’analisi energetica che precede la definizione e implementazione di un sistema di gestione dell’energia ISO 50001. La sua adozione per le imprese non solo esula dall’obbligo quadriennale delle diagnosi energetiche, ma soprattutto assicura che l’impresa operi in un’ottica di miglioramento continuo, con riflessi molto positivi per la produttività. Monitoraggi condotti in altri Paesi europei mostrano come le organizzazioni con un sistema di gestione energetico risultino costantemente più performanti di diversi punti percentuali rispetto a chi non ce l’ha. Come può un manager avveduto non farci un pensierino?

Di questi temi, e del legame fra efficienza energetica e produttività, si parlerà nella tradizionale conferenza FIRE Enermanagement, in programma il 1 dicembre a Milano. Sarà un’occasione per ribadire che l’uso efficiente dell’energia, insieme a quello delle altre risorse, non è solo un’arma per ridurre i costi, ma soprattutto un’opzione per rafforzare il proprio core business.

Fonte: QualEnergia.it

 
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Il nuovo decreto sulle rinnovabili elettriche diverse dal fotovoltaico, attualmente all’esame della Conferenza Stato-Regioni, contiene delle disposizioni applicabili anche agli impianti fotovoltaici: si tratta della disciplina sugli interventi sugli impianti in esercizio. Un’analisi delle novità a cura dello studio legale Sticchi Damiani.

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Lo schema di decreto FER (allegato in fondo all’articolo), adottato ai sensi dell’art. 24, del d.lgs. 3 marzo 2011, n. 28, e inviato alla Conferenza Unificata per l’espressione del parere di competenza, pur disciplinando l’incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili diverse da quella solare fotovoltaica (vedi testo e analisi su QualEnergia.it), contiene delle disposizioni applicabili anche agli impianti fotovoltaici. Ci si riferisce, in particolare, all’articolo 30 del decreto, rubricatoInterventi sugli impianti in esercizio.

La norma in esame incarica il GSE di pubblicare, entro 45 giorni dalla data di entrata in vigore del decreto ministeriale, le “procedure per l’effettuazione di interventi di manutenzione e ammodernamento degli impianti incentivati, ivi inclusi i fotovoltaici, con la finalità di salvaguardare l’efficienza del parco di generazione e, al contempo, di evitare comportamenti che possano causare indebiti incrementi della spesa di incentivazione”.

È lo stesso articolo 30 a dettare i criteri cui dovrà attenersi il GSE nella predisposizione del “nuovo” Documento Tecnico di Riferimento (DTR). Si ricorda, infatti, che il DTR pubblicato dal GSE a maggio del 2015 è stato sospeso dallo stesso Gestore il successivo mese di luglio, a seguito dei ricorsi promossi da numerosi operatori del settore e dall’associazione Assorinnovabili.

I principi individuati nel d.m., si anticipa, superano alcuni dei rilievi critici che caratterizzavano il citato Documento Tecnico di Riferimento; altri, invece, lascianoancora aperti risvolti problematici.

Procedendo con ordine:
a) Il criterio sub a), dell’art. 30, prevede l’ammissibilità dei soli interventi di manutenzione che non comportino incrementi superiori all’1% della potenzanominale dell’impianto e delle singole macchine o sezioni che lo compongono, percentuale elevata fino al 5% per gli impianti di potenza nominale fino a 20 kW. Il criterio in esame sembra superare, parzialmente, i profili critici dell’Allegato A al DTR del GSE: quest’ultimo, infatti, prevedeva l’introduzione di una soglia di producibilità massima degli impianti, pari, per gli impianti entrati in esercizio da almeno tre anni, al valore massimo di energia prodotta, su base annua, negli ultimi tre anni solari di decorrenza dell’incentivo antecedenti alla realizzazione dell’intervento di modifica, incrementato del 2%.

b) Il criterio sub b), dell’art. 30, stabilisce che per le sostituzioni definitive devono essere utilizzati componenti nuovi o rigenerati. Il criterio in esame sembra superare le criticità contenute nel paragrafo 1.4. “Sostituzione dei componenti dell’impianto” del vecchio DTR, laddove si faceva divieto di installare componenti già utilizzati in altri impianti incentivati (anche, si ritiene, se opportunamente rigenerati).

c) Il criterio sub c), dell’art. 30, stabilisce che gli interventi di manutenzione che comportino la sostituzione dei componenti principali degli impianti, vale a dire, per i fotovoltaici, “i moduli e gli inverter”, devono essere comunicati al GSE entro 60 giorni dall’esecuzione dell’intervento, in forma di dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, ex art. 47, del D.P.R. n. 445/2000, in conformità a un modello predisposto dal GSE, per la verifica del rispetto delle disposizioni di cui alle precedenti lettere a) e b). A norma dell’art. 30, comma 2, solo per questo tipo di interventi, si applica il d.m. 24.12.2014, inerente il pagamento degli oneri di istruttoria. Il criterio in esame supera le precedenti criticità del DTR, che imponeva la comunicazione di avvio dell’intervento, e la comunicazione di fine lavori, con l’obbligo di accludere numerosi documenti e relazioni asseverate (ora superate dalla dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà). Inoltre per gli interventi di ordinaria manutenzione non è richiesto il pagamento dei costi di istruttoria. Resta da verificare quali adempimenti richiederà il GSE con riferimento alla comunicazione degli interventi di manutenzione ordinaria – che non investano, cioè, i componenti principali dell’impianto.

d) Il criterio di cui alla lett. d), dell’art. 30, esonera da ogni comunicazione gli interventi che interessino gli impianti di potenza fino a 3 kW, operanti in regime di scambio sul posto.

e) Il criterio di cui alla lett. e), dell’art. 30, prevede l’ammissibilità di interventi di manutenzione mediante l’utilizzo anche temporaneo di macchinari ed elementi di impianto di riserva, anche nella titolarità di soggetto diversi dal soggetto responsabile, purché non comportino incrementi della potenza nominale dell’impianto. Anche questo criterio sembra superare i già riscontrati profili di criticità del vecchio DTR, che vietava l’utilizzo di elementi già installati su altri impianti. Potrebbe profilarsi tuttavia una disparità di trattamento rispetto al regime previsto per le sostituzioni definitive di cui alla lett. b). Solo per queste ultime, infatti, è previsto un margine di incremento dell’1% della potenza nominale dell’impianto (5% per gli impianti di potenza inferiore a 20 kW).

L’ultimo comma dell’art. 30 incarica il GSE di verificare il rispetto della norma in esame, ai sensi del d.m. 31 gennaio 2014. A livello procedurale, occorrerà attendere che il GSE adotti le nuove procedure per gli interventi di manutenzione, entro 45 giorni dalla pubblicazione del decreto ministeriale in Gazzetta Ufficiale. Allo stato, sulla bozza di decreto dovrà ancora esprimersi la Conferenza Unificata.

Una volta pubblicate le nuove regole tecniche, occorrerà verificare se il GSE si atterrà ai criteri direttivi indicati dall’art. 30. In caso contrario, si potrà adìre il Tar del Lazio per l’annullamento del nuovo Documento. In quell’occasione, oltre a contestare i vizi propri delle procedure del GSE, potranno eventualmente farsi valere eventuali illegittimità dello stesso d.m., concretandosi la lesione che legittima l’operatore all’azione solo al momento dell’adozione dell’atto amministrativo di recepimento, cioè il nuovo Documento tecnico del GSE.

Fonte: QualEnergia.it

 
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Il governo ha confermato la volontà di inserire nel disegno di Legge di Stabilità l’ampliamento degli ecobonus sull’efficienza energetica anche a condomìni e complessi di edilizia residenziale pubblica.

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Il governo ha recentemente confermato la volontà di inserire nel disegno di Legge di Stabilità l’ampliamento degliecobonus sull’efficienza energetica anche a condomìni e complessi di edilizia residenziale pubblica. Lo ha dichiarato il ministro delle Infrastrutture Graziano Delrio.

“Per i condomìni – scriveva alla stampa Delrio – consideriamo il modello delle ESCo, le energy service company, in grado di promuovere più intensamente la rigenerazione urbana. È un obiettivo non solo economico, ma di qualità delle città nel segno della rigenerazione urbana, della vita e delle relazioni nelle nostre comunità”.

Sulle proposte in discussione nell’ambito della Legge di Bilancio – che prevederebbero anche l’introduzione di un nuovo sistema di incentivo per il retrofit energetico dei condomini e innoverebbero il sistema delle detrazioni fiscali attraverso una premialità legata ai salti di classe energetica delle abitazioni – si è espressa Legambiente in un comunicato congiunto con il Consiglio Nazionale degli Architetti, Pianificatori, Paesaggisti e Conservatori: “Non si tratta solo di una importante misura per il rilancio dell’edilizia in drammatica crisi di occupazione e di fatturato: lo è per i cittadini che avrebbero la possibilità di ridurre la spesa per il riscaldamento dovuta a edifici “colabrodo”; lo è per gli abitanti dell’Italia a rischio sismico e idrogeologico che potrebbero veder finalmente riconosciuto il loro diritto fondamentale alla sicurezza dell’abitare; lo è nell’interesse generale, perché riducendo i consumi energetici si riducono le emissioni di CO2 causa dei cambiamenti climatici”.

Per ambientalisti e architetti poi “solo con una stabilizzazione tale da permettere di programmare e riqualificare i condomìni si possono rigenerare le città italiane e dare certezze agli investimenti per un habitat migliore”. “Ora – concludono – ci auguriamo che il Ministero dell’Economia, prima, e il Parlamento, poi, concordino sull’opportunità e sull’importanza di una misura finalmente incisiva e strutturale che in altri Paesi dell’Unione ha dato risultati importanti”.

Fonte: QualEnergia.it

 
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L’Emilia Romagna ha aggiornato le disposizioni nazionali emanate in attuazione della direttiva europea sulla prestazione e certificazione energetica degli edifici. Saranno in vigore il 1° ottobre 2015.

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Dopo l’uscita in Gazzetta Ufficiale del 15 luglio del decreto ministeriale sull’aggiornamento delle linee-guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici, la Regione Emilia-Romagna ha provveduto ad aggiornare la propria disciplina in materia.

Con la profonda revisione della Legge regionale n. 26/2004 operata con la Legge Regionale n. 7/2014, Comunitaria 2014, la Regione ha provveduto al riallineamento della normativa regionale alla Direttiva 2010/31/UE: l’art. 25-ter della “nuova” Legge regionale prevede che la Regione adotti uno specifico provvedimento mediante il quale disciplinare le procedure di attestazione della prestazione energetica degli edifici, aggiornando la normativa attuale.

La Giunta regionale, nella seduta di lunedì 7 settembre, ha adottato la Delibera di Giunta regionale n. 1275, Approvazione delle disposizioni regionali in materia di attestazione della prestazione energetica degli edifici (certificazione energetica):il provvedimento è stato pubblicato sul Bollettino ufficiale della Regione Emilia-Romagna n. 237 del 10 settembre 2015.

Le specifiche disposizioni entrano in vigore dal 1° ottobre 2015; fino a tale data continuano a trovare applicazione le disposizioni attualmente vigenti di cui allaDelibera di Assemblea legislativa n. 156 del 4 marzo 2008 e s.m., e in particolare quelle riportate ai punti 5, 6 e 7 e negli allegati 6, 7, 8, e 9.

Dopo l’adozione della Delibera di Giunta regionale n. 967 del 20 luglio, Approvazione dell’Atto di coordinamento tecnico regionale per la definizione dei requisiti minimi di prestazione energetica degli edifici, pubblicata sul Bollettino ufficiale della Regione Emilia-Romagna n. 184 del 24 luglio 2015 continua così il percorso di riallineamento della normativa regionale in materia di prestazione energetica degli edifici alla Direttiva 2010/31/UE.

Diverse e importanti le modifiche introdotte, in coerenza con le disposizioni nazionali, che modificano radicalmente le metodologie finora applicate ai sensi della DAL 156/08 e s.m.

Con particolare riferimento al sistema di classificazione, si sottolinea che il sistema finora applicato, basato su classi “fisse” di prestazione energetica (8 classi: A+ / A / B / C / D / E / F / G) determinate sulla base di un range costante di valori dell’indice EP espresso in kWh/mq, viene sostituito da un nuovo sistema basato su classi “scorrevoli” (10 classi: A4 / A3 / A2 / A1 / B / C / D / E / F / G), determinate in base ad un range di variazione proporzionale del valore dell’indice EP di un edificio di riferimento “virtuale”: per edificio di riferimento si intende un edificio identico in termini di geometria (sagoma, volumi, superficie calpestabile, superfici degli elementi costruttivi e dei componenti), orientamento, ubicazione territoriale, destinazione d’uso e situazione al contorno e avente caratteristiche termiche e parametri energetici predeterminati.

In pratica, nel nuovo sistema, il valore dell’indice di prestazione energetica globale non rinnovabile calcolato sull’edificio di riferimento, determina il limite tra la classe A1 e B, mentre gli intervalli di prestazione che identificano le altre classi sono ricavati attraverso coefficienti moltiplicativi di riduzione/maggiorazione del suddetto valore EPgl,nr,Lst.

La prestazione energetica verrà misurata per tutti i servizi energetici presenti(climatizzazione invernale ed estiva, produzione di Acs, e – per gli edifici del settore terziario – illuminazione e trasporto). Per gli immobili privi di impianto termico la determinazione della classe avverrà simulando la presenza di un impianto tradizionale per la climatizzazione invernale e la produzione di Acs (acqua calda sanitaria).

Le disposizioni prevedono l’avvio, a partire dal 1° gennaio 2016, di campagne annuali di verifica di conformità degli Ape (attestato di prestazione energetica) emessi, anche ai fini della irrogazione delle sanzioni previste dalla legge, specificando le modalità e le tipologie di controllo previste. A partire dalla stessa data, verrà inoltre reso obbligatorio il versamento di un contributo da parte dei soggetti certificatori in occasione della registrazione di ciascun Ape: con successivo atto verrà stabilito l’ammontare di tale contributo.

Nessuna novità invece in merito ai requisiti richiesti per l’accreditamento dei soggetti certificatori, che erano già stati allineati a quanto previsto dal DPR 75/2013. Sono già in corso le attività finalizzate alla modifica dell’applicativo informatico Sace per adeguarlo in tempi utili alle nuove disposizioni.

Fonte: QualEnergia.it

 
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Dal 1° ottobre e per l’ultimo trimestre 2015 per la famiglia-tipo la bolletta dell’elettricità avrà un aumento del 3,4%, mentre la bolletta del gas registrerà un incremento del 2,4%. Le cause spiegate dall’Autorità per l’Energia. Come si compone oggi la bolletta elettrica? Quanto incidono fonti rinnovabili ed efficienza energetica?

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L’Autorità per l’Energia lo scorso venerdì ha comunicato il suo aggiornamento (vedi pdf del comunicato in basso): dal 1° ottobre e per l’ultimo trimestre del 2015 per la famiglia-tipo la bolletta dell’elettricità avrà un aumento del 3,4%, mentre la bolletta gas registrerà un incremento del 2,4%. Questo aumento arriva dopo i ribassi nei primi 9 mesi dell’anno. I risparmi totali nel 2015 saranno comunque di oltre 60 euro.

Per l’elettricità la spesa per la famiglia-tipo nell’anno (1° gennaio 2015-31 dicembre 2015) sarà di circa 505 euro, comunque con un calo del 2,2% rispetto al 2014, corrispondente ad un risparmio di oltre 11 euro. Per il gas la spesa della famiglia tipo per lo stesso periodo sarà di circa 1.123 euro, con una riduzione del 4,2%, corrispondente a un risparmio di circa 50 euro

Nel IV trimestre del 2015 il rialzo per l’energia elettrica è sostanzialmente dovuto adue fattori:

  1. L’aumento dei costi complessivi per l’approvvigionamento della “materia energia” che risente dei picchi di prezzo registrati sul mercato all’ingrosso nello scorso mese di luglio (+39% rispetto a giugno) a fronte di consumi di elettricità eccezionalmente elevati per il caldo record. Lo scarso apporto della produzione idroelettrica ed eolica per siccità e limitata ventosità ha reso necessario riattivare numerosi impianti termoelettrici con maggiori costi sul mercato.
  2. L’esigenza di adeguare ancora al rialzo gli oneri di sistema, in particolare per sostenere i costi straordinari connessi alla fine del meccanismo di ritiro dei certificati verdi nel 2016 e i costi per gli incentivi all’efficienza energetica. Il peso di questa parte in totale è +1,6%, sulla variazione complessiva della spesa per il cliente tipo. In particolare la componente A3 (incentivi alle rinnovabili e assimilate) pesa per un +0,8%. L’aumento della componente UC7, a copertura degli oneri per misure ed interventi di promozione dell’efficienza energetica negli usi finali, pesa per un altro +0,8% circa

Da ottobre, il prezzo di riferimento dell’energia elettrica per il cliente tipo sarà di 19,06 centesimi di euro per kilowattora, tasse incluse, così suddiviso (vedi anche grafico a torta):

Servizi di vendita (44%)

  • 7,50 cent€/kWh (39,33% totale bolletta) per costi di approvvigionamento dell’energia;
  • 0,89 cent€/kWh (4,67%) per la commercializzazione al dettaglio.

Servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura): 3,32 cent€/kWh (17,39%)

Oneri generali di sistema (oneri generali di sistema fissati per legge): 4,82 cent€/kWh (25,28%)

Imposte (IVA e accise): 2,54 cent€/kWh (13,33%)

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A loro volta gli oneri di sistema (IV° trimestre 2015) sono così ripartiti (vedi anche grafico sotto):

  • componente A3 (incentivi fonti rinnovabili e assimilate): 82,02% (3,95 cent€/kWh), cioè, per le vere rinnovabili, la spesa è meno del 20% del totale del kWh (la stima è di una spesa per sostenere le vere rinnovabili di circa 100-102 €/anno per famiglia-tipo con consumi di 2.700 kWh/anno)
  • componente A2 e MCT (oneri per la messa in sicurezza del nucleare e compensazioni territoriali, comprensivi dei 135 milioni di euro/anno destinati al Bilancio dello Stato): 7,03% (0,34 cent€/kWh)
  • componente ‘Ae’ (agevolazioni  per  le  imprese  manifatturiere  a  forte  consumo  di  energia  elettrica): 4,36% (0,21 cent€/kWh)
  • componente UC7 (promozione dell’efficienza energetica): 4,13% (0,20 cent€/kWh)
  • componente A4 (regimi tariffari speciali per la società Rete ferroviaria Italiana): 1,24% (0,06 cent€/kWh)
  • componente UC4 (compensazioni per le imprese elettriche isole minori: 0,66% (0,03 cent€/kWh)
  • componente A5 (sostegno alla ricerca di sistema): 0,41% (0,02 cent€/kWh)
  • componente As (bonus elettrico): 0,15% (0,007 cent€/kWh).

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Per il gas si registra un leggero calo della componente materia prima che riflette le aspettative al ribasso delle quotazioni a termine nei mercati all’ingrosso in Italia e in Europa, rendendo meno evidente quella che sarebbe la normale dinamica dei mercati al rialzo legata all’andamento stagionale dei consumi. Crescono però i costi di trasporto e della componente per la gradualità nell’applicazione della riforma gas dell’Autorità.

Fonte: QualEnergia.it

 
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Basilicata, Marche, Puglia, Sardegna, Abruzzo, Veneto, Calabria, Liguria, Campania e Molise bocciano la deriva petrolifera del Governo Renzi e depositano 6 quesiti referendari in Cassazione.

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Oggi i delegati dei 10 consigli regionali hanno depositato in Cassazione sei quesiti referendari contro le trivellazionipreviste dagli articoli dello Sblocca Italia. A deliberare a favore del referendum anti-trivelle Basilicata, Marche, Puglia, Sardegna, Abruzzo, Veneto, Calabria, Liguria, Campania, Molise: i due terzi delle regioni costiere. Un numero importante visto che si è superata ogni aspettativa, oltrepassando di gran lunga la condizione minima prevista dall’articolo 75 della costituzione (5 consigli regionali) per poter depositare i requisiti in Cassazione.

“Il messaggio – dichiara Vittorio Cogliati Dezza, presidente nazionale di Legambiente – è forte e chiaro: il Paese non ha bisogno di inutili e dannose trivellazioni serve piuttosto urgentemente una diversa strategia energetica che liberi il Paese dalle fonti fossili e garantisca la qualità del territorio ed il benessere della popolazione, non gli interessi dei petrolieri. È ora di ascoltare la voce e le richieste delle associazioni e dei cittadini, come hanno fatto le Regioni depositando i quesiti referendari per l’abrogazione delle norme pro trivelle approvate da questo Governo e da quelli precedenti. L’Esecutivo non può più pensare di fare il finto sordo e il finto cieco”.

“Il referendum – aggiunge Cogliati Dezza – rappresenterà dunque un’importantissima occasione per scegliere un futuro energetico diverso per il nostro Paese. Nell’attesa che la Cassazione si pronunci sul referendum, continueremo con azioni di mobilitazione e impegni concreti per fermare i progetti petroliferi in mare recentemente sdoganati. Due in particolare quelli più urgenti: Ombrina Mare, la piattaforma petrolifera che dovrebbe sorgere a largo della costa abruzzese, di cui si discuterà il prossimo 14 ottobre al Ministero dello Sviluppo economico con una conferenza dei servizi, e Vega B, la piattaforma prevista nel canale di Sicilia a largo della costa ragusana, che ha da poco ricevuto il nulla osta ambientale, e su cui Legambiente e altre associazioni hanno già fatto ricorso al Tar. Tra gli impegni concreti anti trivelle, è quindi fondamentale che le amministrazioni si impegnino per chiedere fin da subito una moratoria che blocchi qualsiasi autorizzazione relativa alle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi”.

Fonte: QualEnergia.it

 
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Il contenuto dell’intesa sulla lotta al riscaldamento globale annunciata venerdì dal presidente americano Barack Obama e il suo omologo cinese Xi Jinping. Pechino conferma l’avvio nel 2017 nel colosso asiatico di un meccanismo di “cap and trade” per la CO2 a livello nazionale.

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“I due presidenti hanno riaffermato la convinzione condivisa che i cambiamenti climatici sono una tra le più grandi minacce per l’umanità e che sia gli Stati Uniti e che la Cina devono avere un ruolo decisivo in questo senso”. È quanto recita il comunicato congiunto di Pechino e Washington diffuso dopo l’intesa sulla lotta al climate change annunciata venerdì dal presidente americano Barack Obama e il suo omologo cinese Xi Jinping.

In particolare, oltre ai proclami di una stretta collaborazione tra i due Paesi sulle tematiche ambientali in vista della Cop 21 di Parigi, l’accordo ha portato con sé la conferma dell’avvio nel 2017 nel colosso asiatico di un meccanismo di “cap and trade” per la CO2 a livello nazionale.

Nel ribadire il suo obiettivo di tagliare del 60% il livello delle emissioni per unità di Pil tra il 2005 e il 2030, Pechino ha fatto sapere inoltre che dedicherà più di tre miliardi di dollari al supporto di iniziative “green” in altri Paesi in via di sviluppo.

La prima storica intesa sul clima tra Usa e Cina, lo ricordiamo, era stata raggiunta lo scorso novembre.

Il gigante asiatico, primo emettitore mondiale di gas serra, ma responsabile solo del 7,6% delle emissioni in una prospettiva storica (contro il 30% degli Usa), per la prima volta in quell’occasione ha accettato di darsi un obiettivo di riduzione della CO2 in termini assoluti, mentre finora si era impegnata solamente a ridurre il tasso di crescita delle emissioni. Gli Stati Uniti da parte loro a novembre 2014 hanno alzato l’asticella rispetto all’impegno preso a Copenhagen: non si limiteranno a ridurre le emissioni del 17% rispetto ai livelli del 2005 entro il 2020, ma punteranno a tagliarle del 26-28% al 2025.

Fonte: QualEnergia.it

 

Con un quadro normativo ormai pressoché definito, il mercato italiano del biometano sta partendo. Ottimismo e particolare attenzione alle applicazioni extra-rete, carburanti per i trasporti in primis. Ne abbiamo parlato con Piero Gattoni, presidente del Consorzio Italiano Biogas, che ci ha fornito la fotografia della situazione.

Biomethane could account for as much as 20% of the natural gas -- erdgas -- used in NGVs in Germany by 2015, says Berlin-based Erdgas-Mobile.

C’è grande ottimismo nella nascente filiera nazionale delbiometano. Il polso degli attori coinvolti si è percepito nel corso di un seminario tecnico organizzato dal CIB, ilConsorzio Italiano Biogas, a Bologna lo scorso 10 settembre, con la presenza di oltre 220 persone, gran parte operatori, pronti a investire negli impianti dopo il recente completamento della normativa, almeno per quel che riguarda il suo utilizzo extra rete, cioè come carburante nei trasporti e nella cogenerazione ad alto rendimento, peraltro oggetto principale dell’incontro.

Per quanto riguarda invece il suo uso nella rete gas, restano ancora alcune criticità come la necessità di definire le condizioni tecnico-economiche da parte dei gestori di rete e i parametri di qualità del prodotto.

Ricordiamo che il biometano nasce dal processo di raffinazione del biogas(mediante upgrading) per arrivare a una concentrazione di metano del 95%, che lo rende assimilabile al gas naturale. Oggi possono richiedere la qualifica di impiantodi produzione di biometano i soggetti responsabili di impianti non ancora in esercizio (richiesta di qualifica a progetto), cioè che sono in fase di progettazione o nella fase successiva all’avvio dei lavori, ma non ancora completati e, ovviamente, anche i soggetti responsabili di impianti di produzione di biometano già in esercizio (vedi anche su QualEnergia.it).

Tra le intenzioni del legislatore dietro questa spinta al biometano c’è sicuramente l’idea di valorizzare nei prossimi anni gli impianti di biogas esistenti, come ha spiegato Marco Pezzaglia, responsabile ufficio studi CIB, soprattutto per favorire un abbassamento della componente A3 mediante, appunto, lo “switch” da biogas per l’elettricità a biogas per il biometano.

Per capire questa nuova e stimolante fase per il biometano in Italia alla luce della normativa più recente e in particolare per l’uso extra-rete, chiediamo a Piero Gattoni, presidente del Consorzio Italiano Biogas, di fornirci un quadro sintetico dello stato dell’arte.

piero-gattoni-CIB

«Proprio sull’extra rete – spiega Gattoni – si è chiusa la prima parte di procedure di percorso attuativo che era stato aperto con il decreto del 5 dicembre 2013. Ripercorrendo un po’ la storia sulla normativa del biometano ricordiamo che tutto è nato proprio da questo decreto che indicava tre strade per l’indirizzo della produzione e uso di biometano realizzato da fonti agricole e agro-industriali e da rifiuti alimentari di origine commerciale o domestica. Le opzioni indicate sono quelle di usare il biometano nel settore dei trasporti come carburante oppure immetterlo direttamente in rete, stoccandolo, per facilitare così l’efficientamento della produzione da biometano, che essendo una quota del 50% circa della produzione di biogas ha il vantaggio di essere una molecola chimica in grado, appunto, di essere stoccata e, come sappiamo, la rete di distribuzione del gas ha la capacità di farlo. Possiamo così produrre un’energia da utilizzare là dove serve: in cogeneratori ad alto rendimento utilizzando anche il calore, oppure nei momenti in cui la rete ne ha veramente bisogno».

Come è stato spiegato anche nel vostro incontro, il settore sembra pronto a investire da subito nel biometano per il settore dei trasporti.

Sì, è così. Il fatto che per l’extra-rete abbiamo completato il passaggio attuativo significa che da domani possiamo produrre e raffinare il biogas in biometano, portarlo attraverso un carro-botte o un carro cisterna in forma gassosa o liquida ad un distributore e venderlo a un cittadino che possiede un’auto alimentata a metano.

Si è parlato molto di incentivi, i CIC, certificati di immissione al consumo. Ma il dato sul loro valore è ancora complesso da definire.

Ricordiamo che la differenza fondamentale è che l’incentivo è dato da un obbligo che hanno i distributori di carburanti fossili rappresentato da una quota che il nostro Paese ha già individuato sia per i carburanti di prima generazione che per i carburanti cosiddetti “avanzati”, qual è il biometano prodotto esclusivamente da determinate biomasse. Quindi l’incentivo sarà sostenuto direttamente dalle industrie dei carburanti, non gravando sulle bollette dei consumatori. In questa fase quindi questo nuovo settore avrà bisogno di un mercato. In linea di principio si tratta di una strategia corretta, ma è ovvio che questa primissima fase, in cui le industrie devono partire con nuovi investimenti, dovrà essere accompagnata da una sempre maggiore trasparenza del mercato dei certificati in modo da permettere alle aziende di conoscere quale sarà il loro effettivo valore nel medio periodo per definire meglio i business plan. Siamo fiduciosi che ci siano le condizioni per creare le sinergie con il mondo della distribuzione dei carburanti e capire che questa è una via utile per risolvere un obbligo, che comunque esiste, lasciando sviluppo e lavoro nel paese, dimostrando inoltre sensibilità ambientale.

Appunto sulla questione ambientale. Contro la filiera biogas-biometano in Italia sono nati numerosi comitati locali che si oppongono a questi impianti. Qual dovrebbe essere l’approccio più corretto per confrontarsi con le comunità e favorire l’accettabilità di queste installazioni?

È un tema molto italiano. Bisognerebbe passare da un “no” precauzionale ad un “sì” responsabile. Pensiamo che il ruolo del consorzio CIB sia di stimolare il dibattito all’interno del mondo imprenditoriale affinché tutti i progetti siano sempre più orientati verso l’efficienza e la sostenibilità non solo economico-ambientale, ma anche sociale. Per questo abbiamo realizzato diverse campagne (l’ultima è consultabile su youtube #cibeneficiano tutti, ndr) con una spiegazione del “biogas fatto bene”. Ciò significa assumersi la responsabilità come produttori che qualsiasi attività può avere sia un impatto negativo che positivo dal punto di vista ambientale. Noi lo stiamo facendo perché crediamo in questo modo di rendere più competitive le nostre aziende, ma anche perché pensiamo di fare progetti anche di valenza sociale ed ambientale. Dobbiamo però insegnare agli imprenditori come comunicarlo ai cittadini, coinvolgendoli anche preventivamente rispetto ai progetti che si hanno intenzione di sviluppare. Insieme dobbiamo poi confrontarci con il mondo delle associazioni ambientaliste perché si possa elaborare un piano di comunicazione, come è negli obiettivi di un progetto europeo a cui parteciperemo con CNR e Legambiente. Laddove le opposizioni si dimostreranno immotivate dovremmo avere anche la forza di portare dati scientifici a dimostrazione del fatto che questi progetti sia opportuni e sostenibili, chiedendo anche ai cittadini di fare uno sforzo di approfondimento imparziale su queste tematiche.

Sul tema del biometano, QualEnergia.it in collaborazione con il CIB e la rivista BiogasInforma, pubblicherà nella seconda metà di ottobre uno Speciale (“Biometano: la partenza di una filiera italiana”), con taglio divulgativo, sulla filiera, le opportunità, gli aspetti tecnico-economici ed ambientali. Il documento sarà anche corredato da schede tecniche di Aziende del settore (info: CIB –comunicazione@consorziobiogas.it)

Fonte: QualEnergia.it