Investire nell’eolico – dal businness planning alla realizzazione

Un breve articolo dove Energyhunters vuole esporre e concentrare la sua esperienza nel campo dell’energia eolica (soprattutto nel mini eolico) per mostrare a chi ci segue quali sono i passi basilari necessari per approcciare un investimento nel settore

L’energia elettrica prodotta da fonte eolica è l’energia la cui potenza installata ha avuto i margini di crescita più elevati dal 2000 ad oggi. Il tasso di crescita della potenza installata è stato, in questo periodo, sempre superiore al 20% e ci si aspetta essere tale o leggermente inferiore, a livello mondiale fino al 2016. Ad oggi nel mondo si contano circa 290 GW di potenza installata che generano circa il 4,5% dell’energia elettrica di cui il pianeta necessita.[1] Eppure, il vantaggio di questa tecnologia non sta nei numeri della sua diffusione bensì in quelli che rappresentano la sua maturità: grazie a studi matematico/fisici si è ormai arrivati a capire che non molto altro ci si può attendere dalla conversione aerodinamica/meccanica delle pale eoliche, ossia da quella trasformazione che converte l’energia cinetica del vento in energia meccanica. Secondo i nostri calcoli [2] e anche secondo la moderna letteratura il coefficiente di conversione aerodinamico/meccanico, in moderne turbine elettriche oscilla intorno al 30% (globale su tutte le velocità di vento). Secondo altri studi, nei prossimi anni, principalmente in conseguenza dell’ottimizzazione dei profili delle pale dei generatori (customizzati in base ai dati del vento), si potranno attendere miglioramenti del 10% di questo coefficiente arrivando quindi a range variabili intorno al 35%. Il dato in se non ci dice molto ma, anche se parzialmente, ci indica sostanzialmente uno stato della tecnologia che sta oggi arrivando a maturazione. Ed è da qui che bisogna partire per leggere il successo dell’energia eolica: essendo arrivata negli anni 2000 ad una fase tecnologica di maturazione oggi investire in questa tecnologia è possibile e auspicabile dati gli elevati standard di efficienza e affidabilità raggiunti dai generatori. in questo breve articolo Energyhunters vuole concentrare la sua esperienza nel campo dell’energia eolica (soprattutto nel mini eolico) per mostrare a chi segue quali sono i passi necessari per approcciare un investimento nell’eolico.

Generalità e iter da seguire per un corretto planning di investimento nell’eolico

Energyhunters ha individuato cinque tappe fondamentali per approcciarsi ed avvicinarsi ad un investimento nel settore eolico; di seguito le si elencano e dopo le si svilupperanno nel proseguo dell’articolo:

  1. Individuazione del quadro normativo del paese di riferimento
  2. Dimensionamento del target di budget che si intende impiegare
  3. Il criterio di scelta del terreno su cui investire
  4. Campagna di misura anemometrica per la determinazione del potenziale
  5. Scelta della turbina e costruzione dell’impianto

Vediamoli di seguito uno a uno.

1 – Individuazione del quadro normativo del paese di riferimento

Per prima cosa, quando si affronta un investimento nel campo eolico bisogna capire in che contesto ci stiamo muovendo. Negli anni passati nel mondo si è assistito al fiorire di tariffe incentivanti e di altri mezzi di incentivazione per varie fonti energetiche. Capire e quantificare questi incentivi risulta centrale per l’investimento. Tratteremo in questo articolo della situazione Italiana. Essa è brevemente, sotto il punto di vista degli incentivi, descritta nella Tabella di Figura 1.

Classe di potenza dell’impianto [kWnominali] inteso come insieme di generatori afferenti ad un unico punto di connessione alla rete Tariffa incentivante prevista (ove presente) Limitazioni all’ottenimento della tariffa Tipologia di scambio dell’energia con la rete
0 – 20 Omnicomprensiva: 291 €/MWh prodotto per 20 anni Nessuno Ritiro dedicato prioritario
20 – 200 Omnicomprensiva: 268 €/MWh prodotto per 20 anni Se il generatore è di potenza nominale superiore ai 60kW la tariffa incentivante è subordinata all’inserimento dell’impianto nel registro dei grandi impianti Ritiro dedicato prioritario
200 – 1000 Omnicomprensiva: 149 €/MWh prodotto per 20 anni Accesso subordinato all’iscrizione dell’impianto nel registro dei grandi impianti, se non rientra vendita energia con ritiro dedicato + certificati verdi Ritiro dedicato prioritario
(priorità di dispacciamento a meno di condizioni anomale o notoriamente particolari della rete)
1000 – 5000 Omnicomprensiva: 135 €/MWh prodotto per 20 anni Accesso subordinato all’iscrizione dell’impianto nel registro dei grandi impianti, se non rientra vendita energia con ritiro dedicato + certificati verdi Ritiro dedicato prioritario
(priorità di dispacciamento a meno di condizioni anomale o notoriamente particolari della rete)
Oltre i 5000 Accesso subordinato all’iscrizione dell’impianto nel registro dei grandi impianti, se non rientra vendita energia con ritiro dedicato + certificati verdi Ritiro dedicato prioritario
(priorità di dispacciamento a meno di condizioni anomale o notoriamente particolari della rete)
Compreso fra 1000 e 5000 ma in costruzione marina (off – shore) Omnicomprensiva: 176 €/MWh prodotto per 25 anni Accesso subordinato all’iscrizione dell’impianto nel registro dei grandi impianti, se non rientra vendita energia con ritiro dedicato + certificati verdi Ritiro dedicato prioritario
(priorità di dispacciamento a meno di condizioni anomale o notoriamente particolari della rete)
Oltre i 5000 Omnicomprensiva: 165 €/MWh prodotto per 25 anni Accesso subordinato all’iscrizione dell’impianto nel registro dei grandi impianti, se non rientra vendita energia con ritiro dedicato + certificati verdi Ritiro dedicato prioritario
(priorità di dispacciamento a meno di condizioni anomale o notoriamente particolari della rete)

Fig.1 – Tabella riassuntiva riguardo al piano regolamentante l’incentivazione alla produzione di energia eolica secondo il DM del 6 luglio 2012.

Il quadro normativo attuale italiano spinge quindi verso due tipologie di investimento nell’eolico:

  • Quello dei piccoli impianti con potenze vicine a 60kW nominali ma non superiori: sono impianti sicuramente incentivati (e quindi quantificabili certamente con un business plan) e con potenza abbastanza grande da non fare incidere troppo i costi fissi della turbina (quali montaggio o acquisto) sul business plan dell’investimento
  • Quello del grande eolico soprattutto offshore. In questo settore la sfida è produrre un parco eolico capace, grazie alle sue caratteristiche, di scalare la classifica del registro dei grandi impianti e potere quindi prendere una tariffa incentivante fissa e conveniente rispetto invece al fluttuante prezzo zonale che verrebbe riconosciuto non entrando nel registro. Per l’ottenimento di una buona graduatoria sono importanti sia la qualità sia la dislocazione dell’impianto; i progetti offshore (visto e considerato che l’Italia non ne ha al momento in opera) saranno sicuramente incentivati con una facilitazione nell’ingresso al registro anche se su questi ultimi si devono registrare più ostacoli in merito all’ottenimento della concessione per costruire l’impianto stesso.

2 – Dimensionamento del quadro di budget che si intende impiegare

Costruire un piano di budget è fondamentale per conoscere quale possono essere le potenzialità realizzative del proprio investimento. Per pianificare il budget occorre prima di tutto conoscere quali sono i costi tipici medi che affronteranno quando si va incontro ad un investimento nell’ eolico. Essi non sono affatto scontati e dipendono da molti fattori. Nella tabella di Fig. 2 si riassumono i principali costi operativi da prevedere in un investimento eolico con delle note che evidenziano da quali parametri essi sono influenzati.

Voce di costo costituente l’impianto eolico Costo specifico indicativo [€/kWnominale] e percentuale rispetto al totale Caratteristiche della voce di costo e dipendenza dai parametri
Acquisto dell’aerogeneratore 1680 (56%) Costo influenzato dall’altezza del supporto: solitamente per ogni singolo modello di turbina la casa costruttrice offre diversi pali con diverse altezze. La valutazione da fare qui è quella di capire se conviene di più acquistare un palo alto e quindi avere un vento medio più elevato (pagandolo di più) o meno
Trasporto 300 (10%) Il trasporto è il costo più difficile da stimare, esso infatti dipende da: dalla potenza dell’aerogeneratore, dalla localizzazione rispetto alla casa produttrice e dall’accessibilità del luogo di installazione. Questo costo può variare dal 1% al 30% (nei casi off-shore) dell’intero ammontare di costi
Acquisizione terreni (ove necessario) e opere di predisposizione della rete elettrica e delle altre infrastrutture 210 (7%) Dipendenza dalla lontananza della rete a cui l’impianto si deve allacciare (solitamente rete elettrica)
Realizzazione delle fondazioni 180 (6%) Dipendenza dalla qualità di tenuta del terreno quindi dalla sua formazione geologica
Costruzione delle infrastrutture di collegamento alla rete elettrica (cabina di consegna utente laddove previsto) 330 (11%) Dipendenza di questa spesa dal livello di tensione e dall’apparato di adattamento previsto (se presente): in bassa tensione questo costo si riduce praticamente a 0% (può essere stimato intorno allo 0,5%)
Consulenza tecnica, misure di ventosità e sviluppo del progetto 300 (10%) Dipendenza dalla morfologia del terreno e dalla grandezza dell’investimento da prevedere. Nel mini eolico e per singolo generatore questo dato può essere stimato pari al 5% mentre per il grande eolico questa aliquota può superare anche il 10% poiché la scelta del sito diventa via via più importante a man mano che la potenza installata cresce
TOTALE 3000 €/kWnominale Costo specifico variabile con la potenza per quanto riguarda il generatore e in base a tutte le variabili sopra citate a livello globale

Fig. 2 – Tabella contenente le principali voci di costo di un impianto eolico e influenza di alcuni parametri tipici su queste voci. Fonte: Elaborazione di dati interni di Energyhunters e rielaborazioni da references[3]

Al fine di mostrare i dati della Figura 2 in modo più rappresentativo in Fig. 3 si esibiscono in forma di diagramma a torta.

Fig. 3 – Suddivisione percentuale dei costi di realizzazione di un impianto eolico secondo Energyhunters

Vale la pena approfondire leggermente l’argomento riguardo al costo dell’aerogeneratore in se. Nella Figura 4 si offre uno sguardo sui costi specifici (ossia espressi in euro per kW nominali) per i principali aerogeneratori mini eolici (ossia con potenza nominale inferiore ai 200kW) presenti sul mercato.

Fig. 4 – Andamento del costo specifico dei generatori eolici al variare della loro potenza nominale secondo uno studio di Energyhunters condotto su oltre 250 turbine per mini eolico

Dallo studio precedente e dalle osservazioni fin qui fatte si può notare che:

  • Il costo specifico di una turbina (e quindi dell’intero investimento) decresce di circa il 3,5% per kW nominale partendo da un prezzo di base di 3500 €/kW
  • Molti costi connessi alla realizzazione di un impianto eolico sono sconnessi dall’aerogeneratore scelto ma sono connessi al territorio su cui si vuole installare il sito nonché alla potenza di impianto che si intende realizzare
  • Nel grafico di Fig. 4 si vedono dei picchi nel costo specifico degli aerogeneratori: questi costi, in gran parte, sono costi legati ad aerogeneratori ad asse verticale i quali sono mediamente più costosi dei classici aerogeneratori ad asse orizzontale e quindi adatti solo ad applicazioni di nicchia: sulla differenza fra generatori ad asse orizzontale e verticale si veda il seguente articolo.

3 – Il criterio di scelta del terreno su cui investire

È evidente che per investire proficuamente nell’ eolico è necessario individuare un terreno con la massima ventosità possibile. Come vedremo in seguito infatti, in generale, la produzione di energia elettrica da fonte eolica è proporzionale al cubo della velocità del vento del sito su cui si installa l’aerogeneratore secondo la (1).

Dove:

ρ: è la densità dell’aria pari a1225 Kg/m3 in condizioni standard ma variabile con temperatura e altitudine

A: è l’aria spazzata dalla turbina misurata in m2

Cp: è il coefficiente di conversione aerodinamico della turbina variabile con la velocità del rotore ωr e l’angolo di incidenza, fisso o variabile, delle pale.

v: è la velocità del vento

ηelettrico: è un termine che tiene conto di tutte le perdite elettriche nel generatore elettrico stesso e a valle di esso fino al punto di consegna della rete. Esso può essere stimato in 0,95.

In pratica dalla (1) si capisce che se due luoghi diversi presentano venosità medie annue una il doppio dell’altra, a livello energetico la differenza di produzione sarà di ben 8 volte. In questa considerazione, estrema ma veritiera, si ritrovano quindi due fattori di riflessione:

  • L’estrema importanza della quantificazione del potenziale energetico di un sito tramite campagne anemometriche di misura ad hoc e di grande precisione che vadano a determinare con la precisione massima possibile la velocità del vento e la densità dell’aria del luogo (nonché altri parametri minori)
  • L’importanza della velocità media del vento (o della potenza aerodinamica specifica media) come fattore per distinguere un terreno da un altro.

Mentre parleremo dei parametri tecnici di ventosità necessari in seguito, ancora prima interessa al comune investitore capire quale può essere e come riconoscere un terreno sul quale si ha buona probabilità di trovare una buona ventosità (quindi da verificare con misure apposite). La scelta in questo campo non è univoca e non esiste una regola. Sicuramente si può dire che:

  • Vicino ad un esistente impianto eolico (con buona producibilità annua) si ha buona probabilità di trovare la stessa ventosità media e quindi lo stesso potenziale (a patto che si riferisca il tutto alla stessa altezza e che l’orografia del terreno fra questi generatori e il punto in esame sia più o meno uniforme)
  • Ci si può riferire a mappe del vento più o meno dettagliate. In Italia, per esempio, la ventosità nel sud Italia è sicuramente maggiore che nel nord Italia (dove è veramente scarsa specie in pianura padana). A questo proposito si veda la mappa diffusa dal RSE sulla ventosità in Italia QUI[4] e in una vista globale in Fig. 5. Una visione così ampia non può essere indicativa e sostitutiva alle misure puntuali poiché trascura completamente gli effetti di addensamento o il microclima locale che sono invece spesso determinanti nella riuscita di un investimento nell’eolico.
Fig. 5 – Vista nazionale della ventosità media annua misurata a 25 metri secondo l’RSE [4].
  • L’orografia del terreno può indicarci delle indicazioni che quasi sempre sono rispettate: Sulla cima delle alture la ventosità media è sempre più alta; scendendo lungo i crinali tutte le zone a media altitudine sono solitamente non consone (poiché una parte dell’orizzonte è coperta dal declivio e si contrasta al flusso del vento) mentre si possono trovare valli e canali nelle quali, per effetto venturi[5] la ventosità media è molto buona.
  • I ricordi delle persone possono essere un metodo sia efficace che ingannevole: a volte si trovano persone che ricordano positivamente il vento e quindi tendono a ricordare le giornate ventose tralasciando quelle non ventose o viceversa. In ogni caso è un metodo che deve essere perseguito per iniziare l’indagine
  • Le piante: In caso di ventosità medie elevate e in presenza di arbusti o alberi non troppo grandi si può verificare che la forma della vegetazione suggerisca e la direzione prevalente del vento e addirittura la sua intensità. Questo metodo è poco perseguito e serve più che altro a individuare se una macro regione è ventosa.

Noi di Energyhunters abbiamo, tramite la nostra esperienza, classificato l’affidabilità delle fonti di informazioni con cui ci si può trovare a lavorare quando si parla di stima del potenziale eolico. Nella figura 6 abbiamo associato ad ogni fonte di informazione una percentuale. Quella percentuale rappresenta la probabilità che il valore (presunto) di ventosità medio previsto dalla fonte di informazione sia uguale anche a fronte di misure nel corso dell’anno successivo con un errore massimo del 10%.

Fig. 6 – Affidabilità dei metodi empirici di stima del potenziale eolico secondo una classificazione interna derivante da studi di Energyhunters. La percentuale indicata si riferisce alla probabilità di prevedere, attraverso i vari metodi, la producibilità del terreno entro il 10% di errore su una misura annua.

4 – Campagna di misura anemometrica per la determinazione del potenziale

Dopo aver individuato al meglio il terreno anche tramite i metodi descritti in precedenza, si deve verificare l’effettiva disponibilità della ventosità eolica tramite una campagna di misura che attesti e certifichi il potenziale eolico. Su questo argomento abbiamo scritto già numerosi articoli specialistici, ve ne segnaliamo in particolare due riguardanti:

Ad oggi le campagne di misura del potenziale eolico sono eseguite generalmente in accordo alle norme IEC 61400 -12 “Wind turbine power performance testing” che suggeriscono tutta una sere di parametri tecnici da utilizzare per compiere le misure. La norma in particolare descrive:

  • La frequenza di campionamento con la quale prelevare i dati di velocità e direzione del vento: questa frequenza è il risultato di studi scientifici riguardanti le frequenze tipiche di variazione della velocità del vento. La frequenza di campionamento è fissata a 1 secondo
  • Media dei campioni e salvataggio: Il data loggher, secondo le indicazioni della norma IEC, deve calcolare media e varianza ogni 600 campioni (10 minuti) e salvare i dati per successive elaborazioni

Questi sono principalmente i dati richiesti per la conformità alla norma IEC riguardanti le misure. Per quanto riguarda poi le successive elaborazioni su ogni slot di 600 campioni le formule generalmente utilizzate per determinare i dati finali di media e varianza sono quelle riportate nelle tabelle di Figura 7 e 8.

Elaborazioni per la misura della velocità del vento
Media aritmetica (vento medio) per campione  
Deviazione standard della velocità del vento per campione  
Raffica o wind blast
Il valore è calcolato come il minore dei 3 valori massimi consecutivi sul campione
 
Turbolenza  

Fig. 7 – Principali metodi di elaborazione di ogni slot di 600 campioni di velocità del vento secondo la IEC 61400

Elaborazioni per la misura della direzione del vento
Media trigonometrica
Deviazione standard
(metodo di MITSUTA) [6]

Fig. 8 – Principali metodi di elaborazione di ogni slot di campioni di direzione del vento secondo la IEC 61400

Le campagne di misura anemometriche sono un passo essenziale, sicuramente il più importante, per poter procedere nell’investimento eolico. Esse hanno lo scopo di:

  • Determinare il potenziale eolico del terreno consentendo all’investitore di quantificare il proprio business plan con buona approssimazione (si stima che comunque rimanga una variabilità pluriannuale del 20% sulla velocità media del vento nel corso dei vari anni)
  • Fornire alla banca un certificato che attesti la producibilità eolica del sito sul quale sorgerà l’impianto da finanziare. In questo frangente è da tenere bene in considerazione il tema delle certificazioni degli anemometri. Gli strumenti con cui si effettuano le misurazioni devono, per essere accettati al finanziamento da parte di un istituto di credito, essere certificati da un ente terzo che ne attesti la precisione e la calibrazione nel tempo delle misure. Ad oggi l’istituto più accreditato per la calibrazione di misuratori di velocità del flusso ventoso è il MEASNET (International network for harmonized and recognised measuraments in wind Energy) [8] che ha la sua sede principale a Madrid in Spagna. Indicativamente la calibrazione di ogni anemometro deve essere fatta ogni 2 anni e comunque al termine di ogni campagna di misura e il costo unitario si aggira intorno ai 200€/strumento.

Al dilà delle metodologie delle misurazioni quello che veramente conta sono i valori dei parametri di ventosità che si riscontra su un dato terreno. Essendo la potenza aerodinamica variabile con il cubo del vento secondo la (1) anche l’energia varierà con questo parametro. L’unica altra variabile che può incidere sulla producibilità di un sito è la densità dell’aria ρ: essa aumenta al diminuire dell’altitudine sul livello del mare e aumenta generalmente all’aumentare della temperatura. Scostamenti del 10 – 20% sono riscontrabili fra diverse zone e in conseguenza dell’orografia e la collocazione del luogo di misura. Una variazione di questo parametro incide in maniera direttamente proporzionale sulla producibilità del sito, è quindi necessario monitorare e registrare le sue variazioni che si manifestano in modo continuo. Se la potenza aerodinamica dipendesse solo dal vento non avrebbe senso parlare di potenza aerodinamica specifica ma proprio perché mentre il vento cambia la sua velocità l’aria varia indipendentemente la sua densità non è corretto parlare di vento medio ma è più corretto parlare di potenza aerodinamica specifica. In ogni caso abbiamo già scritto riguardo a questi argomenti nell’articolo sui parametri necessari per investire nell’eolico[6] e non ci dilungheremo ulteriormente su questo, invitandovi comunque a leggere l’articolo. Al fine di avere un’idea su come si distribuisce la potenza nel vento al variare della densità dell’aria e della sua velocità si veda il grafico di Figura 9.

Fig. 9 – Andamento della potenza aerodinamica specifica contenuta in un m2 di vento al variare della sua velocità e per tre valori di densità dell’aria (al centro quello medio standard, sotto quello medio standard -10% e sopra quello medio standard +10%)

Il grafico ci permette di concludere anche che l’approccio statistico dell’elaborazione dei dati di ventosità rischia, se non fatto eseguito nei giusti termici, di non tenere conto della densità dell’aria e delle sue variazioni. Il vero parametro significativo per la stima del potenziale eolico rimane quindi soltanto la potenza aerodinamica specifica che deve essere calcolata singolarmente per ogni velocità e in corrispondenza di ogni valore di densità del vento prima di essere mediata. Correggere la potenza media aerodinamica con un livello di densità media rilevata può comportare errori anche di oltre il 10% e comunque sempre più rilevanti all’aumentare del vento medio.

5 – Scelta della turbina e costruzione dell’impianto

Una volta verificati, tramite un’apposita campagna anemometrica, i parametri di ventosità nel miglior posizionamento possibile sul terreno a disposizione, si dovrebbe essere in grado di scegliere la turbina eolica che massimizza, date le caratteristiche del vento, l’estrazione di energia per il terreno in esame. Questa operazione è particolarmente importante e una scelta non oculata della turbina può portare a decrementi rilevanti di producibilità anche superiori al 20/30% rispetto alla best practice. Per capire questo concetto ci si riferisca alla figura 10 di seguito.

Fig. 10 – In alto distribuzione della velocità e della potenza aerodinamica per ogni velocità di vento in un terreno esaminato da Energyhunters (la potenza aerodinamica è espressa sul grafico in W/m2 mentre la velocità del vento è espressa in numero di campioni di 10 secondi registrati per ogni velocità del vento). In basso invece la power curve (curva di potenza tipica) della turbina media che Energyhunters prende a riferimento per i suoi calcoli. Essa è il risultato di studi di settore e costituisce la nostra curva media di riferimento per le pale eoliche tripala. [7].
La figura ci mostra in alto la distribuzione delle velocità del vento e della potenza di una certa area e in basso quella che viene definita la “power curve” della turbina. Riguardo alla distribuzione della velocità del vento si può dire che essa ci indica:

  • Il vento medio
  • La percentuale di accadimento di ogni velocità del vento per il sito in esame
  • La potenza aerodinamica specifica (ossia per ogni metro quadro di area spazzata) apportata da ogni velocità di vento

Ci si rende conto quindi che man mano che il vento cresce di velocità diminuisce la sua probabilità di accadimento ma cresce la potenza aerodinamica contenuta in esso. A metà strada si trova quello che può essere definito il “vento più energetico” ossia la velocità di vento che apporta più energia. Essa sarà di fatto la velocità di vento che massimizza il prodotto:

numero di campioni alla velocità di vento più energetico * velocità vento più energetico3 * densità dell’aria quando il vento spirava alla velocità del vento più energetico

La power curve della turbina è invece una caratteristica fondamentale per ogni aerogeneratore. Questo perché sostanzialmente indica la potenza elettrica in uscita per ogni velocità del vento in ingresso alla turbina. I parametri fondamentali di cui si deve tenere di conto in una power curve sono:

  • La velocità di cut in: si intende la velocità del vento con la quale la turbina inizia a produrre, in generale si può dire che più è bassa maggiore è il diametro della turbina rispetto alla potenza del generatore elettrico con cui è equipaggiata
  • La velocità di cut-out: è la velocità del vento oltre la quale la turbina smette di produrre poiché la macchina si protegge da eventi meccanicamente distruttivi.
  • Il rated wind speed: è quella velocità di vento oltre la quale la potenza di uscita della turbina è quella nominale e, generalmente, non cresce oltre quel punto ma bensì rimane costante fino al cut-out.

Nel corso degli anni Energyhunters ha studiato e catalogato numerose turbine presenti sul mercato con potenze comprese fra 0 e 200kW arrivando a crearsi la sua turbina media ovvero rappresenta la power curve tipica delle turbine presenti sul mercato, questa curva rappresenta una media da noi utilizzata per il calcolo di alcuni parametri necessari nei report eolici quali le ore equivalenti. La power curve di EH media è caratterizzata dai seguenti parametri medi [7]:

  • Velocità di cut-in media: 2,81 m/s [7]
  • Rated speed medio: 11,14 m/s [7]
  • Coefficiente di potenza medio: circa 33% [7]

Scegliere la turbina vuole dire quindi, in definitiva, tramite programmi come quello che Energyhunters possiede, calcolare quel generatore che adatta meglio la distribuzione del vento medio nel luogo di installazione con la sua power curve resistendo la massima energia dal flusso d’aria. Le variabili che non possono essere dimenticate in questa scelta sono, per esempio:

  • La densità dell’aria
  • La distribuzione della velocità del vento
  • La power curve in relazione al vento più energetico
  • La power curve in relazione alla velocità di cut in e cut out (se ho molto vento a bassa velocità mi serve un cut in basso se ne ho abbastanza ad alta velocità non mi serve questo)

In questo contesto il livello tecnico dell’argomentazione richiederebbe un articolo a parte che ci ripromettiamo di pubblicare presto sul nostro sito. Rimane inteso che la scelta della turbina deve essere fatta oculatamente e da persone specializzate e con esperienza nel settore e non può certamente essere lasciata in secondo piano.

Conclusioni

L’articolo vuole essere un piccolo vademecum per tutti i soggetti privati interessati ad investire nell’eolico. L’argomento non è semplice da affrontare e le variabili in gioco sono moltissime come si è visto. Nell’eolico i dettagli (un luogo di installazione piuttosto che un altro, leggere differenze nella densità dell’aria, il micrositing, la scelta della turbina ecc) possono far variare la qualità e l’esito dell’investimento anche in maniera rilevante. Per questo motivo la cultura di base o una consulenza specialistica che affianchi l’investitore sono sempre consigliati in questo campo. L’ingegneria alla base dell’eolico d’altra parte conferma comunque un vecchio must dell’energia e dell’ingegneria in genere: per avere abbondanza di energia (e di qualità) si deve necessariamente ricorrere a soluzioni ricercate e a sviluppi tecnologici continui, ma lo sforzo, a nostro avviso, è ripagato da quella che oggi è di fatto la fonte energetica totalmente rinnovabile con il maggior grado evolutivo esistente. Finché l’umanità non troverà una fonte con larghe potenzialità e densità energetiche (il fotovoltaico lo sarebbe ma manca ancora di efficienza) potrà contare comunque sempre sull’energia eolica. Fonti internazionali ad oggi dicono che si è utilizzato appena il 10% delle potenzialità eoliche del pianeta. Davanti a noi c’è quindi un vero e proprio vento di cambiamento che può ripulire la nostra aria e realizzare il sogno di vedere un’umanità che coesista con la natura invece di distruggerla per sopravvivere.

References

[1]: Global wind Energy Council – http://www.gwec.net/– GLOBAL Wind energy
outlook | 2012 – http://www.gwec.net/wp-content/uploads/2012/11/GWEO_2012_lowRes.pdf

[2]: Da database interni ad Energyhunters che raccolgono oltre 250 modelli di turbine mini eoliche – tutti i diritti di riproduzione sono riservati

[3]: Wind Energy Report 2012 – Luglio 2012 – Politecnico di Milano school of managment – http://www.energystrategy.it/assets/files/WER_2012.pdf

[4]: GSE – Atlante eolico Italiano – Interactive Wind Atlas – http://atlanteeolico.rse-web.it/viewer.htm

[5]: Effetto Venturi, definizione da Wikipedia – http://it.wikipedia.org/wiki/Effetto_Venturi

[6]: Meteorological monitoring guidance for regulatory modeling applications – EPA-454R/R-99-005 – http://www.epa.gov/scram001/guidance/met/mmgrma.pdf

[7]: Dal database interno di turbine di Energyhunters contenente oltre 300 aerogeneratori di cui 250 ad asse orizzontale, riproduzione dei dati vietata e sotto Creative Commons – www.energyhunters.it

[8]: Dal sito Measnet – http://www.measnet.com/

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