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Energia eolica, A.A. 2010-11 - Dipartimento Ingegneria del Territorio, Università di SS 1 ENERGIA EOLICA PREMESSA La situazione attuale A livello internazionale, la tecnologia eolica ha conseguito eccellenti livelli di diffusione ed economicità, con costi interni dell'energia quasi competitivi in buone condizioni di ventosità (minimo 5 m/s). In Europa l’energia eolica è ampiamente sfruttata in Germania (15.000 MWh), in Spagna (6.800 MWh) e in Danimarca (3.100 MWh). In Italia, dopo un periodo di stasi, si è avviato il processo di diffusione, soprattutto grazie al provvedimento Cip 6/92. Alla fine degli anni ‘90 in Italia erano presenti non più di 700 macchine eoliche, numero che ha subito un forte incremento a seguito delle politiche governative di sostegno. Quanto ai siti più idonei allo sfruttamento dell’eolico sul suolo nazionale, i risultati di un’indagine alla quale ha partecipato anche l’Enea hanno evidenziato che essi si trovano lungo il crinale appenninico (al di sopra dei 600 m slm) e, in misura minore, nelle zone costiere. Le regioni più vocate sono quelle del Sud, in particolare Campania, Puglia, Molise, Sicilia e Sardegna. Nel Nord appare possibile sfruttare l’energia eolica solo in montagna, a quote relativamente elevate, con possibili eccezione per altre tipologie di territorio. Tuttavia la quantità d’energia prodotta da fonte eolica è ancora trascurabile rispetto all’obiettivo che l’Italia si è data per il 2010, di arrivare a circa 3.000 MWh. Non va dimenticata la possibilità, di carattere indiretto, ancora poco diffusa in Italia ma già molto comune in Germania e Danimarca, dove agricoltori consorziati acquistano le macchine e scelgono di destinare i loro terreni alla produzione di energia eolica che viene venduta alle compagnie elettriche. Deve ritenersi un interessante sviluppo del filone agricolo non-food ed un domani, quando l’eolico diventerà davvero competitivo, si potrebbe pensare di utilizzare le cosiddette terre incolte, che formano una vasta parte del territorio italiano, per la produzione di questa energia rinnovabile. Un’alternativa potrebbe essere la costruzione di piattaforme off-shore, distanti alcuni chilometri dalla costa. Oltretutto queste piattaforme presentano il vantaggio di sfruttare venti molto più forti e continui,e dunque consentono rendimenti energetici decisamente superiori. Anche i costi di produzione sono inferiori rispetto alla terra ferma perché si possono realizzare installazioni di dimensioni più ampie. Le più importanti piattaforme off-shore sono presenti in Irlanda e in Danimarca. Caratterizzazione della fonte eolica L’energia cinetica associata alla totalità dei flussi di aria nell’atmosfera è molto grande, anche se confrontata con i fabbisogni attuali dell’umanità intera. L’energia a cui si attinge, però, è quella che risiede in uno strato relativamente sottile dell’atmosfera al di sopra del terreno, lo strato entro il quale possono elevarsi le turbine eoliche. In meteorologia questo strato coincide col cosiddetto strato limite superficiale, che si estende all’incirca 100-200 metri al di sopra del terreno. Il flusso del vento all’interno di questo strato è quasi sempre piuttosto irregolare, essendo condizionato dalla presenza di una superficie non liscia del terreno (salvo gli specchi d’acqua) e da quella di ostacoli di diversa natura (alberi, rocce, edifici, ecc.) che esercitano anche un’azione frenante sul flusso del vento. Il vento è per sua natura molto variabile nel tempo. La sua velocità può mutare considerevolmente sulla scala dei mesi, dei giorni, delle ore, dei minuti e dei secondi. ENERGIA RECUPERABILE L’energia cinetica fornita dal vento è funzione della massa (m) e della sua velocità (V). Se si considera che la massa volumica dell’aria è costante, si può affermare che l’energia fornita

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Energia eolica, A.A. 2010-11 - Dipartimento Ingegneria del Territorio, Università di SS

1

ENERGIA EOLICA

PREMESSA

La situazione attuale A livello internazionale, la tecnologia eolica ha conseguito eccellenti livelli di diffusione ed economicità, con costi interni dell'energia quasi competitivi in buone condizioni di ventosità (minimo 5 m/s). In Europa l’energia eolica è ampiamente sfruttata in Germania (15.000 MWh), in Spagna (6.800 MWh) e in Danimarca (3.100 MWh). In Italia, dopo un periodo di stasi, si è avviato il processo di diffusione, soprattutto grazie al provvedimento Cip 6/92. Alla fine degli anni ‘90 in Italia erano presenti non più di 700 macchine eoliche, numero che ha subito un forte incremento a seguito delle politiche governative di sostegno. Quanto ai siti più idonei allo sfruttamento dell’eolico sul suolo nazionale, i risultati di un’indagine alla quale ha partecipato anche l’Enea hanno evidenziato che essi si trovano lungo il crinale appenninico (al di sopra dei 600 m slm) e, in misura minore, nelle zone costiere. Le regioni più vocate sono quelle del Sud, in particolare Campania, Puglia, Molise, Sicilia e Sardegna. Nel Nord appare possibile sfruttare l’energia eolica solo in montagna, a quote relativamente elevate, con possibili eccezione per altre tipologie di territorio. Tuttavia la quantità d’energia prodotta da fonte eolica è ancora trascurabile rispetto all’obiettivo che l’Italia si è data per il 2010, di arrivare a circa 3.000 MWh. Non va dimenticata la possibilità, di carattere indiretto, ancora poco diffusa in Italia ma già molto comune in Germania e Danimarca, dove agricoltori consorziati acquistano le macchine e scelgono di destinare i loro terreni alla produzione di energia eolica che viene venduta alle compagnie elettriche. Deve ritenersi un interessante sviluppo del filone agricolo non-food ed un domani, quando l’eolico diventerà davvero competitivo, si potrebbe pensare di utilizzare le cosiddette terre incolte, che formano una vasta parte del territorio italiano, per la produzione di questa energia rinnovabile. Un’alternativa potrebbe essere la costruzione di piattaforme off-shore, distanti alcuni chilometri dalla costa. Oltretutto queste piattaforme presentano il vantaggio di sfruttare venti molto più forti e continui,e dunque consentono rendimenti energetici decisamente superiori. Anche i costi di produzione sono inferiori rispetto alla terra ferma perché si possono realizzare installazioni di dimensioni più ampie. Le più importanti piattaforme off-shore sono presenti in Irlanda e in Danimarca.

Caratterizzazione della fonte eolica L’energia cinetica associata alla totalità dei flussi di aria nell’atmosfera è molto grande, anche se confrontata con i fabbisogni attuali dell’umanità intera. L’energia a cui si attinge, però, è quella che risiede in uno strato relativamente sottile dell’atmosfera al di sopra del terreno, lo strato entro il quale possono elevarsi le turbine eoliche. In meteorologia questo strato coincide col cosiddetto strato limite superficiale, che si estende all’incirca 100-200 metri al di sopra del terreno. Il flusso del vento all’interno di questo strato è quasi sempre piuttosto irregolare, essendo condizionato dalla presenza di una superficie non liscia del terreno (salvo gli specchi d’acqua) e da quella di ostacoli di diversa natura (alberi, rocce, edifici, ecc.) che esercitano anche un’azione frenante sul flusso del vento. Il vento è per sua natura molto variabile nel tempo. La sua velocità può mutare considerevolmente sulla scala dei mesi, dei giorni, delle ore, dei minuti e dei secondi.

ENERGIA RECUPERABILE L’energia cinetica fornita dal vento è funzione della massa (m) e della sua velocità (V). Se si considera che la massa volumica dell’aria è costante, si può affermare che l’energia fornita

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dal vento è funzione della sua velocità. L’energia cinetica della massa d’aria in movimento è pari a:

E = 1/2 m V2 Se consideriamo una superficie di area A attraversata da una massa d'aria di velocità V,

si ricava che la quantità di aria passata, nell'unità di tempo, attraverso la superficie vale !AV,

dove ! indica la densità o massa volumica dell'aria (1,28 kg/m3). Pertanto, disponendo di una massa in movimento, potremo valutare la sua energia cinetica:

E =

1

2! A V V2 =

1

2! A V3

Misurando A in m2 e V in m/s, esprimendo la potenza P in W e considerando un valore medio di !/2 pari a 0,64 si avrà:

Pteor = 0,64 A V3 (W)

Se poi la superficie considerata ha sezione circolare, come in pratica accade per la gran parte degli aeromotori (comprendendo con questo termine anche gli aerogeneratori) e ricordando

che l'area del cerchio vale " d2 4 (dove d indica il diametro in m) , l'espressione della potenza

considerata diviene:

Pteor = 0,000503 d2 V3 = 503 . 10-6 d2 V3 (kW)

Tale potenza sarebbe totalmente disponibile solo se il vento perdesse tutta la sua energia cinetica (cosa impossibile), vale a dire come se il vento a valle dell'aeromotore avesse velocità zero. Betz ha dimostrato che la massima frazione teoricamente estraibile di tale potenza vale 0,595 (16/27). Pertanto, considerando il limite di Betz, i rendimenti dei sistemi meccanici di trasmissione e del generatore elettrico, la potenza effettiva (Peff) che si riesce ad utilizzare in un moderno aerogeneratore, e che viene effettivamente convertita in energia elettrica, risulta solitamente pari al 30% circa della Pteor. Pertanto, il coefficiente 503 nella formula della Peff diventa 150:

Peff = 0,000150 d2 V3 = 150 . 10-6 d2 V3 (kW)

essendosi misurato d in metri e V in metri/secondo.

La stessa relazione, se si considera la potenza in W, diviene:

Peff = 0,15 d2 V3 = 15 . 10-2 d2 V3 (W)

Se poi si misura il vento in km/h, la potenza in W risulta da:

Peff = 0,0032 d2 V3 (W)

Ad esempio, considerando un diametro del rotore di 5 m ed un vento delle velocità di 40 km/h, la potenza che un buon aerogeneratore può fornire varrà:

Peff = 0,0032 . 52 . 403 = 5.120 W

Velocità massima del vento Se l'elica del diametro di 4 m è stata progettata per ruotare alla velocità di 278 giri/min con un vento di 30 km/h, il suo bordo estremo si muove alla velocità di 210 km/h. Nel caso il

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vento rinforzi fino a 100 km/h la velocità del bordo dell'elica salirebbe a 700 km/h con un regime di rotazione di 927 giri/min. Tali condizioni risultano talmente gravose che l'aerogeneratore potrebbe subire danni. Appare quindi indispensabile che ogni aeromotore venga dotato di dispositivi automatici di rallentamento che impediscano il raggiungimento delle condizioni limite. Questi dispositivi intervengono o variando l'angolo d'impatto tra aeromotore e vento, o diminuendo drasticamente la velocità con mezzi diversi dall'attrito, come accade invece nei normali freni d'automobile. Velocità del vento e altezza dal suolo Come è noto, ostacoli anche bassi rallentano la velocità del vento. Non è possibile mettere in relazione con esattezza il comportamento del vento con l'altezza dal suolo, in quanto esso dipende in larga misura dalle condizioni locali. Con buona approssimazione possiamo ipotizzare un andamento simile a quello sotto riportato:

Altezza dal Velocità vento Altezza dal Velocità vento suolo (m) (m/s) suolo (m) (m/s) 10 10,0 50 16,5 20 11,8 60 17,5 30 13,6 70 18,0 40 15,0 80 18,5

Elevando l'aeromotore rispetto al suolo aumenta la potenza che, a parità di altre condizioni, la macchina è in grado di fornirci. Rilevante è poi il fatto che l'aeromotore sarà capace di produrre energia anche quando la velocità del vento, a quote inferiori, non è sufficiente per il suo movimento. Ovviamente, elevando l'altezza del sostegno dell'aeromotore aumentano i costi e i problemi di stabilità in maniera più che proporzionale. S'impone a tal punto una valutazione attenta delle situazioni e delle condizioni di volta in volta più convenienti. La potenza erogata in uscita da un aerogeneratore è dunque proporzionale alla terza potenza della velocità del vento: se quest’ultima raddoppia, l’energia aumenta di circa 8 volte, se la velocità del vento aumenta di un 10% si ha un aumento del 30% di energia. L'energia che il motore può fornirci nell'arco dell'anno dipende molto anche dalla durata del vento. Non va trascurato, inoltre, che, per ogni aeromotore di una data velocità, la potenza è così bassa da essere vinta dagli attriti; mentre al di sopra di certi valori, come si è visto, devono intervenire dispositivi di rallentamento che limitano la potenza utile fornita dal motore elettrico. Per prevedere approssimativamente quanta energia l'aeromotore potrà fornire, sarebbe necessario conoscere le cosiddette curve di velocità-durata, ossia il numero di ore/anno in cui, in media, viene raggiunta una determinata velocità del vento. Questi dati non sempre sono facilmente reperibili nelle stazioni meteorologiche; l'ideale sarebbe un periodo preliminare di misure con successive elaborazioni dei dati raccolti. Per le piccole installazioni, che possono interessare l'utente singolo, le valutazioni sono necessariamente empiriche ed approssimate, mentre proprio dalla corretta scelta del luogo di installazione può dipendere in modo determinante la convenienza o meno di un impianto eolico. Siti interessanti garantiscono intorno a 100 giorni di vento/anno, pari a circa 2.400 h/anno. Nell'impostare un progetto, si può considerare come limite inferiore per l'installazione di un aeromotore un vento medio superiore al terzo grado della scala Beaufort (15-18 km/h). Tale valore medio rappresenta la velocità con cui l'aria si è mossa nell'arco dell'intero anno.

LUOGO D'INSTALLAZIONE La prima fase nello sviluppo di un impianto eolico è la selezione del sito. L’accertamento dell’idoneità di un sito ad ospitare un impianto eolico richiederà la verifica dell’esistenza di un certo numero di condizioni, quali:

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• Adeguata ventosità (per la produzione di energia elettrica 3-4 m/s), definita da opportuni parametri statistici ottenuti elaborando dati anemometrici (velocità e direzione del vento su base oraria, mensile e stagionale) riferiti ad un periodo di tempo statisticamente significativo (un anno) e ad un’altezza del suolo pari a quella dell’aerogeneratore.

• Disponibilità di terreno d’impiego marginale (agricoltura estensiva, pascolo, ecc.) che sia libero da vincoli ambientali e d’uso che ne impediscano l’impiego per installazioni eoliche.

• Andamento di velocità e direzione del vento sufficientemente omogeneo sull’area interessata. A pari ventosità, il buon funzionamento dell'impianto è favorito da venti costanti in direzione: per gli aeromotori ad asse orizzontale, la presenza di venti vorticosi e variabili in direzione può essere causa di guasti e rottura delle eliche e dei supporti.

• Terreno privo d’irregolarità e ostacoli tali da creare, da un lato, un’eccessiva turbolenza del vento e, dall’altro, problemi tecnici e costi troppo gravosi per le installazioni. Non si devono poi considerare solo gli ostacoli sopravvento, ma pure quelli laterali e sottovento. Gli ostacoli laterali, in particolare se leggermente convergenti (fig. 1), sono in grado di incanalare l'aria e talvolta di accentuare la velocità mantenendone costante la direzione; in tal caso però è necessario che siano più alti dell'aeromotore e la loro lunghezza sia almeno 30-40 volte l'altezza; in caso contrario potrebbero introdurre moti turbolenti con vortici e caduta di vento; attenzione ai filari di alberi vicini, che potrebbero essere sia di aiuto che di grave limitazione. Ostacoli sottovento realizzano una sorta di sacca che rallenta il moto dell'aria: è bene che nessun ostacolo sia posto a meno di 100 m dietro l'aerogeneratore. Una collina o un edificio può favorire un locale aumento della velocità del vento, in cima ad un colle con pendici abbastanza dolci il vento tende a rinforzare. Nel caso di un edificio possono presentarsi i fenomeni più diversi (figg. 2-3). Un edificio rappresenta un ostacolo massiccio, compatto, dalle dimensioni spesso ragguardevoli.

Fig. 1 Gli ostacoli laterali convergenti accentuano la Fig. 2 L’edificio influenza in misura con- velocità del vento mantenendone costante la direzione. siderevole l’azione del vento sul genera- tore eolico. • Urtando, il vento devia e origina zone di turbolenza e zone di relativa calma. Nel caso si

installi l'aeromotore sopra un edificio è consigliabile usare una torre che si elevi almeno quanto la metà dell'altezza dell'edificio stesso, sita verso il centro del coperto ed agganciata con supporti antivibranti.

• Assenza di insediamenti abitativi nelle immediate vicinanze del sito (sono sufficienti alcune centinaia di metri);

• Esistenza di un sistema viario di collegamento alla rete stradale che consenta un agevole trasporto e montaggio in sito dei componenti dell’impianto (in particolare del rotore e della gru) e la successiva effettuazione degli interventi di manutenzione.

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• Presenza di una rete elettrica che sia in grado di assorbire l’energia prodotta dall’impianto eolico senza richiedere la costruzione di linee di collegamento di lunghezza tale da compromettere la redditività dell’investimento.

Fig. 3 Oltre agli ostacoli sopravento, occorre considerare quelli sottovento che possono rallentare il moto dell’aria. Nell’impostare un progetto l’ideale sarebbe poter disporre di un terreno privo di ostacoli e di irregolarità tali da creare un’elevata turbolenza.

STIMA DELL’ENERGIA PRODOTTA Per stimare la quantità di energia ricavabile da un generatore eolico è necessario conoscere, cime si è detto, la distribuzione delle ore/anno per classi di velocità del vento (tab.1) e la curva di potenza della turbina eolica (fig. 4). Non si deve commettere l’errore di utilizzare solamente la media delle velocità del vento, perché quest’ultimo non è regolare e perché l’energia ricavabile cambia col cubo della velocità. La quantità di energia prodotta da un aerogeneratore si calcola attraverso la sommatoria dei prodotti delle ore disponibili per la potenza erogata dalla macchina eolica in corrispondenza di ciascuna classe di velocità del vento.

Procedura di calcolo In un sito con le caratteristiche anemologiche riportate in tabella 1 si vuole installare una miniturbina le cui principali caratteristiche sono: - Potenza nominale: 20 kW - Area spazzata: 78,54 m2 - Velocità di avvio (cut-in): 5 m/s - Peso della navicella: 620 kg - Velocità di arresto (cut-off): 60 m/s - Peso della torre: 2.500 kg - Diametro rotore: 10 m - Altezza del mozzo: 24 m

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Nella tabella 1 i valori della potenza erogata in corrispondenza di ciascuna classe di velocità del vento si ricavano dalla curva di potenza del generatore eolico fornita dal costruttore (fig. 4). Dalla sommatoria dell’energia prodotta in corrispondenza di ciascuna classe di velocità del vento si ricava una quantità di energia pari a 41.631 kWh/anno.

Per contro, se nel calcolo si utilizza la ventosità media (6,5 m/s), e quindi la potenza fornita dalla turbina in corrispondenza di questa ventosità (2.8 kW), si ottiene una produzione di energia nettamente inferiore a quella calcolata in precedenza:

E = 2,8 kW x 8.760 h/anno = 24.528 kWh/anno

Tab.1 Velocità e durata del vento nel sito prescelto; la ventosità media risulta pari a 6,5 m/s.

Vento

velocità (m/s)

durata (h/anno)

Potenza erogata

(kW)

Energia prodotta

(kWh/anno)

0 260 - - 1 271 - - 2 643 - - 3 915 - - 4 876 - - 5 1012 1,0 1.012 6 891 1,8 1.064 7 862 3,6 3.103 8 697 6,5 4.530 9 641 8,4 5.384 10 425 11,0 4.675 11 349 13,7 4.781 12 264 15,0 3.960 13 137 16,5 2.261 14 116 18,0 2.088 15 94 19,1 1.795 16 96 20,1 1.930 17 87 21,1 1.836 18 64 21,5 1.376 19 32 21,5 688 20 28 21,7 608

TOTALE 8.760 41.631

Fig. 4 Curva di potenza di una miniturbina eolica con potenza nominale di 20 kW, velo cità di avvio (cut-in) di 5 m/s e velocità di arresto (cut-off) di 60 m/s.

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I PERMESSI PER COSTRUIRE

I permessi per costruire sono molti e vanno richiesti ad un certo numero di enti locali preposti al controllo e alla salvaguardia del territorio. Progetto e costruzione della sottostazione elettrica di allacciamento alla rete elettrica nazionale. Dopo l’individuazione del terreno più idoneo per la costruzione del parco eolico, si richiede la concessione edilizia e si deposita il progetto al Genio Civile. In seguito si iniziano i lavori di costruzione della sottostazione; a fine lavori si procede al collaudo degli impianti stessi. Progetto e costruzione dei tralicci di sostegno degli aerogeneratori. Nella fase progettuale si stipuleranno la convenzione col Comune e i contratti per eseguire i lavori, quindi si procederà all’ordine di iacquisto delle turbine eoliche. La scelta non dipende solo da quanta energia si ritiene di poter produrre in quel sito, ma anche dall’accessibilità al luogo d’impianto delle turbine stesse (non si dimentichi della grandezza delle macchine in questione) e dalla potenza elettrica che la rete locale è in grado di ricevere. Per dare inizio ai lavori occorre procedere all’analisi del V.I.A. (Valutazione di Impatto Ambientale) con la quale si ottiene la concessione edilizia a costruire del Comune, e si ottengono una serie di nullaosta (nullaosta Sovrintendenza Archeologica, nullaosta paesaggistico, ecc.). Progetto e costruzione del cavidotto interrato (in Media Tensione) di interconnessione del campo eolico alla sottostazione. Anche per la costruzione della linea elettrica che allaccia la centrale eolica alla rete nazionale occorre una lunga serie di nullaosta. Il più delle volte si è costretti a barcamenarsi in una burocrazia piuttosto complessa e ridondante, perdendo tempo nell’avvio di centrali sovente già costruite, ma non autorizzate.

AEROGENERATORI ED AEROMOTORI Gli aeromotori effettuano la trasformazione dell’energia cinetica del vento in energia meccanica dell’asse di rotazione Gli aeromotori sono impiegati, di norma, per azionare pompe per il sollevamento dell’acqua, mulini per frantumare materiali e macchine operatrici in genere (figg. 5 e 15-18). Gli aerogeneratori effettuano la conversione dell’energia cinetica del vento in energia elettrica, continua o alternata, mediante una macchina generatrice; possono alimentare direttamente macchine operatrici azionate da motori elettrici. Nei sistemi eolici destinati alla produzione d’energia elettrica si utilizzano esclusivamente rotori costituiti da due o tre pale. I rotori a due pale (fig. 6) presentano il vantaggio di essere meno costosi e girano a velocità più elevate: questo consente di poter utilizzare apparati per la moltiplicazione del numero dei giri meno complicati e quindi più leggeri. La riduzione dei pesi, e quindi dei costi, è una delle linee evolutive delle macchine eoliche che contribuisce all’affermazione di questa tecnologia. I rotori a tre pale sono i più utilizzati, poiché forniscono una coppia motrice più uniforme rispetto alla variazione della velocità del vento, quindi producono meno vibrazioni, e si avviano a regimi di rotazione più bassi (fig. 7). Recentemente sono stati prodotti rotori ad una pala che viene equilibrata da un contrappeso: questa soluzione si va affermando in Italia per i costi molto più bassi e la relativa semplicità di trasporto (fig. 8). Esistono comunque problemi di stabilità del rotore ed in ogni caso la taglia della macchina non può presumibilmente crescere oltre i 400 kW. In funzione della taglia, ovvero della potenza nominale, gli impianti possono essere classificati come: microeloci (< 1 kW), minieolici (< 50 kW), di media taglia < 1 MW) e di grande taglia (> 1 MW).

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Fig. 5 Mulino a vento in uso nelle campagne cinesi. Fig. 6 L’aerogeneratore con rotore La struttura portante è talmente leggera che basta bipala è più leggero e meno costoso un soffio di vento per farla funzionare. del modello con rotore tripala.

Fig. 7 Aerogeneratore con rotore a tre pale Fig. 8 Aerogeneratore con rotore ad una (centrale Alta Nurra di SS). pala equilibrata da un contrappeso.

LA MECCANICA DEI MOTORI A VENTO

Generalità I diversi tipi di motori eolici possono essere ricondotti a due classi distinte: • macchine con asse di rotazione verticale (perpendicolare alla direzione del vento); • macchine con asse di rotazione orizzontale (parallelo alla direzione del vento). La scelta razionale del tipo di macchina eolica ideale per un determinato impiego dipende dalla corrispondenza tra le particolari esigenze e le caratteristiche proprie della classe di appartenenza. Un componente di notevole importanza per gli aerogeneratori è rappresentato dal moltiplicatore di giri. La trasmissione del moto dal rotore al generatore elettrico avviene tramite esso; il suo ingombro aumenta all’aumentare del rapporto di moltiplicazione. La presenza del moltiplicatore di giri è legata al fatto che l’albero del generatore elettrico deve

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ruotare ad una velocità nettamente superiore a quella dell’albero collegato alle pale dell’aerogeneratore. Accanto ai tradizionali moltiplicatori ad alberi paralleli, cominciano a diffondersi quelli a struttura epicicloidale che, a parità di rapporto, sono più leggeri e meno ingombranti. Per la generazione di energia elettrica si possono utilizzare tutti i diversi tipi di generatori elettrici esistenti (sia quelli in c.a. che in c.c.); la scelta deriva dalle caratteristiche dell’impianto e dall’impiego cui è destinato (connessione o meno ad una rete elettrica, affidabilità, ecc.). Un’importante innovazione è rappresentata dall’impiego, su macchine a velocità variabile, di un generatore a magneti permanenti che consente di eliminare il moltiplicatore di giri.

Struttura di un aerogeneratore Si consideri una macchina reale ad asse orizzontale utilizzata per convertire l’energia del vento in energia elettrica. La figura 9 mostra la tipica struttura generale, fermo restando che sono possibili, e talora disponibili sul mercato o allo studio, configurazioni diverse.

Fig. 9 Il rotore è costituito da un mozzo su cui sono fissate le pale, in genere in fibra di vetro, che possono ruotare ad oltre 200 km/h. Il freno è costituito da due sistemi indipendenti di arresto delle pale: uno aerodinamico e uno meccanico. Il primo è utilizzato per controllare la potenza dell’aerogeneratore, come freno di emergenza in caso di sovravelocità del vento. Il secondo serve per completare l’arresto del rotore e come freno di stazionamento. La torre può essere a forma tubolare o a traliccio. In genere è costruita in cemento armato, in acciaio o con fibre sintetiche. La struttura dell’aerogeneratore per poter resistere alle oscillazioni ed alle vibrazioni causate dalla pressione del vento è ancorata al terreno mediante fondamenta quasi sempre completamente interrate. Il moltiplicatore di giri trasforma la rotazione lenta dell’albero collegato alle pale in una rotazione più veloce in grado di far funzionare il generatore di elettricità. Il generatore trasforma l’energia meccanica in energia elettrica. Il sistema di controllo gestisce, automaticamente e non, l’aerogeneratore nelle diverse operazioni di lavoro e aziona il dispositivo di sicurezza che blocca il

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rotore in caso di malfunzionamento o di sovraccarico per eccessiva velocità del vento. La navicella è una cabina in cui sono ubicati tutti i componenti dell’aerogeneratore, del rotore. Negli impianti di media e grossa taglia, l’allineamento tra l’asse del rotore e la direzione del vento è garantito da un servomeccanismo, detto sistema di imbardata; nei piccoli aerogeneratore è sufficiente l’impiego di una pinna direzionale. Le pale della macchina sono fissate su un mozzo, e nell’insieme costituiscono il rotore; il mozzo, a sua volta, è collegato a un primo albero, detto albero lento, che ruota alla stessa velocità angolare del rotore. L’albero lento è collegato ad un moltiplicatore di giri, da cui si diparte un albero veloce, che ruota con velocità angolare data da quella dell’albero lento per il rapporto di moltiplicazione del moltiplicatore di giri. Quest’ultimo è un componente pesante e costoso, ma indispensabile per il buon funzionamento dell’aerogeneratore. Il moltiplicatore di giri consente al rotore di girare lentamente (30-40 giri/min) e di accoppiarsi ad un generatore di serie, quindi poco costoso, facendolo girare con un regime di rotazione sino a 40-50 volte superiore. Per i piccoli aerogeneratori, vale a dire con potenza inferiore a 15 kW, di norma non è necessario il moltiplicatore di giri. Sull’albero veloce è posizionato un freno, a valle del quale si trova il generatore elettrico, da cui si dipartono i cavi elettrici di potenza. Il sistema frenante, componente essenziale per la sicurezza del motore eolico, è costituito da due sistemi indipendenti di arresto delle pale: un sistema di frenaggio aerodinamico e uno meccanico. Il primo agisce come freno di emergenza in caso di sovravelocità del vento e per arrestare il rotore. Il secondo si utilizza per completare l’arresto del rotore e come freno di stazionamento. Nella maggior parte delle macchine odierne, tutti i componenti su menzionati, ad eccezione naturalmente del rotore e del mozzo, sono ubicati in una cabina, detta navicella o gondola la quale, a sua volta, è posizionata su un supporto cuscinetto, in modo da essere facilmente orientabile in funzione della direzione del vento.

Controllo di potenza Il sistema di controllo interviene per limitare i carichi quando la velocità del vento, e quindi la potenza sviluppata, superano il valore nominale per cui la macchina è dimensionata. Va tenuto presente che, ad ogni oscillazione di potenza, corrisponde un’oscillazione di carico sia sul rotore, sia sulle parti fisse della macchina. I due sistemi più usati per la limitazione della potenza sono il controllo dello stallo e controllo del passo. Il primo, usato su macchine a velocità fissa, è di tipo passivo e prevede che, oltrepassata una certa velocità del vento, il rotore a pale fisse vada in stallo; per l’avviamento è necessario ricorrere all’assistenza di un motore. Il secondo è di tipo attivo e prevede che esistano dispositivi di tipo meccanico ed elettronico che facciano ruotare le pale intorno al loro asse modificando l’angolo di incidenza secondo modalità prefissate. Macchine con asse di rotazione verticale Nelle figure 10-11 è rappresentato un tipico esempio di panemone, come viene chiamato un aeromotore ad asse verticale. Queste macchine, quale ad esempio il rotore Savonius (inventato in Finlandia da Sigurd Savonius), possiedono le seguenti caratteristiche. Non necessitano di orientazione. La omnidirezionalità permette a queste macchine di essere montate in zone ventose e turbolente (gole di montagna), in cui altri tipi di generatori non solo non sarebbero efficaci, ma rischierebbero danni a causa di improvvise raffiche trasversali, dalle quali risulterebbero scarsamente proteggibili. Sono tra le più semplici da costruirsi. Per tali aeromotori non si richiedono particolari profili di eliche, passi variabili e sistemi di orientazione che impedirebbero la possibilità di una fabbricazione artigianale. Quasi sempre sono sufficienti delle lastre piane, curvate secondo una sola generatrice cilindrica, di facile realizzazione pur senza particolari attrezzature. Sono pesanti. La necessità di formare una "parete piena" da esporre al vento, della quale solo la metà compie lavoro attivo (l'altra metà è anzi causa di ostacolo), costringe all'impiego di

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una notevole quantità di materiale. Anche se vengono impiegate lamine non molto spesse, la sola parte rotante presenta un peso non inferiore a 0,8-1,0 kg/m2 di superficie esposta. Ciò aumenta i problemi di supporto per cui, anche con rotori di modeste entità, si richiedono cuscinetti e strutture di sostegno di notevole dimensione. Hanno rendimenti limitati. La massima velocità teorica di un panemone è quella in cui il suo bordo più esterno si muove alla stessa velocità del vento. In pratica, le condizioni ottimali operative si ottengono quando la velocità del bordo parete è pari a 2/3 di quella del vento. Sono lente. Se, ad esempio, si considera un raggio di 1,5 m ed un vento di 20 km/h si ottiene una velocità di rotazione pari a 24 giri/min. Se con l'aerogeneratore si deve azionare una pompa per il sollevamento dell'acqua, la predetta velocità può risultare anche ideale. Per contro, se si deve azionare un generatore elettrico che richiede 1.500 giri/min per il funzionamento, sarebbe necessario moltiplicare il numero di giri per 62. Ciò comporterebbe notevoli assorbimenti meccanici, complessità di realizzazione e soprattutto coppie di spunto sull'aeromotore che limitano le sue possibilità di funzionamento con i venti più deboli. Sono difficilmente proteggibili da forti venti. La struttura stessa della macchina rende difficile limitarne la sezione d'impatto all'azione del vento. Risulta quindi indispensabile sovradimensionare tanto i cuscinetti di supporto quanto la torre di sostegno, perché su di essi si scaricheranno le forze dei venti più impetuosi. Un tentativo per ovviare ad alcuni difetti dal Savonius è rappresentato dal rotore Darrieus (figg. 12-13) dal nome dell’ingegnere francese George Darrieus (1888-1979). Per le sue caratteristiche, infatti, esso risulta più simile, nel comportamento, ai rotori ad elica, pur mantenendo inalterato il requisito di omnidirezionalità tipico dei rotori ad asse verticale. I diversi tipi hanno in comune una velocità del bordo esterno della pala pari a 5-8 volte la velocità del vento con rendimenti di captazione simili a quelli delle eliche e perciò superiori al 35%.

Fig. 10 Bidone di petrolio utilizzato per Fig. 11 Panemone tipico a due rotori. realizzare un rotore Savonius.

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Fig. 12 Rotore Darrieus a pale diritte. Fig. 13 Rotore Darrieus a pale ricurve.

I rotori Darrieus funzionano solo se già in movimento, poiché la loro struttura, quasi simmetrica, non permette la spontanea messa in moto. Si ovvia a questo difetto utilizzando per l'avviamento un motore elettrico; quando un anemometro segnala la presenza di un vento sufficiente, oppure profilando opportunamente le pale per consentire un'assimetria capace di avviare il motore. I rotori Darrieus, quindi, realizzano un sistema a costo contenuto che abbina i pregi dei rotori ad asse verticale con l'elevata velocità necessaria per l'azionamento degli alternatori o di pompe centrifughe ad alta prevalenza, e rendimenti comparabili a quelli dei sistemi ad elica. Un’interessante sistema innovativo è rappresentato dai rotori Ropatec e Newtak derivati dal Darrieus a pale diritte e dal Savonius, ma più sofisticati nell’aerodinamica: si attivano con un vento minimo di 3 m/s, non devono essere disattivato neanche in presenza delle peggiori bufere di vento, risulta particolarmente silenzioso ed è pressoché privo di manutenzione (figg. 14 e 15).

Fig. 14 Il rotore Ropatec, derivato dal Darrieus e in parte dal Savonius, rappresenta una soluzione innovativa nell’ambito degli aerogeneratori ad asse verticale. Il sollevamento dell’acqua per usi domestico o agricoli è stato senza alcun dubbio una delle più vecchie utilizzazioni dell’energia eolica e degli aeromotori. Infatti, tutti i mulini a vento di più antica concezione (cretese, quattro pale) avevano caratteristiche e requisiti adatti a quell’uso: richiedevano venti modesti, avevano una bassa velocità di rotazione e una coppia

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elevata. Questa forma d’utilizzazione dell’energia del vento, ancora assai diffusa, conserva intatta la sua validità specie nelle zone isolate e nei paesi in via di sviluppo. Fig. 15 Il rotore Newtak, derivato dal Darrieus e in parte dal Savonius, rappresenta una soluzione innovativa nell’ambito degli aerogeneratori ad asse verticale. I vari tipi di eliche sono macroscopicamente suddivisibili in due classi, distinte secondo il rapporto pieno/vuoto del cerchio intercettato dall'elica stessa. Nel caso tale rapporto sia elevato (>0,3), come nel caso dei rotori multipala come i classici mulini a vento, si adottano basse velocità di rotazione e, data l'elevata superficie su cui agisce la pressione del vento, consente l'ottenimento di notevoli coppie motrici. Tutto ciò rende l'aeromotore ideale per collegamenti diretti con pompe alternative per il sollevamento ed il pompaggio dell'acqua (figg. 16-19). Queste macchine, dunque, sono impiegate in alternativa ai panemoni.

Con alte velocità di rotazione non è necessario disporre di un elevato rapporto pieno/vuoto: sono sufficienti pale sottili e in limitato numero (2-3 o 4) che assicurano la leggerezza necessaria per consentire le elevate velocità raggiunte. L'elevato regime di rotazione di questi aerogeneratori li rende idonei alla produzione di energia elettrica. Ovviamente, aumentando il numero di giri e diminuendo la superficie di captazione, diminuisce la coppia. Infatti questi aeromotori per iniziare a funzionare richiedono in genere una velocità minima del vento piuttosto elevata. Il passo, cioè l'inclinazione dell'elica, può essere variato con continuità al fine di mantenere costante il regime di rotazione al variare della velocità del vento (aerogeneratori con eliche a passo varabile). Questo si rende necessario quando si aziona un alternatore che deve mantenere costante la frequenza della tensione generata (50 Hz). Nei casi più semplici, ossia con generatori a corrente continua o con alternatori la cui uscita viene poi raddrizzata ed utilizzata come corrente continua, la possibilità di variare il passo dell'elica viene impiegata per limitare la velocità in presenza di forti venti. Le eliche sono il più delle volte in numero di 2 o 3, ma si preferisce quest'ultima soluzione perché facilita il bilanciamento e l'equilibratura. Per assicurare sempre il massimo rendimento dell’aerogeneratore, risulta importante mantenere un allineamento più continuo possibile tra l’asse del rotore e la direzione del vento. Negli aerogeneratori di media e grossa taglia, l’allineamento è garantito da un servomeccanismo, detto sistema di imbardata, mentre nei piccoli aerogeneratori è sufficiente l’impiego di una pinna direzionale. Nel sistema ad imbardata un sensore, la banderuola, indica lo scostamento dell’asse della direzione del vento e aziona un motore che riallinea la navicella.

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Fig. 16 Mulino a vento per la macina Fig. 17 Aerogeneratore con rotore multipala per dei cereali. il sollevamento dell’acqua.

Fig. 18-19 I classici mulini a vento son caratterizzati da basse velocità di rotazione. Col multipara si ottengono elevate coppie motrici ideali per azionare pompe idrauliche.

La realizzazione pratica di tali aeromotori presenta problemi notevoli, principalmente per la criticità del disegno delle pale e per il loro montaggio. Non si può quindi pensare ad una fabbricazione artigianale possibile invece con i modelli più lenti precedentemente descritti.

VALUTAZIONE DELL’IMPATTO AMBIENTALE

La bassa densità dell’energia eolica, riferita all’unità di area della superficie del territorio, richiede l’installazione di più macchine per lo sfruttamento delle risorsa disponibile. Questo ovviamente non costituisce preclusione agli impianti con macchina singola. L’esempio più

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tipico d’impianto eolico è costituito dalla wind farm (cluster di più aerogeneratori disposti variamente sul territorio, ma collegati ad un’unica linea che li raccorda alla rete elettrica locale o nazionale). La wind farm genera problemi di Valutazione d’Impatto Ambientale (VIA) e questo è un tema molto sentito, in quanto spesso le maggiori perplessità sull’installazione di centrali eoliche sono originate da preoccupazioni sul presunto impatto ambientale. I principali aspetti considerati sono: • Occupazione del territorio • Impatto visivo • Impatto acustico • Interferenze sulle telecomunicazioni • Effetti su flora e fauna • Effetti elettromagnetici • Valutazione idrologica • Sicurezza degli aerei Occupazione del territorio Solamente l’1-2% del territorio occupato dalla wind farm è materialmente indisponibile ad altri usi. Nel valutare l’occupazione del suolo occorre considerare anche le opere di supporto (cabine elettriche, strade); tuttavia, la parte del territorio non occupata dal parco eolico può essere tranquillamente destinata ad altri usi, come l’agricoltura e la pastorizia, senza alcuna controindicazione. Da ricordare, inoltre, che l’installazione di macchine eoliche non altera significativamente, se non per l’aspetto visivo, il terreno impegnato, il quale può essere integralmente restituito al suo stato originario in ogni momento.

Le macchine eoliche debbono essere posizionate sul territorio a debita distanza l’una dall’altra:ciò per evitare il fenomeno dell’interferenza aerodinamica, che ha due tipi di conseguenze: il primo è correlata all’aumento della turbolenza sulle macchine eoliche posizionate all’interno di un parco eolico, il secondo alle perdite di potenza. La distanza tra le macchine si esprime in numero di diametri della macchina. Nel caso di parchi eolici ubicati in siti con venti multidirezionali, la distanza raccomandata è pari a circa 7 diametri; in zone con venti prevalenti,

la distanza tra le macchine (nella direzione del vento) deve essere pari a 8-10 diametri, mentre quella tra le file (perpendicolari alla direzione del vento) pari a 3-4 diametri.

Impatto visivo L’inserimento di qualunque manufatto realizzato dall’uomo nel paesaggio ne modifica le caratteristiche primitive. Non sempre tali modificazioni arrecano un’offesa all’ambiente circostante e ciò dipende dalla tipologia del manufatto e dall’attenzione che è stata posta durante le fasi relative alla sua progettazione, realizzazione e disposizione. Gli aerogeneratori sono visibili in modo più o meno evidente in relazione alla topografia, antropizzazione de territorio e condizioni meteorologiche. La loro dimensione non varia linearmente con la potenza erogata: un aerogeneratore da 500 kW ha un diametro del rotore ed un’altezza della torre di circa 40 m, mentre uno della potenza di 1.500 kW per questi due parametri dimensionali è caratterizzato da un valore di circa 60 m. Per cui la tendenza odierna ad aumentare continuamente la taglia delle macchine potrebbe ridurre, a parità di potenza globale installata, l’impatto visivo.

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Lo studio per la realizzazione del luogo ove impiantare una centrale eolica, e la minimizzazione degli effetti indesiderati sul paesaggio, si sviluppano attraverso metodi standardizzati che permettono l’individuazione delle condizioni più favorevoli in modo oggettivo. Per valutare l’impatto visivo si potrebbe definire una “zona d’influenza visiva” e potrebbe prodursi una mappa che indichi da dove possono essere visibili gli impianti da realizzare, entro un raggio concordato con l’autorità locale per l’edilizia. Questi punti di valutazione visiva devono includere insediamenti locali e importanti località panoramiche pubbliche e comprendere una gamma di distanze dal progetto proposto. In particolare, per l’analisi delle variazioni del paesaggio viene utilizzata un indicatore definito Emergenza Visiva, ossia: “la variazione locale dell’altezza media degli oggetti visibili, dal punto di stazione sul giro d’orizzonte di 360° compiuto in ciascuna delle direzioni dei 4 settori cardinali e comprendenti l’impianto in progetto, il tutto mediato con peso individuato sulla base degli sfondi, della illuminazione e delle condizioni meteorologiche prevalenti. Il punto di stazione è costituito da un punto di osservazione coincidente con un luogo scenicamente, naturalisticamente o socialmente importante dal punto di vista dell’interesse da salvaguardare” (fig. 20).

L’Emergenza Visiva permette quindi di valutare le modifiche tridimensionali provocate al paesaggio dall’inserimento di una centrale eolica. Attraverso una puntuale valutazione del risultato dell’Emergenza Visiva, in base anche alle disposizioni del Piano Paesistico Regionale che individua le emergenze visive e gli elementi di pregio paesistico, è possibile minimizzare l’impatto sul paesaggio prendendo opportune misure che non deteriorino la funzionalità dell’impianto e ne migliorino la sostenibilità paesaggistica.

Fig. 20 Rappresentazione schematica dell’orizzonte con presenza di turbina eolica nel paesaggio. L’analisi delle variazioni del paesaggio viene utilizzata un indicatore definito “Emergenza Visiva”. Si deve tener conto del movimento apparente del sole sull’orizzonte per valutare il movimento e le dimensioni dell’ombra generata dalla turbina; quando il sole è appena sopra all’orizzonte, le ombre possono essere molto lunghe ed investire insediamenti abitativi. E’ consigliabile prevenire l’effetto di luce abbagliante proveniente dalle pale del rotore applicando una striscia antiriflesso sulle pale del rotore stesso. Ultimamente da parte dei costruttori di aerogeneratori l’estetica è tenuta in debita considerazione, quindi una scelta accurata della forma e del colore dei componenti della macchina concorre in misura non trascurabile ad armonizzare la presenza degli impianti eolici nel paesaggio. Impatto acustico Il rumore emesso dagli impianti eolici ha due origini diverse:

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• interazione della vena fluida con le pale del rotore in movimento. Il rumore aerodinamico associato può essere minimizzato in sede di progettazione e realizzazione delle pale;

• di tipo meccanico, da parte del moltiplicatore di giri e del generatore elettrico. Anche in questo caso il miglioramento della tecnologia ha permesso una notevole riduzione del rumore che viene peraltro circoscritto il più possibile nella navicella con l’impiego di materiali isolanti.

Oggi questo impatto si può mitigare moltissimo grazie all’introduzione, sulla maggior parte delle macchine, della velocità variabile, ossia della variazione del numero di giri, che permette di ridurre i giri del rotore quando il vento è più debole e consente velocità lineari delle estremità delle pale più contenute, a tutto vantaggio dell’abbattimento del rumore. Quando il vento è intenso, il rumore associato al rotore viene coperto dai fruscii che il vento genera nell’ambiente circostante, determinando un impatto acustico minimo della macchina. Generalmente il rumore emesso da una centrale eolica non è percettibile dalle abitazioni, poiché una distanza di poche centinaia di metri è sufficiente per ridurre sensibilmente il disturbo sonoro. A titolo di esempio, in Germania si raccomanda di rispettare, nella localizzazione di impianti eolici di grande taglia, una distanza minima di 500 metri dalle abitazioni più vicine. Rilevazioni effettuate presso la centrale eolica dell’Alta Nurra (SS) ad una distanza di 30 metri dagli aerogeneratori in movimento ha evidenziato livelli di rumore pari a 60-64 dB(A). Si ricorda che il rumore misurato all’interno della metropolitana raggiunge 100 dB(A), il traffico in città 90 dB(A) ed il rumore di fondo notturno 40 dB(A). Spetta agli Enti Locali di verificare, sia per gli impianti installati sia per quelli programmati, le distanze dalle abitazioni, anche in considerazione delle attività di controllo previste dall’art. 14 della legge n. 447 del 26/10/195 (legge quadro sull’inquinamento acustico). Inoltre, l’art. 6, comma 1, lettera a) della stessa legge individua le competenze dei Comuni nella classificazione del territorio secondo i criteri previsti dall’art. 4, comma 1, lettera a) che le Regioni, entro il termine di un anno dall’entrata in vigore della legge, avrebbero dovuto definire. Il successivo DPCM del 14/11/1997 determina i valori limite delle sorgenti sonore, in riferimento alle classi di destinazione d’uso del territorio, adottate ai sensi e per gli effetti dei già citati articoli 4 e 6 della legge n. 447.

Interferenze sulle telecomunicazioni La presenza di una macchina eolica può influenzare: • le caratteristiche di propagazione; • la qualità del collegamento in termini di rapporto segnale disturbo; • la forma del segnale ricevuto, con eventuale alterazione dell’informazione.

Per quanto riguarda il primo aspetto la macchina eolica può essere considerata alla stregua di un qualsiasi ostacolo. Per valutare i rimanenti aspetti è necessaria invece la conoscenza di diversi fattori e soprattutto dell’intensità del campo elettromagnetico diretto e di quello riflesso dalla macchina in prossimità del ricevitore. Ciò consente di stabilire la distanza minima che deve essere lasciata fra l’aerogeneratore e, ad esempio, le stazioni terminali di ponti radio, apparati di assistenza alla navigazione aerea, ripetitori televisivi. Proprio i segnali televisivi potrebbero essere quelli più diffusamente danneggiati dalla presenza de generatori eolici in rotazione. Per gli utenti televisivi sono state valutate le ipotetiche aree di interferenza. Problemi dovuti alla riflessione delle onde si avvertono nei primi 100 metri mentre una stima, anche in questo caso molto conservativa, indica in 1.000 metri la distanza di sicurezza dai fenomeni d’interferenza.

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Effetti su flora e fauna L’interazione con l’avifauna stanziale e migratoria è uno dei temi più controversi per centrali collocate in zone ad elevato interesse naturalistico. Sulla base delle informazioni attualmente disponibili si può affermare che le possibili interferenze di qualche rilievo degli impianti eolici con la flora e la fauna riguardano solo l’impatto dei volatili col rotore delle macchine. Le specie maggiormente disturbate dai lavori di approntamento del sito eolico sono quelle dei rapaci, che necessitano di ampi spazi e sono più sensibili alla presenza umana. Gli uccelli migratori sono meno influenzati, data l’ampiezza limitata del flusso migratorio. Da uno studio approfondito condotto negli USA tra il 1989 e il 1990 è emerso che nel biennio esaminato sono stati trovati 114 volatili morti a causa di urti con i rotori delle turbine eoliche, e la cosa più rilevante è che circa i 2/3 erano predatori o rapaci stanziali diurni, molti dei quali appartenenti a specie a rischio d’estinzione. Uno studio condotto dal ministero dell’Ambiente dei Paesi bassi riguardo l’impatto dell’avifauna stanziale, specifica il numero delle morti dei volatili per la presenza di un parco eolico da 1.000 MW in confronto con altre attività umane che abbiano effetti negativi in tal senso: caccia 1.500; tralicci elettrici 1.000; traffico 2.000; turbine eoliche 20. Questo studio dimostra come la fonte eolica concorra solo in minima parte nell’impatto sull’avifauna locale. Di notevole interesse sono le conclusioni relative allo studio dell’impatto con gli uccelli della centrale eolica di 10 MW nell’aerea di Tarifa (Spagna): • la presenza della centrale eolica non ha influito, in un’area fortemente interessata dai

flussi migratori, sulla mortalità degli uccelli in modo confrontabile con quella dovuta alla presenza delle linee elettriche. Questa centrale è in funzione dal 1993 e dopo 43 mesi sono state registrate sette collisioni mortali.

• la migrazione degli uccelli è rimasta immutata; • le varie specie di volatili hanno continuato a nidificare all’interno della centrale;eolica, ed

alcuni nidi sono stati trovati a meno di 250 metri dagli aerogeneratori.

Ad ogni modo la situazione della fauna stanziale e stagionale, che insiste nella zona individuata come possibile sede di una centrale eolica, e la sua interazione con la stessa deve essere valutata caso per caso, essendo dipendente da molti fattori quali ad esempio il numero di turbine da installare, la localizzazione, la concentrazione, la posizione rispetto alle classiche rotte migratorie. Effetti elettromagnetici Gli effetti a lungo termine dell’esposizione a campi elettrici e magnetici a 50 Hz (elettrodotti ad alta e media tensione) rivestono grande importanza per la presenza di un gran numero di linee ad alta tensione sui territori dei Paesi industrializzati (fig. 21). In Italia tale problematica è sentita per l’alta densità della popolazione e per la sua distribuzione sul territorio. Questa problematica, tuttavia, riguarda solo indirettamente e marginalmente gli impianti eolici in quanto nell’area d’installazione degli impianti non vi sono linee aeree di trasmissione bensì cavidotti, di media tensione, interrati e schermati. Il campo magnetico misurato lungo il percorso dei cavi che collegano l’aerogeneratore alla cabina di trasformazione, ad una distanza di 7 m dai cavi è inferiore a 0,2 µT (microtesla). Gli impianti eolici, quindi, sono largamente compatibili con il limite di 100 µT fissato dal D.P.C.M. dell 23/04/92. Inoltre, in gran parte dei casi, per trasportare l’energia prodotta dagli impianti eolici si utilizzano linee di trasmissione esistenti, che pertanto trasporterebbero egualmente energia prodotta da impianti a fonti convenzionali. I disturbi elettromagnetici dovuti alla presenza di grandi rotori sono limitati alla zona appena circostante il parco eolico e riguardano prevalentemente interferenze a onde radio. Esse hanno carattere locale e non sono dovute alla presenza, all’interno della navicella, del generatore elettrico dotato dei relativi ausiliari. La navicella viene di norma schermata e l’energia elettrica viene generata a tensioni relativamente basse (circa 700 volt).

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Fig. 21 Rappresentazione prospettica del campo magnetico di una tipica linea dell’alta tensione (380 kV e 1920 A). Attorno ai sei cavi conduttori (colore viola) si registrano 100 µT (microtesla),

sulla superficie del tunnel 1µT. Si ricorda che

l’asciugacapelli a 10 cm produce 50 µT, il manico

del ferro da stiro 3 µT, il rasoio elettrico a 5 cm 3

µT ed il televisore a 50 cm 0,04 µT.

Valutazione idrologica Può risultare necessaria una stima dell’impatto del progetto proposto sui corsi d’acqua, sulla loro qualità e quantità. Una valutazione della produzione di acque sorgive dovrebbe essere intrapresa ove considerata opportuna. Sicurezza degli aerei E’ necessario che gli impianti eolici siano ubicati in modo da non causare un pericolo per la sicurezza della navigazione aerea, attraverso qualsiasi interferenza sui sistemi radar o sulle rotte a bassa quota. Devono essere consultate le autorità aeroportuali civili e militari. IL COSTO DELL’ENERGIA ELETTRICA DA FONTE EOLICA

Costi d’investimento L’investimento iniziale per la realizzazione dell’impianto rappresenta la voce di costo più significativa di cui tenere conto nell’analizzare la redditività dell’iniziativa. Nel suo complesso l’investimento può suddividersi nelle seguenti voci di spesa: • sviluppo iniziativa (2-5% investimento totale) • installazione macchine eoliche (65-78% investimento totale) • opere accessorie e infrastrutture (18-25% investimento totale). La fornitura delle macchine rappresenta la spesa più rilevante in assoluto, mentre la realizzazione delle opere accessorie e delle infrastrutture raggruppa le voci di costo strettamente collegate alla complessità del sito in relazione alla morfologia e natura del suolo, all’accessibilità e alla connessione alla rete. Attualmente, il costo specifico di realizzazione di un impianto “chiavi in mano”, ipotizzando l’impiego di aerogeneratori di almeno 600 kW, è compreso fra un minimo di 900 ad un massimo di 1.300 ! per kW installato andando da siti pianeggianti e siti caratterizzati da orografia complessa. In Italia, in linea di massima, una centrale da 10 MW, allacciata quindi alla rete elettrica in alta tensione AT, potrebbe avere un costo compreso fra 8 e 12 milioni di euro in funzione dell’orografia del sito. Impianti di 3 MW, allacciate quindi alla rete di media tensione (MT), potrebbero avere un costo di realizzazione di circa 3 milioni di euro. Bisogna ricordare che l’energia prodotta varia col cubo della velocità del vento, il costo del kWh prodotto dipende fortemente dalla ventosità del sito e quindi la sua scelta è fondamentale e deve basarsi su una corretta campagna anemologica. Costo di produzione del kWh elettrico Il costo dell’energia da fonte eolica è costantemente diminuito negli ultimi vent’anni. Prendendo a riferimento i soli ultimi cinque anni, l’EWEA (European Wind Energy Association) stima che essi si siano ridotti di quasi il 20%. In siti dotati di buona ventosità l’energia eolica è già competitiva con quella prodotta da centrali a carbone e, in alcuni casi, si avvicina al costo degli impianti a gas, che attualmente

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rappresentano la più economica opzione nella maggior parte dei mercati dell’elettricità. In Italia, in un sito con una producibilità annua di 2.000 ore equivalenti a piena potenza, il costo di produzione dell’energia può essere stimato attorno a 6 !cent/kWh. Se le ore equivalenti si riducono a 1.600 il costo sale a 7,38 !cent/kWh, mentre in siti con 2.400 ore equivalenti il costo è stimato in 4,92 !cent/kWh. Guardando al futuro, le proiezioni degli esperti stimano che il costo del chilowattora eolico nel 2010 possa scendere sotto 3 !cent, assumendo a quella data un investimento di 627 !/kWh installato. Per il 2020, tale valore potrebbe scendere sotto i 2,5 !cent, con un investimento pari a circa 500 !/kWh.

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GLOSSARIO ESSENZIALE

Aerogeneratore – Sistema costituito da uno o più motori eolici accoppiato ad uno o più motori

elettrici. Aeromotore – Vedere motore eolico. Albero lento – Albero di trasmissione che collega il moltiplicatore di giri all’alternatore, che

possiede tipicamente una velocità di rotazione di 1.500 giri/min. Banderuola – Dispositivo che indica la direzione di provenienza del vento. L’elemento sensibile è

costituito da una superficie rotante nel piano del vento che tende a disporsi lungo la direzione di minima resistenza.

Calma – Assenza di vento. Curve potenza-velocità – Indicano la potenza fornita dall’aerogeneratore in funzione della velocità

del vento. Diametro del rotore – Corrisponde al diametro dell’elica che serve a trasformare l’energia cinetica

del vento in energia meccanica. Quanto più grande è il diametro del rotore e tanto maggiore risulta la superficie d’impatto.

Dispositivi di regolazione – Sono i dispositivi che, modificando ad esempio l’angolo d’inclinazione delle pale, proteggono l’aerogeneratore dai venti forti.

Generato eolico – Vedere aerogeneratore. Gradiente verticale del vento – Variazione della velocità e direzione del vento in funzione della

distanza dal suolo. Imbardata – Servomeccanismo che, negli aerogeneratori di media e grossa taglia, mantiene

costante l’allineamento tra l’asse del rotore e la direzione del vento; nei piccoli aerogeneratori è sufficiente una pinna direzionale.

Inverter – Convertitore di energia elettrica che trasforma corrente continua in corrente alternata. Limite di Betz – Limite teorico del coefficiente di potenza di un rotore eolico, pari a 16/27. Meccanismo d’arresto – Meccanismo che permette d’immobilizzare il rotore. Assai utile negli

interventi di manutenzione. Motore eolico – Macchine motrice che converte l’energia cinetica del vento in una forma di

energia utile, tipicamente energia meccanica, disponibile ad un giunto o su di un asse rotante. Numero di pale – Su un rotore di diametro dato, il numero di pale influenza direttamente l’efficacia

di conversione del rotore. Tanto più il numero di pale è elevato, quanto più grande sarà la coppia trasmessa all’albero di trasmissione. Gli aeromotori multipala richiedono una coppia per l’avviamento più elevata di quella richiesta da un aerogeneratore destinato a produrre energia elettrica.

Panemone– termine generale indicante i motori eolici ad asse verticale. Potenza nominale – Potenza massima (W) erogabile dall’aerogeneratore in condizioni ottimali di

ventosità. Savonius (rotore tipo) – Rotore ad asse verticale costituito da due mezze superfici cilindriche

aventi concavità dirette in senso opposto. Velocità di avviamento – Velocità alla quale l’aerogeneratore inizia a produrre energia. Velocità di fuori servizio – Velocità limite del vento alla quale interviene il meccanismo d’arresto

delle pale. Velocità nominale del vento – Velocità del vento (m/s, km/h) alla quale l’aerogeneratore eroga la

potenza nominale.

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A P P E N D I C E

IMPIANTO “SA TURRINA MANNA” SITO IN COMUNE DI TULA (SS) Con la Delibera approvata dalla Giunta comunale nel Novembre del 2000, il comune di Tula consentiva in esclusiva alla società ENEL GREEN POWER (EGP), a seguito della richiesta inoltrata nel maggio precedente, di intraprendere i primi rilievi anemologici nella località di “Sa Turrina Manna”. Il sito, di natura montuosa, presenta un altipiano posto alla quota massima di quasi 700 m sul livello del mare. Dall’altopiano è possibile avere una visuale ampia del territorio che va dal comune di Ploaghe ai monti di Aggius passando per Castelsardo e Valledoria e Ozieri. Si scorgono inoltre le installazioni eoliche dei comuni di Florinas, Viddalba-Aggius, Nulvi e Ploaghe. La zona interessata è di proprietà demaniale e presenta una vegetazione arborea di tipo boschivo. L’affittuario attuale è l’Ente Foreste che ne gestisce la cura e i proventi derivanti dalla commercializzazione del sughero estratto dalle piante presenti. A seguito della delibera comunale, l’EGP ha provveduto all’installazione nel sito di una ventina di torri anemometriche per il rilevamento della velocità del vento: in ogni centralina erano montati due anemometri a coppe posti uno ad un’altezza di 15 m da terra e l’altro a 30 m. Congiuntamente alla velocità del vento queste centraline rilevano anche il grado igrometrico dell’aria e la sua densità. Per quanto concerne l’instradamento dei dati, le centraline comunicano con il centro di raccolta dati di Cagliari, mediante la stessa linea elettrica ad alta tensione, immettendo tali informazioni ad una frequenza maggiore rispetto a quella di rete. Contestualmente al rilascio dell’autorizzazione ad intraprendere la ricerca anemologica, il comune di Tula ha assunto l’obbligo nei confronti dell’EGP di rilasciare tutte le autorizzazioni di loro competenza per la realizzazione del futuro impianto in caso di esito positivo della campagna anemologica di rilevamento. L’indagine svolta, atta a verificare le reali potenzialità eoliche del sito, è durata un anno e ha dato esiti più che soddisfacenti. Infatti, si è rilevato che la velocità media del vento era di 6 m/s su tutto il perimetro sul quale si prevedeva di installare gli aerogeneratori, e che le giornate di ventosità annue con un minimo di velocità di 4 m/s (velocità minima di funzionamento richiesta per la tipologia degli aerogeneratori installati) si attestavano a 210 giorni. Al termine del periodo di ricerca e verifica delle potenzialità del sito, il comune di Tula, con una delibera nel Dicembre del 2001, diede l’autorizzazione all’EGP per poter iniziare l’installazione dell’impianto eolico. La centrale in progetto prevedeva l’installazione di 28 aerogeneratori Gamesa® G52 della potenza ciascuno di 850 kW, per un totale di 23,8 MW nominali per l’intero parco eolico. Le macchine presentano le seguenti caratteristiche: • Potenza nominale: 850 kW. • Diametro del rotore: 52 m • Rotore tripala; ciascuna ha un peso di 1900 kg, in fibra di vetro preimpregnate in resina

epossidica • Velocità minima di funzionamento: 4 m/s pari a 15 km/h • Velocità massima di arresto: 25 m/s pari a 90 km/h • Velocità massima di sicurezza della struttura: 50 m/s pari a 150 km/h • L’altezza della torre è di 65 m • Sono presenti due motori per il direzionamento della navicella, e sistemi di controllo della

potenza basati su inverter, e sulla regolazione della resistenza del rotore del generatore.

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Il sistema di finanziamento adottato dall’Enel per la realizzazione dell’intera struttura è quello ormai abituale per questo genere di progetti, ovvero il Project Financing. Questo strumento si basa sulla qualità del progetto proposto e non sulla reale liquidità di chi richiede il finanziamento, infatti è la società bancaria ad emettere un parere favorevole o contrario sulla bontà dell’idea imprenditoriale, finanziando poi quanto necessario per la sua realizzazione e messa in funzione, sovvenendo con un’aggiunta di capitali qualora intervenissero delle problematiche in corso d’opera. L’ammontare richiesto per la realizzazione della centrale eolica di Sa Turrina Manna è stato di 33.000.000 euro ripartiti per il 70% a carico degli istituti di credito, e per il restante 30% dall’Enel. Secondo il piano d’ammortamento previsto, la centrale verrà totalmente ripagata tramite la produzione di energia elettrica, in circa 7-8 anni a seconda della reale produzione. Tutto è stato reso possibile dalle condizioni

favorevoli del luogo, dalla presenza di strade idonee al transito dei mezzi pesanti e dalla totale necessità di non dover disboscare e di conseguenza ripristinare aree verdi. La movimentazione delle pale e degli aerogeneratori è stata effettuata sfruttando la statale di collegamento fra il comune di Erula e quello di Tula, che di fatto passa nelle vicinanze del sito, al quale si collega mediante una diramazione anch’essa facilmente transitabile dai mezzi eccezionali. La scelta progettuale è stata quella di distribuire gli aerogeneratori su due file principali costituite da 9 e 11 aerogeneratori rispettivamente che proseguono, unendosi, in un’unica fila formata da ulteriori 5 aerogeneratori. Tra le due file sono poi interposte altre 3 turbine per un totale appunto di 28 macchine. Il versante generale scelto è quello settentrionale, con l’impianto esposto al maestrale, vento predominante in questa zona ed in generale in Sardegna. Iter autorizzativo e burocratico I progetti per la realizzazione di una centrale eolica devono sottostare agli obblighi previsti dalla normativa nazionale e regionale. Vediamo quali autorizzazioni e nullaosta si sono resi necessari per l’avvio dei lavori. 1. Valutazione Impatto Ambientale (V.I.A.) Al tempo dell’installazione dell’impianto non esisteva ancora il piano energetico regionale approvato dalla giunta di allora, pertanto l’unico disegno di legge al quale dovevano attenersi i tecnici EGP, al tempo ancora ERGA, era il piano energetico nazionale approvato nel 1991 con la legge n°10. La legge n.10/91 prevedeva per le opere industriali, come appunto le centrali eoliche, il procedimento per la valutazione dell’impatto ambientale (V.I.A.). La procedura di V.I.A. era di competenza del S.I.V.E.A., ovvero l’organo regionale deputato a questo compito, che concluse con un giudizio positivo la procedura nei confronti dell’impianto Enel.

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La centrale infatti nasce proprio sull’altopiano del monte di Sa Turrina Manna, una zona già di per se poco boschiva e sotto la tutela dell’Ente Foreste, che provvede al rimboschimento e alla cura delle parti di territorio già ricoperte da vegetazione arborea. Nella zona, come si può vedere dalla foto sono presenti delle linee di separazione fra una zona boschiva e l’altra, dette fasce taglia fuoco e che hanno il prezioso compito di arginare e rallentare l’eventuale avanzata di un incendio fra una parte boschiva e l’altra.

Fra gli obblighi da rispettare nell’installazione di una centrale eolica, vi sono gli interventi di ripristino delle aree interessate dai mezzi e macchinari impiegati durante la costruzione. Pertanto, le aree disboscate per difendere il monte dagli incendi, e scelte come sedi per gli aerogeneratori, sono state rimesse da parte dell’EGP in uno stato di massima pulizia dai residui legnosi risultanti dalle potature e dalle sterpaglie presenti. L’utilizzazione delle linee taglia fuoco per l’insediamento delle turbine ha permesso all’EGP di non dover abbattere nessun albero sull’intera superficie occupata dalla centrale, ne tanto meno lungo le vie d’accesso alla zona peraltro già ampiamente collegata dalle strade fatte dall’Ente Foreste. In aggiunta a ciò, bisogna dire che intorno all’area di insistenza dell’impianto non vi sono insediamenti umani e pertanto non ci sono stati problemi di inquinamento acustico. Nella relazione di impatto ambientale fornita dall’Enel al S.I.V.E.A. sono state studiate le conseguenza della presenza dell’impianto sull’avifauna, la flora endemica, il microclima, il suolo ed l’eventuale rischio idrogeologico causato dalla presenza dei plinti di fondazione delle torri. Inoltre, per obblighi contrattuali nei confronti del comune, sono state proposte le misure di mitigazione degli effetti sul territorio causati dalla centrale eolica. Tali provvedimenti hanno interessato il ripristino delle strade adiacenti al parco eolico, a seguito del transito dei mezzi pesanti, con la bitumazione di quasi 8 km di strade comunali.

Per garantire la piena fruibilità del parco, lo stesso è stato messo in sicurezza tramite l’installazione di bocchette antincendio lungo tutto il perimetro e in alcune aree interne, sono stati predisposti spazi ricreativi.

Rilascio delle autorizzazioni da parte degli enti regionali, provinciali e comunali.

In questa fase del progetto sono state inoltrate le richieste per l’installazione della centrale eolica, da parte dell’EGP, all’Ufficio Tutela del Paesaggio, alla Sovrintendenza Archeologica, all’Ente Foreste il quale, come ricordato prima, gestisce i terreni demaniali, alla Sovrintendenza ai Beni Ambientali, al Comitato Tecnico Regionale per l’Urbanistica, all’Ispettorato Forestale, per eventuali problemi connessi al rischio idrogeologico, all’Aeronautica Militare, per il segnalamento sulle rotte di ostacoli nel volo a bassa quota, all’Assessorato per L’Industria della Regione ed infine all’Ufficio Tecnico Comunale, i quali alla luce della documentazione fornita e degli accertamenti effettuati hanno rilasciato i

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nullaosta e le autorizzazioni necessarie per l’inizio dei lavori. I tempi per la conclusione dell’iter burocratico sono stati di circa un anno, ed hanno interessato tutto il 2001.

Nell’anno successivo infatti il comune rilasciò all’EGP la concessione edilizia. I lavori per la realizzazione dell’impianto iniziarono, con comunicazione al comune, il 10 Dicembre 2002 e terminarono esattamente un anno dopo, alla fine del 2003. Termini contrattuali La proposta contrattuale che l’EGP ha presentato al comune di Tula, in cambio della locazione degli spazi comunali della zona di Sa Turrina Manna e dell’autorizzazione all’installazione dell’impianto eolico, prevede il pagamento da parte di una quota annua di locazione degli spazi occupati dalle singole pale e dalla stazione di allaccio alla rete, più una quota pari all’1,5% dell’intera produzione energetica al netto dell’IVA. Ad ulteriore garanzia per il comune, l’EGP ha provveduto ad inserire una clausola contrattuale che prevede che per i primi 8 anni di esercizio della centrale, in caso di mancata produzione, venga percepito al comune una somma pari a 88.000 ! annue più il canone di locazione già citato. Il contratto ha una durata di 30 anni, termine dopo il quale è possibile rinnovare la convenzione o dismettere ogni attività produttiva nella zona. In questo secondo caso il contratto vincola l’EGP al ripristino dei luoghi interessati, ed alla rimozione di tutte le strutture. Gli impianti eolici si prestano molto bene alle opere di ripristino, in quanto tutte le strutture superficiali sono “smontabili” e trasportabili, lasciando la zona sgombera, esattamente come prima dell’impianto. L’unico problema che si pone è la rimozione dei plinti di fondazione delle torri di sostegno degli aerogeneratori. A questo riguardo il contratto siglato dall’Enel con il comune di Tula prevede che tali fondazioni vengano rimosse sino al metro di profondità, lasciando in sito la parte più profonda. Se ciò può non creare dei problemi di natura agricola, vista la vocazione boschiva della zona, possono sorgerne altri di natura idrogeologica per l’effetto diga che tali fondazioni operano nel sottosuolo. Tuttavia ad oggi non si segnalano problemi di questo genere, né per l’impianto di Tula né per altri presenti sul territorio regionale. Valutazione della produzione energetica A seguito della fase di indagine condotta dall’Enel per verificare il reale potenziale produttivo della zona, i tecnici hanno stimato che per ottenere un buon rendimento economico che permettesse di ammortizzare i costi dell’impianto in tempi ragionevoli era necessario produrre in un anno un quantitativo di energia pari a circa 39.000.000 di kWh che, immesse in rete al prezzo di 0,12 !/kWh (prezzi 2004), rendesse almeno 4.680.000 !/anno. È necessario ricordare che il kWh elettrico prodotto da fonte rinnovabile gode di un incentivo alla produzione e pertanto possiede un valore diverso dal kWh prodotto con centrali convenzionali. La realtà dei fatti ha dimostrato però che i tecnici hanno commesso un errore di sottostima del sito. Infatti nel 2004 la produzione dell’intero impianto è stata di 48.900.000 kWh in 2.032 h di funzionamento per un valore di 5.868.00 !. La maggiore produzione energetica riscontrata è stata del 25% circa e ciò è dovuto probabilmente all’andamento climatico particolarmente ventoso del 2004 che ha visto una maggiore presenza di venti dai quadranti sud orientali ed occidentali rispetto alla norma. In base ai termini contrattuali, il comune di Tula ha percepito nel primo anno di attività della centrale un compenso alla produzione pari a 99.000 !, più 17.000 ! per la locazione degli spazi comunali. Quest’ultima cifra è ripartita rispettivamente in 516 !/mese per ogni generatore, e in 2.500 ! per la stazione, sempre per mese.

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MWh Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu. Lug. Ago. Set. Ott. Nov. Dic.

! Atteso

3.224 3.224 3.224 3.224 3.224 3.224 3.224 3.224 3.224 3.224 3.224 3.224

! Reale

3.800 3.956 4.102 4.295 4.248 4.023 3.946 4.203 4.032 4.303 4.012 4.030

Il vantaggio economico è dunque evidente. Dalle informazioni raccolte presso il comune emerge che l’entrata monetaria dell’impianto eolico supera addirittura quella proveniente dall’imposta comunale dell’ICI sommata a quella per i servizi ambientali di raccolta dei rifiuti. Se le produzioni dovessero attestarsi su questi valori anche per gli anni a venire il tempo necessario per l’ammortamento dell’impianto potrebbe ridursi a soli 5-6 anni, rendendo la centrale molto competitiva economicamente rispetto alle centrali termoelettriche convenzionali.