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UE & BOs / Mercato dell’Energia in Albania

Portale UE & BO / MEA

Questo portale è parte del Centro Albanese per Regolamento e Conservazione dell’Energia. ACERC è un centro think tank con focus di riferimento il mercato dell'energia in Albania e la sua integrazione in quello regionale (IEM). La missione dell’ACERC si basa sulla conoscenza approfondita dell’acquis dell’UE e il quadro regionale dell'energia, nello sforzo di fornire un contributo qualificato alla promozione della liberalizzazione e l’integrazione efficace, così come l'uso efficiente delle risorse energetiche.

Attività principali dell’ACERC consistono nell’offrire collaborazione e supporto agli operatori nelle ricerche di mercato, tramite il licenziarsi dei rapporti, articoli e periodici. Il cour del quale si esplica nell’accompagnamento alla fase di sviluppo delle capacità istituzionali attraverso corsi di formazione, seminari e conferenze nazionali e regionali. Iniziative completati con l’offrire la rappresentanza e il sostegno dentro il forum chiamato alla scuola di regolamentazione Albanese.

Per quanto qui sopra, vi invitiamo a trovarci al Sito Ufficiale di Acerc | Albanian Energy Market - AEM Group in LinkedIn.

Notice: ACERC portal is in standby from January 2016!

Aggiornamenti MEA Agosto 2015 Posted on Tue, July 24, 2018 21:23:00

Dear Friends and Colleagues!

The here portal is in standby from January 2016! Then,
the notices referred up to the above period! However, we will continue to use
time by time the related social media keeping faith to our original commitments
to bring most relevant updates linked with the energy market in Albania.

Notwithstanding the above, your opinion it is
always very useful in our day work and we will be grateful if you want to share
it with us! Click
here
to putt in contact for the sent of
any feedback, leave your testimony, send of any requests, etc.

Thank
and Regards,

Lorenc
Gordani

www.adviser.albaniaenergy.org



Goodbye Single Buyer, and after? Francesco Silva, Wednesday, January 20, 2016 (text in Italian)

Aggiornamenti MEA Agosto 2015 Posted on Sun, January 24, 2016 13:53:21

Addio Acquirente Unico, e dopo?, Francesco Silva, mercoledì 20 gennaio 2016

Ill d.l. 2085/15 recante la “Legge annuale per il mercato e la concorrenza” contiene alcuni provvedimenti riguardanti il mercato elettrico (cap. V), che definiscono una tabella di marcia verso un nuovo assetto del mercato al dettaglio dell’energia elettrica, a modifica di quanto previsto dalla riforma del 1999 (d.l. 79/99). Come noto quest’ultimo istituiva (art. 4) l’Acquirente Unico (AU), che nel corso degli anni successivi ha assunto la responsabilità di presentare un’offerta competitiva a prezzo fisso ai clienti domestici e alle PMI.

Se l’azione di AU è efficiente, questa offerta ha una doppia caratteristica. Innanzitutto é la più conveniente, poiché il prezzo eguaglia il costo d’acquisto sul mercato all’ingrosso da parte di AU più un certo margine riconosciuto dall’AEEGSI ai distributori per coprire i costi di commercializzazione. Il servizio di maggior tutela AU è dunque un peculiare monopolista – tipo low cost – che vende al prezzo di costo ossia di c.p. In secondo luogo l’offerta é anche garantita, perché tenuta fissa per un trimestre.

La riforma non entrerà in vigore immediatamente, ma, dopo una serie di passaggi formali, entro gennaio 2018 o al più tardi entro giugno dello stesso anno. Da quel momento, mancando AU, l’unica opzione lasciata ai clienti domestici e alle piccole imprese (PI) sarà quella di affidarsi al libero mercato del dettaglio.

Il d.l. 2085, come d’altra parte gli interventi legislativi di natura economica, nasce dall’istanza di favorire uno o più soggetti economici. Nello specifico i potenziali beneficiari sono i clienti attualmente tutelati da AU e le società distributrici al dettaglio. Quindi nasce spontanea una domanda: a favore di chi è disegnata questa nuova norma?. Il nuovo d.l. favorirebbe i primi se i prezzi generati dal mercato libero, presumibilmente concorrenziale o comunque il più concorrenziale allo stato dell’arte, fossero sistematicamente inferiori a quelli prospettati dall’offerta di AU sul mercato tutelato, ossia se AU si fosse rivelato inefficiente La sua soppressione sarebbe allora un sicuro vantaggio per i clienti fin’ora da esso tutelati. Ebbene, come mostrano i dati contenuti nella tab. 1 la situazione è esattamente rovesciata: almeno tra il 2012 e il 2014 i prezzi del mercato tutelato sono più bassi di quelli del mercato libero.

Ne consegue che il dl 2085 favorisce le società elettriche che vendono al dettaglio. Da tempo queste ultime mostrano insoddisfazione per il fatto che il mercato tutelato, che rappresentava nel 2014 il 67% dei volumi dei clienti domestici ed il 29% dei volumi delle PI, é regolamentato e offre loro solo un margine fissato dall’Autorità a copertura dei costi. Con il 2018 questo nuovo spazio di mercato sarà invece aperto ai distributori. Il margine che caricheranno sul costo di acquisto potrà essere eguale al loro costo di distribuzione, come avviene ora, o maggiore.

L’eguaglianza si avrebbe nell’ipotesi solo scolastica che s’instaurasse concorrenza perfetta. Con ogni probabilità i prezzi saranno quindi maggiori e la via che lo consentirà é quella della trasparenza. Mentre le proposte di AU sono chiare e a tutti note, non è affatto garantito che lo stesso avvenga per quelle dei distributori concorrenti. Ognuno di noi sa che le offerte telefoniche sono competitive, ma anche assai poco chiare: pochi utenti familiari sono capaci, o vogliosi, di informarsi per riuscire sempre a cogliere l’offerta più conveniente, al netto dei costo di switching.

Se è vero che l’oggetto venduto – energia elettrica- è più semplice della comunicazione telefonica, non è difficile complicarlo. Basta aggiungervi un po’ di nuove caratteristiche (colore più o meno verde dell’energia, orari, garanzie di stabilità, offerte abbinate ad altri prodotti come il gas, etc.) per rendere difficili i confronti. Si tenga poi conto che normalmente la bolletta elettrica incide sul budget familiare meno di quella telefonica e quindi la convenienza ad assumere informazioni è ancora più ridotta. Si può quindi molto ragionevolmente ritenere che sul nuovo mercato i venditori al dettaglio godranno di margini maggiori di oggi.

Il fatto sorprendente è che il d.l. 2085 non prevede alcuno strumento sostitutivo di tutela degli utenti, esprimendo una fiducia illimitata nella mano invisibile e forse nell’AGCM. Tale fiducia è un po’ minore in vari paesi dove sussistono strumenti di protezione, ad esempio soggetti pubblici che possono imporre alcune regole di trasparenza – uno standard preciso e leggibile di offerta, etc. – e intervenire in caso di comportamenti inappropriati da parte delle società.

Il Regno Unito, pur credendo molto in A. Smith, è uno di questi paesi. Il d.l. 2085 è oramai un dato di fatto. Si deve allora chiedere al governo di attivare strumenti istituzionali nel senso appena detto, investendo un soggetto pubblico della responsabilità di verificare la trasparenza delle offerte e il corretto rapporto dei venditori con gli utenti. In tal modo il peggioramento per gli attuali utenti del mercato tutelato sarà minimizzato. Comunque sia, deve essere chiaro che non esiste alcuna ragione economica, nel senso del massimo beneficio per i consumatori, che giustifichi la soppressione di un assetto che garantisce loro de facto una soluzione eguale a quella prodotta dal mercato perfettamente concorrenziale.



Cambiamento delle regole di gioco che possono pesare caro agli investimenti, Dr Lorenc Gordani, 28 Dicembre 2015

Aggiornamenti MEA Agosto 2015 Posted on Mon, December 28, 2015 23:59:33

L’ERE nella sua riunione di Consiglio del 28.12.2015 sul
“Cambiamento delle regole del mercato albanese dell’energia” ha deliberato
in materia di compensazione degli squilibri creati nella produzione
elettricità. Una decisione quindi forse non ben ponderata oggi che potrebbe passare
in modo irreparabili sugli investimenti nella produzione da piccoli produttori
di energia e viene già in seguito di quella del 24.12.2015 riguardante la
formula per la determinazione del prezzo di acquisto dell’energia elettrica per
il 2016. Decisione questa ultima che conferma la già contestata Dec. ERE no. 27
del 15.02.2015.

I piccoli produttori di energia si oppongono fortemente a
queste due decisioni dell’ERE per una serie di motivi. La Decisione del
24.12.2015 del Consiglio ERE basato sulla Decisione n. 125 del 11.02.2015
“Per l’approvazione della tariffa fissa dell’energia, che deve essere
pagato ai produttori di energia elettrica da fonte idroelettrica” pur
dovendo basarsi sul quadro giuridico della legge n. 138/2013 “sulle fonti
energetiche rinnovabili”, utilizza come formula di calcolo il coefficiente
HUPX moltiplicato per 1.24. Pertanto è contro legge perché la formula di cui
all’articolo 15 della legge 138/2013 non fa alcun riferimento HUPX e
coefficiente 1,24.

Secondo di natura procedurale, essendo che per legge è
l’ERE dovrà proporre al Consiglio dei ministri la metodologia per il calcolo
della tariffa elettrica fissa da pagare ai produttori di energia idroelettrica
fino a 15 MW. Si precisa che durante il 2015, l’ERE non ha mai presso nessuna
decisione in merito all’approvazione delle metodiche da proporre al Consiglio
dei ministri.

Il terzo di ordine generale del sistema perché al paragrafo
4 del DCM 125 del 11.12.2015, si carica dell’onere per l’attuazione di questa
decisione, il Ministero dell’Energia e dell’Industria. Il tutto costituirebbe
un precedente pericoloso facendo recedere la autonomia di l’ERE dall’organismo autonomo
incaricato dalla legge per il settore elettrico per determinare le tariffe di
energia elettrica del mercato regolato a un mero organo subordinato alle
decisioni del Ministero dell’Energia ed Industria (MEI).

Si precisa che nel dicembre 2015 l’ERE ha preso la decisione
ad avviare le procedure per l’adozione di metodologia di calcolo della tariffa
elettrica per gli impianti idroelettrici fino a 15 MW e ha invitato le parti
interessate a discutere sulla bozza della metodologia. Ma così come è stato
approvato il DCM è in flagrante contraddizione (con quanto sopra e quindi) con
la legge 138/2013.

Una altra violazione simile che ormai si ripete anche al punto
3 del DCM del 16.12.2015, che carica del attuazione di questa decisione il
Ministero dell’Energia e dell’Industria. Quindi come abbiamo riportato sopra
l’ERE è l’organismo incaricato dalla legge per il settore elettrico per
determinare le tariffe di energia elettrica del mercato regolato e non il
Ministero (MEI).

Per quanto riguarda la decisione del Consiglio
Decisionale ERE del 28/12/2015 i piccoli produttori di energia si oppongono tra
altro per il fatto che la decisione è in contrasto con le disposizioni di cui
all’articolo 14 della legge 138/2013 “energia rinnovabile”, in
particolare con l’articolo 7, che afferma “L’acquirente di fonti
energetiche rinnovabili dovrebbe essere responsabile di eventuali costi
derivanti dallo squilibrio tra quelle previste e quello che si verifica nella
realtà del produzione nei centrali che hanno la priorità”.

L’altro motivo è legato alla impossibilita di praticità economica
d’attuazione della presente decisione in congiunzione con le impossibilità
tecniche di elettrodotti che non garantiscono il completo ritiro della capacità
prodotta come risultato della loro condizione tecnica. Questa situazione, rende
impossibile coprire gli squilibri della produzione di energia da parte dei
produttori di piccole dimensioni. Quindi per quanto qui sopra i piccoli
produttori di energia sono espressi intenzionati a seguire tutte le forme istituzionale
di protezione giuridica dei loro interessi.

For more in above visit us at the Official Website of
Acerc
| Albanian Energy
Market – AEM Group
in LinkedIn.



Obblighi internazionali dalla violazione della direttiva rinnovabili dall’Albania by Dr. Lorenc Gordani, 26 Dicembre 2015

Aggiornamenti MEA Agosto 2015 Posted on Sat, December 26, 2015 15:57:17

Il Segretariato della Comunità dell’energia (ECS) con la sua
decisione 2012/04/MC-EnC ha avviato il recepimento della direttiva 2009/28/UE,
a livello nazionale di tutte le parti contraenti (CP). La direttiva ha imposto
agli CP gli obiettivi sull’attuazione delle risorse rinnovabili (FER) da
raggiungere entro il 2020. A questo proposito, l’Albania si è impegnata a un
obiettivo vincolante del 38% di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale
lordo di energia (GFEC) entro il 2020, a partire dal 29,8% del 2009.

La direttiva 2009/28/UE è stata adottata al maggio 2013 da
una parte attraverso la promulgazione della legge 138/2013 sulle energie
rinnovabili e dall’altro dalla legge 143/2014 che modifica la legge 9876/2008
per la produzione, il trasporto e il commercio di biocarburanti e altri
carburanti rinnovabili nei trasporti. Il focus degli interventi sta al
meccanismo adottato delle tariffe promozionali (chiamato tariffa feed-in ossia
FIT).

Qui, in particolare per quanto riguarda il Fer-E, il nuovo regolamento, ha preso in
considerazione solo i regimi di sostegno (feed-in) per i nuovi ed esistenti (dal
2007) centrali idroelettriche con capacità fino a 15 MW. Il che significa il
riflettendo già dal suo inizio solo una trasposizioni parziali della direttiva
2009/28/UE. Inoltre, dal marzo 2014 i punti cardini di questa legge, vale a
dire l’adozione di un Piano Nazionale di Azione per l’Energia Rinnovabile (NREAP)
e il regime di sostegno, sono state sospese con l’intenzione di armonizzare con
la legge sul settore energetico (no 43/2015).

Una situazione già sanzionata il 11 febbraio 2014, da ECS
con Lettera Aperta per l’Albania per rispettare il diritto comunitario legate alle
energie rinnovabili. Nelle suo Giudizio ECS-3/14, il Segretariato articola il
fallimento dell’Albania ad adottare e presentare al Segretariato un piano di
azione nazionale per le energie rinnovabili, dal momento che il termine per
l’adozione e la notifica al Segretariato di questi piani è scaduto il 30 giugno
2013.

In seguito, mentre i casi relativi contro il Montenegro e
l’Ucraina sono stati chiusi, il Parere Motivato è stato inviati il 24 febbraio
2015 per l’Albania. Il Caso è stato riferito come Richiesta Motivata il 12
maggio 2015 al Consiglio dei Ministri (MC). Mentre l’adozione della nuova legge
43/2015 del settore elettrico ad aprile 2015 ha aperto la strada per la
revisione della legge sulle energie rinnovabili e l’adozione delle misure
necessarie di esecuzione. Tuttavia, la per mancata presentazione della NREAP già
al 30 giugno 2013, ha fatto che il MC confermasse il fallimento con la sua
decisione D/2015/03/MC-EnC.

Il tutto ha fatto che con la sua decisione del 16 ottobre
2015, il MC richiedesse all’Albania di rispettare l’articolo 20 del Energy
Community Treaty (EnCT) in combinato con il disposto dell’art 4(1) e 4(2) della
2009/28/UE. A proposito, il paese deve prendere le misure appropriate per
rispettare il quadro normative dell’EnC cioè adottare quanto prima possibile la
NREAP e se la infrazione non viene rettificata la ECS avvierà la procedura di
cui all’art. 92 del Trattato.

Procedura che prevede, che su richiesta di una parte, del
segretariato o del Comitato di Regolamentazione, il MC deliberando
all’unanimità, se determina l’esistenza di una violazione grave e persistente
da parte di uno dei suoi contrenti (CP) dei suoi obblighi ai sensi del presente
trattato, potrebbe sospendere alcuni dei diritti derivanti dall’applicazione
del trattato per la parte interessata, compresa la sospensione dei diritti di
voto e l’esclusione dalle riunioni o meccanismi previsti dal presente trattato.

Quindi in sintesi le priorità del Ministero dell’Energia e
dell’Industria dell’Albania sono l’adozione immediata del piano nazionale.
L’attuazione della legge sulle energie rinnovabili in conformità con l’acquis UE
dell’energie rinnovabili. Il che porterebbe all’adozione dei regimi di sostegno
adatti per tecnologie in modo di sfruttare il potenziale delle energie
rinnovabili nel paese. Così come il ERE deve anche implementare il sistema di
certificazione di energia prodotta da fonti rinnovabili sulla base di garanzie
di origine e rimuovere la confusione tra garanzie di certificati di origine e
di certificati negoziabili verdi” attualmente esistenti nel regolamento
.



The Albanian economy new Eldorado for Italy fleeting from the crisis Posted June 22 2015 by Gianni Balduzzi (text in Italian)

Aggiornamenti MEA Agosto 2015 Posted on Sun, November 22, 2015 12:03:13

L’economia albanese nuovo eldorado per l’Italia che fugge dalla crisi Pubblicato il 22 giugno 2015 da Gianni Balduzzi

Tutti, tranne i giovanissimi, ricordano le scene del 1991 con le navi piene diprofughi albanesi al largo della Puglia, poi accolti nello stadio di Bari a migliaia. Erano in fuga da uno Stato in dissoluzione dopo la fine della feroce dittatura comunista che aveva isolato il Paese dal mondo.

Gli anni ’90, come negli altri Paesi ex socialisti, furono durissimi, si sfiorò anche la guerra civile tra sostenitori dei Democratici e dei Socialisti, in realtà tra bande che cercavano di accaparrarsi quei pochi traffici e affari possibili nel Paese.

Dal 2000 la situazione ha cominciato a cambiare: l’aumento annuo del PIL è stato di oltre il 6%in media dal 2000 al 2009, rimanendo sempre positivo però anche negli anni successivi di crisi europea. Nel 2015 si dovrebbe avere tra l’altro una crescita del 3,3%

Una crescita che è riuscita a portare la percentuale di persone sotto la soglia di povertà al 12,4%, con solo il 2% delle persone in povertà estrema.

Complice è stata anche l’attivazione di una pacifica alternanza al governo, con il ritorno al potere negli anni 2000 del primo presidente democratico, il controverso Berisha, conservatore, succeduto dall’ex sindaco di Tirana, il socialista Rama, già molto popolare per la sua attività diriqualificazione della capitale, un ex pittore, Rama è convinto nella necessità di aprire l’Albania al mondo e agli investimenti stranieri.

Come segretario del Partito Socialista, formalmente il successore del partito comunista al potere fino al 1991, in realtà come spesso accade all’Est, non si è distaccato dal corso liberista dato all’economia albanese da molti anni, ma anzi lo sostiene.

Forse in Italia molti, pensando all’Albania, hanno ancora in testa i profughi dei primi anni ’90, ma non i tanti imprenditori che hanno deciso di trovare oltre Adriatico una nuova frontiera da cui ricominciare, o verso cui approdare per sfuggire alle secche del declino italiano.

Sono circa 400 aziende italiane, più due grandi banche, Intesa-San Paolo (terza del Paese) e Veneto Banca, e alcuni gruppi medio grandi nel settore cemento, agroalimentare ed energia, come Italcementi, Colacem, Coca Cola (controllata al 72% da italiani), Conad, Gruppo Sol e Gruppo Pir.

In particolare cosa spinge le imprese italiane a trasferirsi in Albania? L’ambasciatore italiano a Tirana Gaiani riassume succintamente in 5 punti per Shqiptari.net:

– Il costo della manodopera, che è di 250€ circa al mese per un operaio, e si tratta di manodopera di buona qualità

– La tassazione bassissima, vige una flat tax al 15%

– E’ vicina all’Italia

– L’italiano è molto conosciuto

– I costi di trasporto verso il nostro Paese sono ridotti.

In particolare va sottolineata la flat tax al 15%, possibile in Albania e solo lì grazie a una struttura socioeconomica che vede l’età media del Paese essere di 29 anni, mentre per l’Italia è 43, e quindi certo non soffrire la necessità di una spesa pensionistica come quella italiana. In un certo senso lo Stato albanese è nato da poco e da zero, non vi sono diritti acquisiti e una spesa pubblica fissa e incomprimibile, ma può seguire la crescita, che ad oggi non manca.
Un fattore importante è anche la sempre maggiore capacità di spesa degli albanesi: se lo stipendio di un operaio è di circa 250€ al mese, lo stipendio medio in generale era di 375€ nel 2013, in crescita rispetto ai 107€ del 2000! Le automobili sono 500 mila, per una popolazione di 2,8 abitanti, contro le 15 mila di metà anni ’90.

L’albanese più benestante si orienta sempre più verso l’acquisto di prodotti made in Italy di alta qualità, non solo nel food e nella moda, ma anche nella meccanica e nel campo dei materiali per l’edilizia.

L’influsso italiano, che a questi livelli diventa anche culturale, è ben visibile dal seguente grafico che mostra la quota di interscambio sul totale dell’Italia a paragone degli altri principali partner dell’Albania

Un punto debole della presenza italiana deriva dai limiti dell’economa albanese, ovvero i settori di intervento in Albania, che sono concentrati in settori con margini non altissimi, come l’edilizia e il tessile/calzaturiero, come vediamo nella torta di seguito:

Delle eccezioni sono Banca Intesa e Veneto Banca con 20 filiali ciascuna, che sono una base importante per l’attrazione di altre aziende, di settori possibilmente a maggiore valore aggiunto in futuro.

Intanto la fuga verso il nuovo Eldorado continua, anche se non senza disavventure, come nel caso di Agon Channel, alcune aziende italiane stanno anche trasferendo impianti dall’Asia nella vicina Albania, e il vero salto sarà quando si passerà dai call center e dalle fabbriche di scarpe all’IT, sempre che l’Italia stessa sia un player in questo campo.



COP21, the position of the largest electric utilities worldwide (text in Italian)

Aggiornamenti MEA Agosto 2015 Posted on Sun, November 15, 2015 13:06:21

COP 21, la posizione delle più grandi aziende elettriche mondialiUndici delle maggiori aziende elettriche mondiali facenti parte dellaGlobal Sustainable Electricity Partnership (Gsep) hanno pubblicato una lettera aperta* destinata ad ipolicymakers. Queste 11 grandi aziende, tra cui l’italiana Enel, servono complessivamente 1,2 miliardi di consumatori, producono complessivamente circa un terzo dell’energia elettrica mondiale ed il 60% di questa energia è prodotta senza emettere direttamente CO2, con centrali idroelettriche, nuove rinnovabili e nucleare.

Nel rapporto si parte dal presupposto che il 69% delle emissioni umane di gas serra provengono dal settore energetico (industrie, trasporti, settore residenziale, generazione elettrica, altro), la produzione di energia elettrica e calore contribuisce al 42% delle emissioni del settore energetico e quindi contribuisce al29% circa delle emissioni complessive. E’ pertanto centrale il contributo delle grandi imprese elettriche alla questione climatica.

Il rapporto descrive le prospettive di innovazione di circa 50 tecnologie sia esistenti che in via di sviluppo: 25 tecnologie per quanto riguarda la generazione elettrica, 11 tecnologie per quanto riguarda i sistemi elettrici (come reti, smart grid, batterie, sistemi di accumulo) e 14 tecnologie per quanto riguarda l’utilizzo di energia elettrica negli usi finali (come efficienza energetica, illuminazione, veicoli elettrici).

In particolare per quanto riguarda l’innovazione e lo sviluppo delle principali tecnologie di generazione si riporta:

IDROELETTRICO (17% dell’elettricità mondiale, 1.172 GW installati, 3.900 TWh prodotti nel 2014): L’idroelettrico è la prima fonte elettrica mondiale ad emissioni (virtualmente) pari a zero. Ad oggi nel mondo sono sfruttate solo un terzo delle risorse idroelettriche disponibili, c’è ampio margine per la costruzione di nuovi impianti in Asia, Canada, Russia, Cina, Sudamerica e Africa, mentre in Europa e Giappone il potenziale idroelettrico è già largamente sfruttato ed il focus è sul rinnovamento e l’ upgrade degli impianti esistenti.

EOLICO ONSHORE (3% elettricità mondiale, 361 GW installati, 700 TWh prodotti nel 2014): Grazie a tecniche di costruzione oramai consolidate ed ai progressi per quanto riguarda la gestione e manutenzione degli impianti la generazione da eolico è già economicamente competitiva nelle zone più ricche di vento. l’innovazione in questo campo punta a abbassare i costi di impianto, a turbine di dimensioni maggiori delle attuali (in futuro con potenza di 8 MW e oltre), ad adattare le turbine a condizioni climatiche difficili (freddo, venti molto elevati..ecc) ed inoltre a migliorare la capacità di previsione della generazione e l’integrazione nelle reti elettriche.

FOTOVOLTAICO (0,7% elettricità mondiale, 177 GW installati, 170 TWh prodotti nel 2014): Negli ultimi 15 anni il rendimento dei pannelli FV è cresciuto del 50% e questo, insieme ad una crescita della produzione di moduli ed al trasferimento delle industrie in paesi con basso costo della mano d’opera, ha fatto calare i prezzi dei moduli di 5 volte rispetto al 2008. Oggi la produzione da grandi impianti a terra nelle zone ad alta insolazione ha quasi raggiunto la competitività. Impianti fotovoltaici su tetti oggi costano 1,5-2 volte più di quelli montati a terra. L’innovazione deve puntare a far arrivare il rendimento dei moduli di silicio policristallino (più economici) a livello del silicio cristallino. Inoltre obiettivo è ottimizzare il design di impianto e migliorare l’efficienza di impianti esistenti attraverso nuovi moduli e nuovi inverter.

CARBONE (40% elettricità mondiale, 1.800 GW installati, 9.200 TWh prodotti nel 2014): Il rendimento medio di una centrale elettrica a carbone è del 33%, chiave per ridurre le emissioni di CO2 è un phase out degli impianti più vecchi e la sostituzione con tecnologie più efficienti. L’innovazione ha portato impianti a carbone a ciclo ultra-supercritico con rendimenti del 46%, rendimenti destinati a crescere nei prossimi anni. In prospettiva la gassificazione del carbone permetterà di alimentare impianti a ciclo combinato (IGCC) che potranno raggiungere rendimenti del 50%.

Le tecnologie CCS (Carbon Capture e Storage) ad oggi, a parte alcune applicazioni di scala commerciale, sono testate in progetti di dimensioni ridotte, in particolare la caratterizzazione dei siti di stoccaggio ed il loro monitoraggio richiedono ulteriore ricerca e sviluppo.

GAS (20% elettricità mondiale, 1.460 GW installati, 5.100 TWh prodotti nel 2014), gli impianti a gas sono gli impianti alimentati a fonti fossili a più basse emissioni specifiche di CO2, la metà rispetto agli impianti a carbone. Il successo di questa fonte è maggiore dove il prezzo del gas naturale (che incide per il 70% del costo totale di generazione) è più basso. L’innovazione permette di costruire grandi impianti a ciclo combinato sempre più efficienti (rendimento elettrico arriva quasi al 60%) e con emissioni specifiche sempre più ridotte (oggi 350 gCO2/kWh), impianti estremamente flessibili e con ridotti tempi di costruzione. In futuro il rendimento potrà crescere ulteriormente come le caratteristiche di flessibilità. Anche per i piccoli generatori alimentati a gas vi saranno sviluppi, sia per quelli azionati da motori a combustione interna sia per i generatori Stirling.

NUCLEARE (11% elettricità mondiale, 394 GW installati, 2.460 TWh prodotti nel 2014): l’ 80% della potenza da nucleare è installata nei paesi OCSE e gli impianti attualmente in funzione producono energia elettrica a costo inferiore rispetto a centrali a gas e a carbone. Nel mondo sono attualmente in costruzione reattori per un totale di 76 GW di cui i 3/4 in paesi non-OCSE, il nucleare è quindi oggi molto attraente come fonte energetica soprattutto nelle grandi economie emergenti (e.g. Cina, India, Turchia). L’innovazione in campo nucleare è un processo ‘continuo’, le future innovazioni riguardano le prestazioni degli impianti (allungamento della vita utile) e nuovi sistemi di sicurezza sicurezza applicati anche agli impianti esistenti. Il problema della gestione delle scorie nucleari, anche se esistono già soluzioni tecniche e sono stati individuati siti per lo stoccaggio definitivo in alcuni paesi (Svezia, Finlandia, Francia), rimane una sfida. Per reattori di IV generazione si dovrà aspettare fino ad oltre il 2040.

Il rapporto contiene inoltre informazioni anche su generazione da eolico offshore, biomasse, geotermoelettrico, CSP, impianti a forza maremotrice (maree, onde),…

Le grandi aziende elettriche nella lettera aperta ad i policymakers indicano alcuniprincipi chiave che garantiscono l’impegno delle aziende stesse nell’ottenere un clima migliore:

1. Stabilire politiche sicure, stabili, chiare, coerenti e di lungo termine che affrontino le importanti questioni dello sviluppo economico, legale e normativo e le questioni finanziarie ed ambientali con l’obiettivo di garantire la fornitura di energia elettrica più pulita, sicura, affidabile, accessibile ed economica per affrontare il cambiamento climatico.

2. Sviluppare un approccio sistemico ai sistemi elettrici che tenga conto delle interrelazioni e delle sinergie tra i vari elementi della catena del valore dell’energia elettrica al fine di consentire fornitori di energia elettrica di pianificare, progettare, costruire e gestire i sistemi elettrici più avanzati con l’obiettivo di fornire infrastrutture elettriche più pulite, affidabili, sostenibili, sicure, flessibili e resilienti.

3. Promuovere e impegnarsi in partnership pubblico-privato che facilitino il processo decisionale tra fornitori di energia elettrica, rappresentanti del governo estakeholder privati e che favoriscano la sviluppo e la diffusione di nuove tecnologie.

4. Compiere rapidi progressi nell’innovazione, sviluppo e dimostrazione di tecnologie avanzate economicamente sostenibili in grado di stabilizzare e ridurre le emissioni di gas serra ed in grado di rendere più efficienti la generazione, la trasmissione e gli usi finali dell’ energia elettrica.

[gb]



Albania: World Bank Funding for Local Government Reform (text in Italian) 09 NOV 2015

Aggiornamenti MEA Agosto 2015 Posted on Thu, November 12, 2015 18:27:43

Albania:
Finanziamenti della Banca Mondiale per La Riforma del Governo Locale,
scan-tv, 09
NOVEMBRE 2015

(ICE) – ROMA, 09 NOV – La Banca Mondiale mette a disposizione ulteriori strumenti che mirano ad agevolare il processo decisionale, l’aumento della trasparenza e della qualità dei servizi per i cittadini.

In seguito all’attuazione della nuova riforma territoriale, sarà dato sostegno attraverso la seconda fase del programma per il Partenariato Urbano della Banca Mondiale, che sarà attuato in tutti i paesi dell’Europa Sudorientale, inclusa l’Albania.

Durante l’attività “Il Dialogo Nazionale Albania”, dove erano presenti attori del governo centrale e locale e rappresentanti della società civile, sono state indicate le sfide da affrontare dalla nuova riforma territoriale.

Il Ministro dello Sviluppo Urbano, Eglantina Gjermeni ha dichiarato che stanno studiando le possibilità finanziarie per assistere i comuni nella redazione dei piani locali. L’anno prossimo è in programma l’approvazione della legge finanziaria locale, definendo totalmente anche la decentralizzazione finanziaria.

Il Programma del Partenariato Urbano della Banca Mondiale, ha come obiettivo la presentazione del governo locale con mezzi diagnostici di autovalutazione delle finanze municipali, dell’audit urbano e degli strumenti per agevolare il processo decisionale sotto l’aspetto delle finanze municipali e della pianificazione e gestione del territorio.



Acqua, domani il governatore pugliese Emiliano a Tirana (Text in Italian)

Aggiornamenti MEA Agosto 2015 Posted on Wed, November 11, 2015 23:15:12

Bari. Il presidente della Regione Puglia Michele Emiliano sarà domani in Albania, a Tirana, con il capo di gabinetto Claudio Stefanazzi e i rappresentanti dell’Acquedotto Pugliese, per dare seguito alla volontà di collaborazione istituzionale espressa lo scorso settembre durante la Fiera del Levante in materia di acqua.

Emiliano incontrerà il primo Ministro albanese, Edi Rama, il sindaco di Tirana, Erion Veliaj e infine l’on. Fatmir Xhafaj, presidente Commissione Giustizia del Parlamento. “Il memorandum che andremo a sottoscrivere – spiega Emiliano in una nota – ha ad oggetto lo svolgimento da parte di Acquedotto pugliese di una attività di audit tecnico/amministrativa sull’acquedotto di Tirana e sulla società che lo gestisce, al fine ottimizzare il servizio idrico della città.

Al termine dell’audit verranno valutate ipotesi di collaborazione operativa tra le due società, tanto a Tirana quanto nel resto dell’Albania. Obiettivo finale stabilire una stretta collaborazione tra Puglia e Albania nel settore dell’acqua, collaborazione che potrà arrivare, nel medio tempo, anche ad una parziale condivisione di asset strategici nel settore”.(ANSA).

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