Basilicata: nuove norme su idrogeno e libretto di sicurezza per fer

Author: stefania Rinnovabili

idrogeno
 

 Idrogeno verde e impianti Fer tra i temi disciplinati nella lr n.11/2018

(Rinnovabili.it) – Via libera alle nuove norme sull’idrogeno in Basilicata. La Regione ha pubblicato sul BUR la legge n. 11 del 29 giugno, collegato alla Legge di stabilità regionale 2018. Tra gli articoli del provvedimento si mette mano alla normativa in materia energetica, a cominciare da disposizioni per promuovere l’utilizzo del vettore energetico in chiave green. La Regione, si legge nel testo, “riconosce l’idrogeno come combustibile alternativo alle fonti fossili” e per questo intende sostenere un’economia basata sull’idrogeno “prodotto mediante l’utilizzo di energia da fonte rinnovabile e mediante il recupero e/o riutilizzo di acqua sottoposta a processi di trattamento”. Per farlo si affiderà gli accordi di programma e ai protocolli d’intesa con enti pubblici, enti di ricerca, consorzi e società consortili, associazioni di categoria, consorzi di imprese e società.

“Guardiamo al futuro con un percorso innovativo di sviluppo delle fonti di energia che vede protagonisti i territori, gli enti di ricerca, il sistema produttivo”, spiega l’assessore regionale all’Ambiente ed Energia, Francesco Pietrantuono, sottolineando l’altra grande novità verde delle legge: il nuovo libretto di sicurezza per gli impianti rinnovabili.

>>Leggi anche Treno Verde a Potenza per raccontare la Basilicata delle rinnovabili<<

Recita l’articolo 56 del provvedimento:

“1.Gli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, ad eccezione di quelli ad uso domestico, sono sottoposti a verifiche e controlli da parte dell’esercente.

2.I componenti e le apparecchiature costituenti l’impianto da F.E.R. sono assoggettati annualmente a verifiche, finalizzate a controllare la regolare funzionalità e sicurezza.

3.L’esercente dovrà comunicare al Comune territorialmente competente, su cui è localizzato l’impianto da F.E.R., i dati relativi ai controlli e alle verifiche di sicurezza, nonché le manutenzioni effettuate.

4.La Giunta regionale entro 90 giorni dalla data di entrata in vigore della presente legge adotterà le disposizioni operative relative alle modalità di controllo e di verifica sulla sicurezza mediante l’istituzione di un apposito libretto di sicurezza dell’impianto, le tempistiche di controllo per ciascuna tipologia di impianto, le modalità di trasmissione dei dati rilevati e le sanzioni amministrative, ai sensi dell’art. 44, comma 4, del D.Lgs. n. 28 del 3 marzo 2011.”

“Con il libretto di sicurezza saranno assicurati i controlli e garantita, in particolare per le pale eoliche, maggiore sicurezza con meno rischi per i cittadini e l’ambiente”, ha aggiunto l’assessore. “Il libretto di sicurezza è una novità in Italia e, per tale ragione, ho intenzione di sentire, per la redazione del disciplinare di attuazione, gli ordini professionali e le organizzazioni di categoria, oltre ai comitati interessati”.

Air Economizers – Which Architecture is Best: Direct or Indirect?

Author: Wendy Torell Schneider Electric Blog

Besides your data center’s IT equipment, the cooling system is the biggest energy consumer in the data center. Cooling systems that operate primarily in economizer mode (aka free cooling mode), allow you to significantly reduce that cooling energy, making it easier to hit your power usage effectiveness (PUE) or cost reduction targets. We’ve all heard this before, but our Cooling Economizer PUE Calculator Tradeoff Tool quantifies it for you.

Your Home’s “Economizer Mode”

Think about what you do when your home gets too hot in the summer. You may choose to turn on your air conditioner, or you may simply open a window and run some fans, depending on the outdoor conditions. In making that decision, you probably consider the temperature, humidity, air quality, and so on. Think of the window and fans as your home’s economizer mode. In the latest Meet the Expert video, I use this analogy to illustrate the importance of economizer modes and the tradeoffs in choosing one cooling architecture over another.

The question we often hear is: I know I want an air economizer architecture, but should I go with direct fresh air or indirect with a heat exchanger? The home analogy would be “direct” since the outside air makes its way into the space being cooled.

Quick Definitions

Direct air economization – Fans and louvers are used to draw a certain amount of cold, outside air through filters and then directly into the data center when the outside air conditions are within specified set points.

Indirect air economization – Outside air is used indirectly (through air to air heat exchanger, heat wheel, or heat pipe) to cool data center air when the outside air conditions are within specified set points, isolating the impact of outside humidity and preventing outside pollutants from entering the IT space.

The Data Center Science Center wrote White Paper 215 that goes into greater detail on the differences between these two cooling architectures.

A Calculator to Compare Cooling Efficiency

In a nutshell, direct air economization may be more efficient than indirect in some climates, but it comes with some added risks. Specifically, the risk of air contamination, moisture intrusion, and increased maintenance. Our Tradeoff Tool compares the expected annual PUE, energy cost, and carbon emissions for these two approaches (as well as five other cooling architectures). The Tool shows how variables like location (climate), and power and cooling configuration inputs (IT inlet temperature, % load, etc.) impact your results. Knowing how each architecture performs relative to one another gives you concrete answers to help you make the right decision.

Data Center Resources, from the Experts

The Cooling Economizer PUE Calculator is one of the many tools the Data Center Science Center has developed to help you justify the tradeoffs you may be faced with for your data center. Is there a decision you’re faced with that our tools don’t address? Contact us directly, the Data Center Science Center continues to invest in developing new tools that cater directly to data center professionals. For more insights on data center knowledge and expertise, watch the Meet the Expert video series on our Data Center Science Center playlist on YouTube.

UE, clima ed energia: quali temi spettano la presidenza austriaca?

Author: stefania Rinnovabili

ue austria

La conclusione del Pacchetto Energia 2030 sul tavolo della nuova Presidenza del Cosiglio UE

(Rinnovabili.it) – Dal 1° luglio 2018, l’Austria ha preso il posto della Bulgaria alla guida del Consiglio dell’Unione Europea. La nazione rimarrà alla presidenza per i prossimi sei mesi, prima di passare il testimone alla Romania. Sei mesi in cui si concentreranno negoziati chiave per il futuro UE, soprattutto in vista delle prossime elezioni comunitarie. Nonostante temi economico-politici come la brexit e il quadro finanziario 2021-2027, siano quelli destinati a ricevere la maggiore attenzione, anche sul fronte clima ed energia vi sono discussioni che giocheranno un ruolo cruciale per l’UE e gli Stati Membri.

Bellona Europa ha messo insieme i principali punti all’ordine del giorno sull’agenda “verde” della presidenza austriaca, evidenziato gli elementi più urgenti. A partire dall’avanzamento del Pacchetto energia 2030.

Sotto la Bulgaria sono state approvate le riforme delle direttive su rinnovabili, efficienza energetica e governance dell’Unione Energetica, l’Austria dovrà invece concludere i triloghi sul regolamento sul mercato dell’energia elettrica e la direttiva sul mercato dell’elettricità. Passo non facile, soprattutto alla luce del principale scoglio inserito nella normativa: il meccanismo di capacità. Si tratta di uno strumento che permette ai singoli paesi di remunerare i produttori di energia per la loro “disponibilità” a produrre. Come una sorta di polizza assicurativa, gli operatori si impegnano a generare una certa quantità di elettricità in caso di necessità e ottengono in cambio un pagamento a prescindere se quella stessa necessità si verifichi o meno.

Ciò rappresenta una risorsa finanziaria aggiuntiva e consente di mantenere in vita centrali elettriche altrimenti non redditizie (come molti dei vecchi impianti a carbone e a gas) per far fronte a potenziali picchi di domanda. Alcuni operatori possono anche essere compensati per la loro “capacità di gestione del carico”, vale a dire la loro capacità di risparmiare elettricità in periodi di forte domanda.

>>leggi anche Meccanismi di capacità, l’UE dà il via libera all’Italia<<

Difeso da diversi paesi come mezzo per promuovere la sicurezza dell’approvvigionamento di elettricità – Italia in primis – questi meccanismi rischiano di assumere la forma di un intervento pubblico, elemento che la Commissione europea considera una minaccia per la libera concorrenza di mercato.

“Mentre non è chiaro quale direzione prenderanno i negoziati del Consiglio, i recenti cambiamenti di governo in Italia e in Spagna offrono la promessa di maggiori ambizioni climatiche”, scrive Bellona in una nota stampa. “Questo a sua volta sarà decisivo nella corsa verso la COP24, dove l’UE ha promesso di assumere il comando della leadership climatica dopo ‘annuncio del ritiro USA dall’Accordo di Parigi”. L’Austria dovrà mobilitare il sostegno del Consiglio per concordare una posizione comune per i prossimi documenti non legislativi della Commissione sul futuro della politica dell’UE in materia di clima ed energia, l’attuazione degli obiettivi di sviluppo sostenibile e la strategia comunitaria a lungo termine per la riduzione delle emissioni di gas serra.

Sul tavolo austriaco ci sono anche altri tre documenti chiave: la conclusione delle norme di CO2 per i veicoli leggeri e per i veicoli pesanti, la rifusione della direttiva sui veicoli puliti e la revisione della direttiva Eurovignette, che mira ad attuare la tariffazione stradale a distanza.

Cybersecurity e impianti a rinnovabili, quali rischi per il sistema elettrico italiano?


Author: Giulio QualEnergia.it – Il portale dell'energia sostenibile che analizza mercati e scenari

Il nuovo lavoro dell’Energy & Strategy Group, che sarà presentato il prossimo 12 luglio, si concentra sui pericoli di attacchi informatici per il mondo dell’energia e in particolare per gli impianti a rinnovabili. Qualche anticipazione dal rapporto in uscita.

Nel 2014 il trojan Havex, riconducibile ad hacker russi, infettò più di 2.000 sistemi in aziende dell’energia e di altri settori tra Europa e USA; nel dicembre 2015 un attacco informatico ha bloccato l’intera rete di distribuzione della compagnia ucraina Kyivoblenergo.

I casi noti non sono ancora molti, ma con la digitalizzazione della filiera energetica è chiaro che la cybersecurity è un fattore da tenere sempre più in considerazione.

Dalle smart grid, alla gestione della produzione e dei consumi, è il nuovo sistema energetico che sta prendendo forma si basa su una crescente interconnessione degli impianti, il che ovviamente li espone alle stesse minacce cui sono soggetti i sistemi informativi e le reti aziendali.

Per questo il nuovo lavoro dell’Energy & Strategy Group, che sarà presentato il prossimo 12 luglio ma che QualEnergia.it ha potuto sfogliare in anteprima, si concentra proprio sui pericoli di attacchi informatici nel mondo dell’energia.

Tra le molte domande cui lo studio cerca di rispondere c’è quella sulla sicurezza a livello macro del sistema elettrico italiano.

Il rischio legato alla crescente digitalizzazione, spiegano gli autori del report Davide Perego e Paolo Maccarrone, è particolarmente elevato perché, dal momento che storicamente gli asset industriali lavoravano in modalità stand-alone, e dunque non erano soggetti ad attacchi, i sistemi operativi e i software installati non venivano quasi mai aggiornati e quindi le vulnerabilità mai eliminate.

In particolare la ricerca stima gli impatti per il sistema di attacchi che compromettano la produzione degli impianti a rinnovabili.

Assumendo come giorno di riferimento le ore 12 del 21 luglio 2017 (uno dei giorni di picco massimo di domanda di energia nel corso del 2017), una riduzione improvvisa della potenza pari a 3 GW (soglia oltre la quale si ritiene più probabile il rischio di instabilità e di conseguente black-out temporaneo della rete) – emerge – si sarebbe raggiunta con un’indisponibilità contemporanea del 12,7% della potenza generata dagli impianti eolici e fotovoltaici.

“Una percentuale piuttosto significativa, quindi, anche se va tenuto presente che la percentuale di energia fornita da fonti rinnovabili è destinata ad aumentare nel futuro, per cui l’incremento della superficie d’attacco potrebbe incrementare i rischi di instabilità del sistema, qualora non si investa sufficientemente nella sicurezza di tali impianti, nonché in soluzioni finalizzate a garantire comunque la stabilità della rete”, spiegano i ricercatori.

Tra le possibili conseguenze, ci sono poi gli extra-costi generati dal ricorso più frequente al MSD, che appaiono appaiono tutto sommato abbastanza contenuti nei vari scenari ipotizzati, per esempio nel caso di attacchi che portano a una riduzione del 50% della potenza erogata per il 10% delle ore medie annue di funzionamento, tali costi variano da circa 10 a oltre 80 milioni di euro a seconda dell’area geografica di riferimento, per un totale a livello italiano di circa 264 milioni.

In Sardegna il sale si produce con l’energia solare

Author: stefania Rinnovabili

energian solare saline

(Foto del FAI)

Progetto Italia porta l’energia solare alle saline sarde

(Rinnovabili.it) – Produrre il sale con sole. Sembra un gioco di parole ma è quanto accadrà in Sardegna a pochi chilometri da Cagliari, dove su 2700 ettari dello stagno di Santa Gilla si estendono le saline più longeve della regione. Il sito, della società Conti Vecchi e dal 2017 affidato al FAI (Fondo Ambientale Italiano), è oggi al centro di un vasto piano di recupero ambientale.

Una spinta verde arriverà in tal senso anche dall’energia solare prodotta dalla futura centrale fotovoltaica del polo industriale di Assemini. Frutto dell’accordo firmato ormai un anno fa tra Eni e GSE, a regime l’impianto vanterà una potenza di 26 MW e andrà ad alimentare il ciclo di produzione del sale coprendo circa il 70 per cento del consumo energetico totale.

L’installazione è parte integrante del Progetto Italia, con cui il Cane a sei zampe sta convertendo alle energie rinnovabili le sue aree industriali dismesse. Nel dettaglio, l’iniziativa prevede la realizzazione di impianti su grande scala nei siti del Gruppo Eni, “disponibili all’uso e di scarso interesse per attività economiche”, in ben 12 regioni d’Italia. Dalla stima preliminare della società si parla di un potenziale rinnovabile da sfruttare di oltre 220 MW. “Con il Progetto Italia abbiamo l’obiettivo di dare nuova vita ad aree industriali Syndial già sottoposte a bonifica e disponibili ad ospitare impianti di energia rinnovabile su grande scala”, ha dichiarato Claudio Descalzi, a.d. di Eni. “L’investimento di 260 milioni di euro porterà alla produzione di circa 0,4 TWh l’anno di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia”. 

La prima centrale installata è stata quella fotovoltaica di Ferrera Erbognone, in provincia di Pavia. Ora tocca al polo industriale sardo di Assemini. Per l’attuazione del progetto, che non usufruisce di nessuna incentivazione diretta, il Gestore ha fornito il proprio know-how acquisito nel settore delle rinnovabili e dell’efficienza energetica, completando le analisi sui vantaggi ambientali e socio-economici. Accanto all’impianto sorgerà anche un laboratorio permanente per lo sviluppo tecnologico nel campo ambientale ed energetico: qui saranno realizzati impianti tecnologicamente avanzati come il Concentrated Solar Power (CSP), sviluppato in collaborazione con il Politecnico di Milano e il MIT di Boston e saranno finanziate borse di studio in collaborazione con l’Università di Cagliari.