Energia

(Teleborsa) – La rete di distribuzione ha un ruolo chiave per abilitare la transizione energetica. Si rendono quindi necessari investimenti, per permettere alla rete di gestire il cambiamento di assetto del sistema elettrico e far fronte ai cambiamenti climatici. È quanto emerge dallo Studio “Il ruolo della distribuzione elettrica per una transizione energetica sicura” realizzato da TEHA in collaborazione con Enel anticipato oggi, nell’ambito della 50° edizione del Forum “Lo Scenario di oggi e di domani per le strategie competitive” di The European House – Ambrosetti, in una conferenza stampa cui hanno preso parte Lorenzo Tavazzi, Senior Partner e Board Member di The European House – Ambrosetti e TEHA Group, Gianni Vittorio Armani, Direttore Enel Grids and Innovability di Enel e Guido Bortoni, Presidente di CESI, già Capo Dipartimento Energia del Governo Italiano e già Presidente di ARERA.”Alla luce dei cambiamenti in atto nel sistema elettrico e di quelli richiesti per raggiungere la decarbonizzazione, il consolidamento e sviluppo della rete di distribuzione come mezzo essenziale per abilitare questa evoluzione è di fatto al centro del dibattito energetico attuale. Per sostenere questa nuova importante fase di sviluppo della rete di distribuzione attraverso capitale investito e innovazione, è necessario garantire un assetto in continuità che permetta una stabilità finanziaria e una gestione sostenibile per gli operatori della rete di distribuzione”, ha commentato Gianni VittorioArmani, Direttore Enel Grids and Innovability di Enel.”Il progressivo aumento della generazione distribuita da fonti rinnovabili e la maggiore elettrificazione dei consumi finali richiedono che la rete di distribuzione elettrica sia adeguata e abiliti una transizione “senza strappi”, ha commentato Lorenzo Tavazzi, Senior Partner e Board Member di The European House – Ambrosetti e TEHA Group. “L’evoluzione del sistema elettrico e il ruolo della distribuzione richiedono nuovi importanti investimenti nella rete per garantire la continuità delle performance: in Italia nei prossimi 10 anni saranno previsti circa 6 miliardi di Euro di investimenti all’anno, che potranno attivare rilevanti impatti diretti, indiretti e indotti nell’economia del Paese”.Secondo la Commissione Europea, per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione al 2050, l’Unione Europea dovrà raddoppiare il tasso annuo di installazione delle fonti energetiche rinnovabili (FER), rispetto alla media degli ultimi 5 anni, in gran parte nel vettore elettrico che dovrà coprire il 60% dei consumi finali europei. La crescita imponente delle FER distribuite sul territorio e la maggiore elettrificazione dei consumi finali in termini di volumi impongono un nuovo sviluppo della rete di distribuzione come mezzo essenziale per abilitare questa evoluzione. Non è un caso, quindi, che il Net Zero Industry Act (NZIA) della Commissione Europea abbia identificato la rete elettrica come una tecnologia strategica per il raggiungimento delle emissioni nette zero al 2050. La stessa Commissione Europea, inoltre, ha recentemente evidenziato anche la rilevanza e la strategicità della rete di distribuzione elettrica (direttiva UE 2022/2557), identificando questo settore come essenziale per il mantenimento di funzioni vitali della società e critico per il corretto funzionamento di attività economiche produttive.In Italia, la strategicità della rete elettrica è confermata dalla sua presenza nel novero delle infrastrutture strategiche definite dal Golden Power, in un contesto in cui più dell’80% dell’elettricità consumata in Italia viene fornita dalla rete di distribuzione. La rete di distribuzione elettrica è, inoltre, un servizio essenziale non solo per il mantenimento di funzioni vitali per la società (servendo più di 30 milioni di utenti domestici), ma anche e soprattutto delle attività economiche, con 7 milioni di utenze commerciali e industriali connesse.Più nel dettaglio, in Italia la rete di distribuzione elettrica ha un ruolo chiave per abilitare la transizione energetica sia per la crescente connessione di impianti distribuiti (oltre il 70% della capacità rinnovabile addizionale da installare entro il 2030 in Italia verrà infatti connessa alla rete di distribuzione) che per il ruolo sempre più attivo dei consumatori finali nel sistema elettrico, che diventano prosumer e promotori di “attività” innovative. Queste due dinamiche – generazione distribuita e ruolo sempre più attivo dei consumatori finali – evidenziano la strategicità dell’infrastruttura: nel 2023 in Italia sono state effettuate oltre 370 mila connessioni, 7 volte il numero registrato 10 anni fa, a riprova dell’importanza che sta assumendo la generazione elettrica decentralizzata, con impianti di produzione di energia relativamente più piccoli e più vicini ai consumatori finali.La distribuzione va quindi adeguata a queste nuove esigenze dettate dal cambiamento di assetto del sistema elettrico. Se infatti nell’assetto tradizionale del settore, l’elettricità seguiva un flusso monodirezionale con i consumatori finali che ricoprivano un ruolo passivo, la rete elettrica moderna, al contrario, deve riuscire a far fronte – oltre che ha un crescente numero di fonti di produzione elettrica distribuite, a flussi elettrici bi-direzionali e a consumatori finali sempre più attivi.Il tema, quindi, è al centro del dibattito non solo per questo cambiamento di assetto del sistema elettrico, ma anche per i cambiamenti climatici in atto. Infatti, i fenomeni metereologici estremi possono creare danni rilevanti alle infrastrutture elettriche, con ripercussioni sul sistema produttivo e sulla collettività. Al fine di garantire una costante affidabilità del servizio elettrico sono quindi necessari investimenti per incrementare la resilienza della rete di distribuzione nei prossimi anni.Una valutazione sul futuro della distribuzione elettrica in Italia e in Europa non può però prescindere dalla relativa analisi della performance attuale. Muovendo da queste considerazioni, TEHA si è posta l’obiettivo di identificare le caratteristiche salienti della performance della rete di distribuzione in Italia, confrontandola con altri Paesi benchmark in Europa. Dal modello di valutazione analitico sviluppato emerge che la rete di distribuzione italiana (intesa nell’assetto attuale) è tra le più virtuose d’Europa, grazie a un efficace sviluppo del capitale investito che ha abilitato alti tassi di innovazione, efficienza e sviluppo infrastrutturale. In particolare, la rete italiana è 1º per economicità degli oneri di rete e per tasso di penetrazione e funzionalità degli smart meter.L’efficienza, l’efficacia, l’economicità e l’innovazione del settore della distribuzione sono state supportate da un sistema normativo-regolatorio sviluppato su più livelli, evoluto e particolarmente adeguato alle reti. L’evoluzione del sistema elettrico e il ruolo della distribuzione richiedono però nuovi importanti investimenti nella rete per garantire la continuità delle performance. In Italia, nei prossimi 10 anni, saranno richiesti circa 6 miliardi di euro all’anno di investimenti, con conseguenti importanti benefici per il sistema-Paese. Infatti, gli investimenti medi annui attesi nella rete di distribuzione elettrica in Italia potranno generare oltre 13 miliardi di euro di valore aggiunto nel sistema ogni anno, circa lo 0,7% del PIL italiano, abilitando oltre 170mila posti di lavoro e garantendo oltre 12 miliardi di Euro di redditi per le famiglie italiane.Alla luce dell’attuale performance del settore della distribuzione in Italia, che si sostanzia in capacità ed efficacia di investimento, qualità del servizio, innovazione ed economicità per gli utenti finali, è auspicabile che, a partire dall’assetto attuale, l’evoluzione futura preservi e valorizzi, in una prospettiva di lungo termine, gli importanti benefici garantiti finora da un sistema normativo-regolatorio.Occorre quindi che l’evoluzione prospettica del sistema normativo-regolatorio non costituisca, nella seconda metà del decennio in corso, un freno agli investimenti di cui l’evoluzione della rete necessita. LEGGI TUTTO

(Teleborsa) – Italia 15esima e, dunque, fuori dalla top 10 dei paesi europei che producono e utilizzano energia rinnovabile. sul nostro Paese pesa la mancanza di semplificazioni a livello burocratico. In testa la Norvegia che punta forte sull’idroelettrico: il 98% dell’energia che necessita il paese per il suo corretto funzionamento è oggi ricavata da fonti rinnovabili. Sono i dati – non incoraggianti – che emergono da una ricerca effettuata da Aceper (Associazione dei Consumatori e Produttori di Energie Rinnovabili), l’associazione che riunisce 10.000 impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, pari a oltre 7.000 associati per una potenza installata complessiva che supera i 2 GWp. Aceper ha considerato quali sono i 10 paesi europei che permettono, in base alle rispettive normative vigenti, di investire in maniera semplice nel mondo dell’energia rinnovabile. In testa alla classifica troviamo i paesi del nord: primato green per la Norvegia. Il 98% dell’energia prodotta è ricavata da fonti rinnovabili e in particolare si tratta di energia idroelettrica. Seconda posizione per la Svizzera, che si conferma all’avanguardia (62%), seguit dalla Svezia (53,9%) che negli ultimi anni ha introdotto numerosi incentivi fiscali per l’energia solare e procedure accelerate per piccoli impianti. Pochi punti sopra la Danimarca (47%), una dei leader nell’eolico. Bene anche il Regno Unito (43%). Nella seconda metà della graduatoria si conferma il dominio dei paesi nordici: quinta la Finlandia (38,7%), sesta la Lettonia (37,2%), settima l’Austria (33%) con i suoi numerosi impianti solari. Chiudono la top 10 dei ‘paesi rinnovabili’ la Francia, che si salva con un comunque positivo 24% grazie alla grande produzione energia nucleare e idroelettrica, e il Lussemburgo (13%) in decima posizioneL’Italia è fuori dalla top 10 stilata da Aceper non perché non è un paese ‘interessante’ dal punto di vista delle possibilità di produrre energia rinnovabile, anzi”, ha sottolineato Veronica Pitea, Presidente dell’Associazione. “Avremmo tutti gli elementi necessari: acqua, vento, sole in abbondanza e potremmo essere tranquillamente tra i leader del settore. Purtroppo però – ha spiegato – abbiamo un sistema che non ce lo permette: la Francia ha 7-8 mila leggi che regolano l’energia rinnovabile, l’Italia ne ha 100.000 e di conseguenza si complicano tutti i processi perché ogni volta che si vuole fare una semplificazione per puntare sulle rinnovabili bisogna prima capire se essa potrebbe rivelarsi in contrasto con tutte queste regole”. LEGGI TUTTO

(Teleborsa) – Nel mese di luglio il fabbisogno di energia elettrica in Italia è stato pari a 31,3 miliardi di kWh, in crescita del 4,5% rispetto a luglio 2023. Si tratta del dato mensile di luglio più alto in termini di consumi dal 2015. La variazione positiva, che recupera pienamente il dato negativo di luglio dello scorso anno (-3,4%), è stata raggiunta con due giorni lavorativi in più (23 vs 21) e una temperatura media mensile sostanzialmente in linea rispetto a luglio 2023, ad eccezione dell’ultima settimana del mese, durante la quale la temperatura media ha superato di 3 C° quella dello stesso periodo dello scorso anno. Le elevate temperature raggiunte non hanno comunque intaccato i margini di adeguatezza, che rimangono positivi. Il picco massimo di domanda, pari a circa 57,9 GW, è stato registrato nella giornata del 19 luglio tra le 14 e le 15. Questi i dati diffusi da Terna, la società che gestisce la rete di trasmissione nazionale guidata da Giuseppina Di Foggia.Il dato della domanda elettrica, destagionalizzato e corretto dagli effetti di calendario e temperatura, – fa sapere Terna – porta la variazione a +2,6% rispetto a luglio 2023.A livello territoriale, la variazione tendenziale di luglio è risultata differenziata: positiva al Nord (+7,4%) e al Centro (+3,3%), pressoché stazionaria al Sud e nelle Isole (-0,3%).Nei primi sette mesi dell’anno, il fabbisogno nazionale è in crescita dell’1,7% rispetto al corrispondente periodo del 2023 (+0,9% il valore rettificato).L’indice IMCEI (Indice Mensile dei Consumi Elettrici Industriali) elaborato da Terna, che prende in esame i consumi industriali delle imprese cosiddette “energivore”, ha fatto registrare una crescita del 3,5% rispetto a luglio 2023. Con dati destagionalizzati e corretti per l’effetto calendario, la variazione si porta a +3,1%. In particolare, positivi i comparti della cartaria, chimica, alimentare, meccanica, siderurgia e metalli non ferrosi. In flessione, ceramiche e vetrarie, mezzi di trasporto e cemento calce e gesso.In termini congiunturali, la variazione della richiesta elettrica destagionalizzata e corretta dagli effetti di calendario e temperatura è positiva (+3%). In diminuzione invece la variazione congiunturale dell’indice IMCEI (-1,3%).L’indice IMSER (Indice Mensile dei Servizi), che Terna pubblica sulla base dei dati dei consumi elettrici mensili forniti da alcuni gestori di rete di distribuzione (E-Distribuzione, UNARETI, A-Reti, Edyna e Deval), ha fatto registrare, nel mese di maggio 2024, una variazione positiva del 4,2% rispetto a maggio 2023. In particolare, tra i comparti che hanno registrato variazioni positive si trovano attività professionali, scientifiche e tecniche, amministrazione pubblica e difesa, informazione e comunicazione. Tra quelli con variazione negativa trasporto e magazzinaggio e servizi veterinari.Tornando al bilancio mensile di Terna, lo scorso mese la domanda di energia elettrica italiana è stata soddisfatta per l’86,4% dalla produzione nazionale e per la quota restante (13,6%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero. Il valore del saldo estero mensile risulta pari a 4,3 TWh, l’1,5% in meno rispetto a luglio 2023. A livello progressivo, da gennaio a luglio 2024, l’import netto è in aumento del 3,1% rispetto ai primi sette mesi del 2023.In dettaglio, la produzione nazionale netta è risultata pari a 27 miliardi di kWh. Le fonti rinnovabili hanno coperto il 44,2% della domanda elettrica (era 38,1% a luglio 2023). In aumento la fonte idrica (+38,7%), con valori record di idraulicità al Nord che si riducono spostandosi verso il Sud, facendo registrare minimi storici in Sicilia, fotovoltaica (+22,4%) e geotermica (+0,7%); l’incremento della produzione del fotovoltaico (+867 GWh) è dovuto al contributo positivo dell’aumento di capacità in esercizio (+877 GWh) che ha compensato il minor irraggiamento (-10 GWh). In diminuzione la fonte eolica (-11,6%) e termica (-6,5%). In particolare, la quota di produzione a carbone è in riduzione del 74,8% rispetto allo stesso mese del 2023.Nei primi sette mesi del 2024 la capacità rinnovabile in esercizio è aumentata di 4.282 MW (di cui 3.853 MW di fotovoltaico). Tale valore è superiore di 1.208 MW (+39%) rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. LEGGI TUTTO