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Ricaricare l’auto elettrica da casa è possibile dal 1° gennaio di quest’anno. E’ entrata in vigore la delibera che autorizza l’installazione di un doppio contatore elettrico: uno per la casa e l’altro per le ricariche della batteria dell’auto. Lo rende noto l‘Autorità per l’energia.

I prezzi? Fa sapere l’Autorità che questi si differenzieranno anche in base alle offerte dei gestori. Ha detto il Presidente Jacopo Alessandro Ortis:

Dopo il provvedimento che ha consentito di eliminare i vincoli normativi all’installazione di un secondo contatore per le ricariche private presso le utenze domestiche, la nuova delibera faciliterà anche soluzioni per le ricariche in luoghi aperti al pubblico. L’insieme dei due provvedimenti rappresenta un ulteriore, deciso contributo allo sviluppo della mobilità elettrica. Le decisioni assunte sono coerenti con le iniziative già varate a sostegno dello sviluppo delle smart grids, per modernizzare e rendere più flessibili e intelligenti le reti di distribuzione elettrica. Questo tipo di sviluppo favorisce anche l’utilizzo delle fonti rinnovabili e l’efficienza energetica, a beneficio dell’ambiente e dei consumatori finali.

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In vigore le nuove tariffe per la ricarica di auto elettriche

Accanto alle novità riservate alle utenze domestiche che possono richiedere punti di erogazione di energia per ricaricare auto elettriche arrivano direttive che coinvolgono pompe di calore e smart grids.

Una seconda fornitura potrà, perciò, essere richiesta per aiutare la diffusione delle pompe di calore e viene anche elevata la potenza disponibile fino a oggi fissata a 3,3 kW. Le pompe di calore, usano fonti rinnovabili, in questo caso il calore naturalmente presente nel terreno e possono servire sia per riscaldamento sia per condizionamento. Una seconda novità riguarda le smart grids.

Spiega nel suo comunicato l’Autorità per l’energia:

Il provvedimento sulla tariffa per la ricarica dei veicoli elettrici (autovetture, furgoni, autocarri, motocicli e cicli ma anche i natanti a propulsione elettrica) si inserisce nel percorso per un uso diverso e più evoluto delle reti di distribuzione dell’energia elettrica, avviato dall’Autorità con il recente provvedimento in materia di smart grid (deliberazione ARG/elt 39/10). Col termine smart grid si intende un nuovo concetto della rete di distribuzione, a forte valenza ambientale, che presuppone una rete integrata con sistemi di comunicazione e controllo che permettono anche di assorbire e gestire la produzione diffusa di energia elettrica da fonti rinnovabili e di “colloquiare” con i clienti finali, per “suggerire” un migliore uso dell’energia.

In prospettiva, sistemi di ricarica intelligente dei veicoli elettrici potranno sfruttare le potenzialità delle smart grid, ma anche la rete potrà trovarvi sinergie (servizi vehicle to grid, V2G). Ad esempio, utilizzando le batterie dei veicoli elettrici parcheggiati come strumenti di stoccaggio dell’energia elettrica, sarà possibile limitare i rischi gestionali di rete derivanti dalla natura intermittente e poco prevedibile di alcune produzioni (fotovoltaico ed eolico in particolare) e quindi di aumentarne l’utilizzo.

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Pompe di calore e smart grids: le novità dell’Autorità per l’energia

Giusto ieri parlavamo della previsione, decisamente ambiziosa, di PricewaterhouseCoopers di un’Europa 100% rinnovabile nel 2050. Una previsione che, per divenire realtà, avrebbe bisogno di una fortissima integrazione dei mercati dell’energia di tutti gli stati europei e di quelli del nord Africa. A dare man forte a questa speranza arriva il direttore generale europeo per l’energia, Philip Lowe.

In una intervista al quotidiano inglese Guardian Lowe parla della futura Agenzia europea per la cooperazione dei regolatori nazionali, una sorta di authority delle authority. Tale agenzia, secondo le previsioni di Lowe, dovrebbe vedere la luce entro marzo dell’anno prossimo e avere una cinquantina di addetti alle sue dipendenze.

Scopo della super authority dovrebbe essere quello di armonizzare le regole sulla produzione e distribuzione di energia, specialmente da fonte rinnovabile, a livello europeo per favorire la nascita di una “supergrid” continentale capace di veicolare l’energia prodotta in tutti gli stati membri.

Questo, fa notare il Guardian, potrebbe aiutare molto i progetti eolici offshore nel Mare del Nord e, aggiungiamo noi, fa il paio con il progetto di maxi rete elettrica che porta il nome dello stesso mare, annunciato a inizio gennaio. Qualcosa si muove, insomma, verso un mercato elettrico integrato a livello europeo. Se sia la prima pietra delle fondamenta di un’Europa più rinnovabile, connessa con il futuro Desertec nord Africano, è ancora presto per dirlo. Anche se il 2050 non è affatto lontano.

Via | The Guardian
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Europa 100% rinnovabile? Si inizia con l’Authority unica

Ai primi di gennaio Gran Bretagna, Danimarca, Germania, Francia, Svezia, Belgio, Lussemburgo e Irlanda hanno posto le basi di uno dei progetti più interessanti nel campo delle rinnovabili. Lo hanno chiamato “Rete del Mare del Nord” e consisterà nel collegare i principali impianti nordeuropei di produzione elettrica da fonti rinnovabili tramite circa 6.000 chilometri di cavi, in gran parte posati sul fondo del Mare del Nord.

L’idea è quella di mettere in rete la produzione dei vari paesi e farla circolare in maniera intelligente per ottimizzarne l’utilizzo. Le rinnovabili, infatti, come tutti ormai ben sanno hanno il grosso limite dell’intermittenza. Tale limite crea a volte problemi alle reti elettriche: sovraccarichi, prima di tutto, ma anche difficoltà di programmare le infrastrutture di trasporto di quantità di energia non facilmente prevedibili. Per superare questi problemi, da qualche tempo, si stanno progettando le smart grids.

La “Rete del Mare del Nord”, però, è qualcosa di diverso dalle smart grids perchè è progettata per veicolare l’energia dei grossi impianti da decine, a volte centinaia, di MW. Il fulcro di tutto il sistema, infatti, saranno le grandi centrali idroelettriche nord europee che faranno da “batteria di accumulo” per l’energia in eccesso durante i picchi di produzione delle centrali alimentate dalle altre fonti. Questo ruolo di accumulatore, in realtà, le centrali elettriche già lo fanno ma per l’energia prodotta dalle centrali termoelettriche ad idrocarburi.

Una centrale termoelettrica, infatti, ha il problema opposto a quello delle rinnovabili: è tremendamente rigida. Per avviare una centrale a gas, carbone o ad olio combustibile, infatti, ci voglio molte ore. L’impianto, per farla semplice, si deve riscaldare a poco a poco per evitare dilatazioni eccessive, detonazioni, bolle nelle condutture etc… Questo, nella pratica quotidiana, si traduce nel fatto che queste centrali sono attive tutto il giorno, 24 ore su 24, e si fermano completamente solo per i cicli di manutenzione. Al massimo se ne può diminuire la produzione facendole andare a regime ridotto, ma si perde in efficienza e si alzano i costi di produzione.

Il problema, però, è che la notte serve meno energia che di giorno. Per questo motivo l’energia in eccesso delle termoelettriche viene usata per “ricaricare” le centrali idroelettriche. Questi impianti, nella maggior parte dei casi, sono formati da due bacini separati da un dislivello di alcune centinaia di metri. L’acqua, facendo il salto dal bacino superiore a quello inferiore, fa girare la turbina e produce elettricità. In pochissimi minuti perchè tutto avviene a freddo e non ci sono rischi di sorta se si ha fretta.

Le centrali idroelettriche, per questo, da decenni si usano soprattutto per coprire i picchi di domanda. E svolgono il loro ruolo in maniera egregia. Il problema, però, è che consumano più di quanto producono. Muovendo le pale della turbina, infatti, l’acqua produce energia con un’efficienza superiore al 90%, ma per riportarla “al piano di sopra” il 90% non basta. Ci vuole tutto il 100%. L’idroelettrico, in realtà, serve per produrre in fretta l’energia necessaria a tenere in equilibrio il sistema elettrico e, cosa non meno importante, ad evitare che il surplus notturno delle termoelettriche vada perso. Più che di fonte rinnovabile, quindi, dovremmo più correttamente parlare di risparmio energetico.

Nella futura rete nordeuropea, però, l’idroelettrico permetterà di massimizzare la produzione da fonti rinnovabili evitando, ad esempio, che i parchi eolici vengano bloccati per non fare andare in tilt le obsolete reti continentali. Un meccanismo antico, quindi, applicato a tecnologie di produzione moderne come eolico e fotovoltaico. La cosa più difficile da fare, però, sarà gestire burocraticamente ed economicamente questa rete: essendo tutta energia incentivata e, per di più, prodotta da diversi paesi e diverse aziende, bisognerà tenere bene i conti per evitare pasticci. Ma ne varrà la pena perchè, oltre a far bene all’ambiente, sarà il primo vero esempio di politica energetica europea. Ciò che l’Europa non è mai riuscita a fare con le fonti fossili e con l’atomo, quindi, potrebbe iniziare a farlo con l’energia pulita.

Via | Ice
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Here is the original post:
Rete del Mare del Nord: i pregi e i difetti del futuro network europeo delle rinnovabili

Come previsto dal decreto-legge n. 78 del 1° luglio 2009, il cosiddetto decreto “sblocca-reti” che tanto aveva fatto arrabbiare il Ministro dell’Ambiente Stefania Prestigiacomo, il Governo ha nominato i commissari straordinari per le infrastrutture energetiche. Sono cinque in totale, come riporta l’agenzia giornalistica Asca:

Francesco Vetro’ (professore di Diritto dell’Energia all’Universita’ del Salento, gia’ membro del Gruppo esperti nucleare presso il Ministero dello Sviluppo Economico) per le infrastrutture gas; Anna Maria Cancellieri (Prefetto di Genova) per le stazioni elettriche in Veneto e Calabria; Carlo De Stefano (Prefetto e Direttore centrale della Polizia di Prevenzione) per le stazioni elettriche correlate alle fonti rinnovabili in Lazio, Campania, Basilicata, Puglia, Calabria e Sicilia; Paolo Calvo (Prefetto e Vice Capo della Polizia) per i nuovi elettrodotti in Campania e Puglia; Ermanno De Francisco (Consigliere di Stato e componente della struttura tecnico giuridica del Sottosegretario Letta) per il potenziamento di elettrodotti in Campania, Puglia e Calabria.

L’importanza della qualità delle reti di trasporto è ormai un tema condiviso da tutti. Quel che rimane da chiarire, però, è a cosa dovranno servire le nuove reti. Sicuramente a migliorare quelle esistenti che, a causa di notevoli vincoli strutturali, causano un notevole spreco di energia: nelle zone più congestionate del sud Italia si arriva anche all’irragionevole cifra del 20% di energia elettrica dissipata a causa del solo trasporto. Poi ci sarà da veicolare tutta la nuova energia prodotta in Italia, sia essa da fonti rinnovabili che da nucleare, se il Governo riuscirà a portare a termine il suo piano di ritorno all’atomo. Di pochi giorni fa la notizia dell’inizio della sperimentazione delle smart grids anche nel nostro paese. Le reti sbloccate dal decreto, invece, saranno tutte di tipo “tradizionale” e poco “smart”: grandi dorsali ad alta e altissima tensione per veicolare l’energia prodotta da grandi centrali. Come quelle nucleari? Forse.

Certamente anche quelle eoliche che, pur non essendo in grado di produrre i 1.600 Mw di una centrale atomica Epr, già oggi soffrono enormemente dei limiti della rete esistente. Vi siete mai chiesti perchè spesso le torri eoliche sono ferme anche in condizioni di buon vento? Semplice: la linea è sovraccarica e si impone il distacco per evitare che la produzione eolica mandi in tilt la rete elettrica. Non per niente Alessandro Ortis, presidente dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas durante un seminario alla Camera dei Deputati sulla qualità delle reti tecnologiche ha affermato che proprio le reti sono la grande sfida del futuro e un presupposto imprescindibile per lo sviluppo delle rinnovabili. Con i commissari, adesso, questa sfida dovrebbe essere finalmente affrontata per garantire lo sviluppo delle fonti rinnovabili, come l’eolico. O forse del nucleare?

Via | AGI
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Sblocca-reti: nominati i commissari. Buone notizie per le rinnovabili o per il nucleare?

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