Treecube - Progetto Favignana

PROGETTO FAVIGNANASTUDIO DI PRE-FATTIBILITA’

4 FEBBRAIO 2014

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Indice del documento

Premessa

Obiettivo del progetto (à)

Inquadramento generale (à)– Il progetto di un impianto eolico– Tecnologia Windbooster– Disponibilità risorsa eolica (siting)– Quadro normativo di riferimento

Soluzioni proposte (à)– Il sistema Windbooster– Analisi delle possibili soluzioni d’impianto

Valutazione tecnica (à)– Sintesi del modello statistico di ventosità– Producibilità annua di energia

Indice del documento (1/2)

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Iter autorizzativo (à)– Richiesta connessione alla rete elettrica– Richiesta autorizzazione installazione– Richiesta accesso agli incentivi– Cronoprogramma attività

Valutazione economica (à)– Stima dell’investimento iniziale– Costi di esercizio– Ricavi di esercizio

Valutazione della convenienza (à)– Ipotesi– Valore Attuale Netto (VAN)– Il periodo di recupero del capitale– Indice di profittabilità

Conclusioni (à)

Allegati (à)– Segmentazione stagionale ventosità stazione Trapani Birgi

Indice del documento (2/2)

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Premessa

I mutamenti climatici ed il progressivo esaurimento delle risorse naturali, energetiche

fossili in particolare, impongono di ripensare la nostra economia in direzione della

sostenibilità, della tutela dell’ambiente e delle generazioni future.

In quest’ottica le fonti rinnovabili rappresentano certamente una via obbligata, oltre

che una grande opportunità di sviluppo economico ed occupazionale per i paesi che

saranno in grado di coglierla.

L’impiego delle mini/micro turbine eoliche, in particolare, si inquadra all’interno

dell’uso sempre maggiormente diffuso dei sistemi di produzione di energia elettrica

distribuita e delle reti elettriche periferiche. L’esercizio in parallelo con la rete degli

impianti eolici introduce nell’architettura elettrica gruppi di generatori alle estremità

delle linee, con riduzione del carico-utenza sulla rete e con riduzione della caduta di

tensione. Oltre questi miglioramenti, in termini di qualità elettrica, si registrano

ovviamente anche le riduzioni di perdita di potenza per trasformazione e trasmissione

di linea.

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OBIETTIVO DEL PROGETTO

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Obiettivo del progetto (1/2)

L’obiettivo del Progetto Favignana è quello di installare un impianto per la produzionedi energia elettrica da fonte eolica presso il distributore di carburante ENI situatosull’isola di Favignana.

L’impianto sarà collegato alla rete elettrica (configurazione on-grid) ed è prevista unavalorizzazione dell’energia prodotta sulla base dello schema incentivante feed-in tariffdenominato «Tariffa Omnicomprensiva».

Il presente documento rappresenta uno studio di pre-fattibilità con il quale la societàTreecube srl propone una soluzione d’impianto basata sulla tecnologia Windbooster,una turbina eolica ad asse verticale a flusso convogliato.

Lo studio di pre-fattibilità considera tre configurazioni d’impianto con potenza totaleinstallata inferiore a 6 kW e si propone di determinare quella più efficace sia dalpunto di vista ambientale-paesaggistico che economico-finanziario.

Comune Provincia Regione Geo-localizzazione Quota (s.l.m.)

Favignana Trapani SiciliaLong. 12.333

Lat. 37.92714 m

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Obiettivo del progetto (2/2)

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A

(Vista da A)

(Vista da B)

(Il distributore di carburante ENI sull’isola di Favignana)

INQUADRAMENTO GENERALEIL PROGETTO DI UN IMPIANTO EOLICO

TECNOLOGIA WINDBOOSTER

DISPONIBILITÀ RISORSA EOLICA (SITING)

QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO

Un impianto eolico, anche quando si tratta di un impianto

di piccola taglia, deve essere considerato come un sistema

complesso, costituito dalla macchina (la turbina),

dall’ambiente (il vento ed il microclima locale),

dall’utenza, ovvero l’uso finale cui è destinata l’energia

prodotta e, infine, dal contesto normativo entro cui si

inserisce.

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Inquadramento generale – Il progetto di un impianto eolico

SITING

NORMATIVETECNOLOGIA

PROGETTOStudio/Valutazione

Impatto/Incidenza

Ambientale

DIA/PAS/AU

Sistema Normativo di Incentivi

…9

Inquadramento generale – Tecnologia Windbooster (1/3)

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La tecnologia Windbooster risponde all’esigenza di risolvere gli inconvenienti chelimitano l’efficienza delle tradizionali turbine eoliche ad asse verticale: elementofondamentale per conseguire questo obiettivo è il «convogliatore» statico esterno al«rotore».

La parte rotante (il cosiddetto rotore) è completamente contenuta all’interno di unconvogliatore statico. Tale caratteristica rende la configurazione di macchina eolicaparticolarmente idonea ad installazioni in ambienti urbani: in caso di cedimentostrutturale (evento remoto ma possibile) il convogliatore svolge la funzione dischermo ed evita l’eiezione di frammenti solidi potenzialmente pericolosi.

Il convogliatore svolge, inoltre, l’importante funzione di migliorare la qualità del flussod’aria che alimenta il rotore interno: rispetto alle tradizionali turbine ad asse verticale,la tecnologia Windbooster consente di sfruttare in modo più efficiente i flussiturbolenti tipici delle installazioni in ambienti urbani con un ingombro, a parità dipotenza nominale, nettamente inferiore alla concorrenza.

Il convogliatore contribuisce, infine, ad un miglior funzionamento del rotore internoconsentendo di schermare il «percorso resistente», in cui il flusso d’aria che agiscesulla pala esercita un’azione frenante sul rotore, e di migliorare l’alimentazione del«percorso motore».


11

Alle funzioni tradizionali svolte dal

convogliatore la tecnologia Windbooster ne

aggiunge una nuova, il cosiddetto «effetto

Windbooster», funzionalità con la quale si

realizza un vero e proprio salto inventivo.

La depressione sull’apertura 126b, generata dalla

presenza del bordo sporgente 127b, permette sia di

avviare più facilmente la turbina quando il flusso d’aria

è in transitorio che di aumentarne la potenza quando il

flusso d’aria è a regime.

La depressione sulla terza apertura 126d contribuisce alla fuoriuscita del flusso d’aria dal convogliatore,

attraverso l’apertura 126d stessa, permettendo di svuotare il «percorso resistente» del rotore e quindi di

ridurre la resistenza incontrata dal rotore nella sua rotazione. Una minor resistenza si traduce in un

miglioramento dell’efficienza complessiva della turbina eolica, permettendo di abbassare ulteriormente il

valore della velocità del vento in corrispondenza del quale la turbina entra in funzione in modo stabile.

L’effetto Windbooster si traduce in una migliore efficienza (più alto valore della

potenza specifica) ed in un più basso valore della velocità di inizio produzione.

Effetto Windbooster


12 Sistema Windbooster: macchina eolica singola Sistema Windbooster: configurazione a «totem»

La tecnologia Windbooster si

concretizza nel sistema Windbooster:

esso si basa su macchine eoliche

singole (1 e 3 kW) che possono essere

assemblate in configurazione a

«totem» per ottenere macchine

eoliche di taglia superiore.

Inquadramento generale – Disponibilità risorsa eolica (siting) (1/5)

13

L’Atlante eolico fornisce dati ed informazioni relative alla distribuzione della risorsaeolica sul territorio italiano ed aiuta ad individuare le aree dove tale risorsa puòessere sfruttata per la produzione di energia.L'Atlante eolico non può e non deve sostituirsi al quadro valutativo di dettaglio cheè sempre necessario acquisire presso un sito candidato alla realizzazione di unimpianto eolico per qualificarlo dal punto di vista anemologico.Nel caso particolare di uno studio di pre-fattibilità il livello di accuratezza dei risultatiè pienamente compatibile con il livello di incertezza del dato ricavato dall’AtlanteEolico e, nel seguito, se ne farà uso per la determinazione del modello statistico diventosità.

Atlante eolico: l’area dell’isola di Favignana


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Attualmente in Italia esistono diversi Enti

che si occupano del rilevamento

sistematico del vento, anche se i dati più

affidabili, per standard di acquisizione e

per dimensione delle serie storiche

disponibili, sono quelli rilevati dal Servizio

Meteorologico dell’Aeronautica Militare.

Esso acquisisce i dati di vento in superficie

ed in quota, attraverso una rete di circa

150 stazioni dislocate sul territorio

nazionale.

I sensori anemometrici attualmente in uso presso le stazioni AM forniscono intensità

e direzione del vento. Essi effettuano registrazioni tri-orarie alle ore: 00, 03, 06, 09,

12, 15, 18, 21, (il valore di ciascuna registrazione è ottenuto come media dei valori

rilevati nei 10 minuti antecedenti l'ora sinottica).


15

L’analisi dei dati storici si propone di individuare la direzione di provenienza dei venti

regnanti (venti con più alte frequenze di apparizione), dei venti dominanti (venti di

elevata intensità), dei venti prevalenti (venti che combinano l'alta frequenza di

apparizione con le alte velocità) e i periodi di calma che si verificano durante l'anno.

La classificazione dei dati secondo la provenienza è stata effettuata, suddividendo la

rosa dei venti in settori di 30°, mentre per l’intensità si è fatto riferimento alla scala

Beaufort. Per ogni settore di 30° prescelto e per ogni classe di intensità si è

provveduto a valutare la frequenza di apparizione.

L’indagine preliminare effettuata ha evidenziato che la stazione di misura più idonea

per la ricostruzione del contesto anemologico nell’intorno dell’isola di Favignana è

quella di Trapani Birgi (id. 429), in quanto risulta essere la più prossima e l’unica nelle

vicinanze dell’isola che effettua un monitoraggio H24.

N.Identificativo Stazione Periodo

di osservazione % Dati Lat. Nord Long. Est Altezza[m]

429 Trapani 1961-1990(media trentennale di riferimento)

99% 37.91 12.5 9


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DirezioneVelocità del vento [m/s] @ Trapani Birgi (id. 429)

Totale[0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5

0 2.63 5.55 1.15 0.03 0.02 9.38

30 1.68 2.08 0.40 0.02 0.01 4.19

60 0.99 0.56 0.05 0.00 0.00 1.60

90 1.35 0.52 0.05 0.00 0.00 1.92

120 2.18 2.56 1.60 0.35 0.04 6.73

150 3.02 5.24 2.96 0.19 0.00 11.41

180 1.41 2.26 0.70 0.01 0.00 4.38

210 1.40 2.49 0.43 0.01 0.00 4.33

240 1.29 2.71 0.79 0.03 0.00 4.82

270 2.01 3.89 2.08 0.14 0.01 8.13

300 2.23 5.10 2.09 0.12 0.01 9.55

330 2.89 6.35 1.54 0.10 0.00 10.88

Totale 23.08 39.31 13.84 1.00 0.09 77.32

Frequenze annuali (Calma di vento = 22.68%)


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@Trapani Birgi (id. 429)Stagioni

AnnoInverno Primavera Estate Autunno

Velocità media annua del vento [m/s] 5.9 5.7 4.9 5.3 5.5

Velocità media annua del vento: segmentazione stagionale

Frequenze annuali Vs. Direzione (Trapani Birgi)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Calma [0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5m/s

Frequenze annuali Vs. Classi di vento (Trapani Birgi)

(cfr. Segmentazione stagionale dati di ventosità stazione Trapani Birgi à )

(cfr. Sintesi del modello statistico di ventosità isola di Favignana à )

Inquadramento generale – Quadro normativo di riferimento (1/9)

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ASPETTI AUTORIZZATIVI

Nel Piano di Azione Nazionale per le fonti rinnovabili inviato a luglio 2010 dall’Italia

alla Commissione Europea in adempimento a quanto previsto dalla Direttiva

2009/28/CE (Direttiva Fonti Rinnovabili), è stata messa in luce la complessità del

quadro legislativo italiano in materia di “Energia” ed “Autorizzazioni”.

La riforma del Titolo V della Costituzione avvenuta nel 2001 e la delega di molte

competenze agli Enti locali hanno comportato un’elevata frammentazione del

contesto normativo che ha rallentato, di fatto, la diffusione degli impianti alimentati a

fonti rinnovabili in Italia.

Le Linee Guida Nazionali (G.U. n. 219 del 18 settembre 2010, allegato al D.M. 10

settembre 2010), previste dall’articolo 12 del D.Lgs. n. 387/2003 e approvate nel

2010, hanno costituito lo strumento chiave per dare nuova congruenza al quadro

legislativo. Il citato documento, infatti, ha obbligato le Regioni ad adeguare entro

gennaio 2011 la propria disciplina in materia di “Autorizzazioni”, salvo applicare

direttamente quando previsto nel documento nazionale decorso tale termine.


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ASPETTI AUTORIZZATIVI

Nelle Linee Guida Nazionali si stabilisce l’elenco degli atti che rappresentano i

contenuti minimi indispensabili per superare positivamente l'iter autorizzativo e sono

chiarite le procedure che ogni impianto, in base alla fonte e alla potenza installata,

deve affrontare per ottenere l’autorizzazione.

Il Decreto Legislativo 28/2011 modifica e integra quanto già stabilito dalle Linee Guida

Nazionali in merito agli iter procedurali per l’installazione degli impianti alimentati da

fonti energetiche rinnovabili. I singoli interventi, a seconda della tipologia di fonte

rinnovabile utilizzata e della potenza installata, possono essere sottoposti a

Comunicazione, Procedura Abilitativa Semplificata (P.A.S.) o Autorizzazione Unica

(A.U.). Le autorizzazioni indicate dovranno essere corredate, laddove necessario, da

tutti i provvedimenti di concessione, autorizzazione, valutazione di impatto

ambientale e paesaggistico, ecc.

La soglia nazionale per l’autorizzazione di un impianto eolico con Procedura Abilitativa

Semplificata (P.A.S.) è fissata a 60 kW.


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REGIMI DI CESSIONE DELL’ENERGIA ED INCENTIVI

I regimi adottati dagli impianti mini-eolici sono essenzialmente due:

Ø sistema tariffario omnicomprensivo (TO) + regime di ritiro dedicato (RD).La vendita dell’energia prodotta è effettuata direttamente al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) attraverso

il meccanismo della tariffa omnicomprensiva (introdotta dal D.M. del 18/12/2008). Il sistema tariffario

omnicomprensivo prevede un prezzo di vendita dell’energia fissato ex-ante alla stipula della convenzione

con il GSE ed invariante per i 20 anni successivi alla stipula della suddetta convenzione: tale prezzo

dipende dalla tipologia di fonte rinnovabile utilizzata e dalla potenza dell’impianto (per un impianto eolico

la potenza deve essere superiore ad 1 kW) . Il produttore che sceglie questa opzione tariffaria non

partecipa al mercato elettrico: questa tipologia di incentivo si configura come un feed-in tariff, ovvero

l’incentivazione si realizza esclusivamente con lo strumento del prezzo amministrato.

Al termine dei 20 anni l’energia prodotta può essere venduta sul mercato elettrico oppure al GSE

attraverso il meccanismo del ritiro dedicato: il regime di cessione dell'energia elettrica mediante ritiro

dedicato rappresenta una modalità semplificata a disposizione dei produttori per la vendita al GSE

dell'energia elettrica immessa in rete, in alternativa ai contratti bilaterali o alla vendita diretta in Borsa. In

particolare nell’ambito di tale convenzione il GSE riconosce al produttore i prezzi minimi garantiti definiti

dall’AEEG per l’energia elettrica immessa in rete.


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Ø Scambio sul postoIl nuovo sistema incentivante introdotto dal D.Lgs. 28/2011 ed attuato dai decreti sul fotovoltaico (Dm.

Sviluppo economico 5 luglio 2012 - Quinto Conto energia) e sulle rinnovabili elettriche (Dm. Sviluppo

economico 6 luglio 2012), ha reso incompatibile lo Scambio sul posto (SSP) con qualsiasi altra formula

incentivante promossa dallo Stato.

La Deliberazione ARG/eltn. 74/08 (TISP) prevede che lo scambio sul posto sia erogato dal GSE su istanza

degli interessati e consente all’utente che abbia la titolarità o la disponibilità di un impianto, la

compensazione tra il valore economico associabile all’energia elettrica prodotta ed immessa in rete e il

valore economico associabile all’energia elettrica prelevata e consumata in un periodo differente da quello

in cui avviene la produzione. Lo scambio sul posto consiste, quindi, nel realizzare una particolare forma di

autoconsumo in sito differito nel tempo: l’energia elettrica prodotta e immessa in rete può essere

prelevata in un tempo differente da quello di produzione.

Il TISP prevede il riconoscimento di un «contributo in conto scambio» a favore dell’utente dello scambio

sul posto (USSP): il GSE è il soggetto erogatore del contributo. Il contributo in conto scambio garantisce, al

più, l’equivalenza tra quanto pagato dall’USSP, limitatamente all’energia elettrica prelevata, e il valore

dell’energia elettrica immessa in rete tramite il punto di scambio.

Ai fini del calcolo del contributo vengono presi in considerazione:


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• la quantità di energia elettrica scambiata con la rete (l’ammontare minimo tra energia immessa e

prelevata dalla rete nel periodo di riferimento);

• il controvalore in Euro dell’energia elettrica immessa in rete;

• il valore in Euro dell’onere di prelievo sostenuto per l’approvvigionamento dell’energia prelevata dalla

rete, suddiviso in «onere energia» e «onere servizi».

In particolare il contributo erogato dal GSE all’utente dello scambio, prevede:

• il ristoro dell’onere servizi limitatamente all’energia scambiata con la rete;

• il riconoscimento del valore minimo tra l’onere energia e il controvalore in Euro dell’energia elettrica

immessa in rete.

Nel caso in cui il controvalore dell’energia immessa in rete risultasse superiore all’onere energia sostenuto

dall’utente dello scambio, il saldo relativo viene registrato a credito dell’utente medesimo che potrà

utilizzarlo per compensare l’onere energia degli anni successivi.

Il contributo in conto scambio viene determinato tenendo conto delle peculiari caratteristiche

dell’impianto e delle condizioni contrattuali di ciascun Utente dello scambio con la propria Impresa di

vendita e corrisposto trimestralmente, in acconto, e annualmente, a conguaglio del periodo precedente.


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ACCISE SULL’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA

L'energia elettrica è sottoposta ad imposta erariale di consumo, accisa, al momento

della fornitura ai consumatori finali o al momento del consumo dell'energia elettrica

prodotta per uso proprio.

Sono tenuti a presentare la denuncia di Officina elettrica, e quindi a pagare l’imposta

erariale di consumo, tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza

superiore ai 20 kW (Legge 133/99) che auto-consumano una parte dell’energia

elettrica prodotta dall’impianto (Circolare 17/D del 28 maggio 2007 dell'Agenzia delle

Dogane).

Sono esclusi dall’obbligo di presentare la denuncia di Officina elettrica, e quindi dal

pagamento dell’imposta erariale di consumo:

Ø gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kW;

Ø gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, di qualsiasi potenza, che scelgono la

cessione totale (senza autoconsumo) dell’energia alla rete.


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TRATTAMENTO FISCALE DELLA TARIFFA OMNICOMPRENSIVA

L’Agenzia delle Entrate ha pubblicato la Risoluzione n.88/2010 del 15 agosto 2010 in

merito al trattamento fiscale della Tariffa Omnicomprensiva (TO)

La TO non assume mai rilevanza ai fini dell’IVA quando è corrisposta nei confronti di

soggetti titolari:

Ø di impianti alimentati da fonte eolica o da altre fonti, posti a servizio

dell’abitazione o della sede dell’ente non commerciale;

Ø di impianti di potenza fino a 20 kW.

L’interpretazione discende dalla considerazione che l’immissione in rete di energia

non configura un’attività commerciale svolta abitualmente in quanto l’impianto è

destinato a soddisfare principalmente bisogni personali. Ne consegue che ai fini fiscali

la tariffa percepita dai questi soggetti assume rilevanza solo ai fini delle imposte

dirette, come reddito diverso ai sensi dell’articolo 67, comma 1, lettera i), del TUIR.


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TRATTAMENTO FISCALE DELLA TARIFFA OMNICOMPRENSIVA

Diversamente, l’immissione in rete dell’energia non auto-consumata configura

sempre un’attività commerciale quando è effettuata da:

Ø persone fisiche o enti non commerciali titolari di impianti di potenza fino a 20 kW,

che non risultano posti a servizio dell’abitazione o della sede dell’ente;

Ø persone fisiche o enti non commerciali titolari di impianti di potenza superiore a

20 kW

Ø persone fisiche o giuridiche che svolgono attività commerciale e i soggetti che

svolgono lavoro autonomo.

In tal caso, la TO si qualifica come corrispettivo derivante dalla vendita dell’energia

rilevante ai fini dell’IVA e delle imposte dirette.

L’Agenzia conferma quanto già riportato dal GSE che la TO non è mai soggetta a

ritenuta alla fonte del 4 per cento di cui all’articolo 28 del D.P.R. n. 600 del 1973, in

quanto costituisce un corrispettivo e non un contributo.


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TRATTAMENTO FISCALE DEL CONTRIBUTO IN CONTO SCAMBIO

Lo scambio sul posto si configura come un contratto di vendita di energia in base al

quale l'utente dello scambio sul posto s'impegna a conferire l'energia autoprodotta al

GSE e quest'ultimo, al contempo, è obbligato a corrispondere all'utente stesso un

importo (contributo in conto scambio) che assume natura di corrispettivo.

L’utente dello scambio sul posto, beneficiario del contributo in conto scambio, è, in

linea generale, produttore e venditore di energia. Il contributo in conto scambio

assume, quindi, un trattamento fiscale analogo a quello della tariffa

omnicomprensiva, così come definito nella risoluzione n. 13 del 20 gennaio 2009

dell'Agenzia delle Entrate.

SOLUZIONI PROPOSTEIL SISTEMA WINDBOOSTER

ANALISI DELLE POSSIBILI SOLUZIONI DI IMPIANTO

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Soluzioni proposte – Il sistema Windbooster

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Il punto di forza del sistema Windbooster è rappresentato dalla scalabilità. Il saltoinventivo realizzato con il cosiddetto «effetto Windbooster» si concretizza nella curvadella potenza specifica (W/m2) con la quale si descrive l’effetto stesso: la curva dellapotenza specifica rappresenta un invariante che caratterizza ogni turbinaappartenente al sistema Windbooster.


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Nome prodotto Windbooster 1.0 (WB 1.0) Windbooster 3.0 (WB 3.0)

Tipologia di turbina VAWT (a flusso convogliato)

Installazione Tetto piano

Dimensioni di ingombro (A x B x H) 1.8 m x 1.8 m x 1.7 m 3.3 m x 3.3 m x 2.9 m

Peso 100 kg 350 kg

Area bagnata di riferimento 2.8 m2 8.7 m2

Velocità inizio produzione 3 m/s

Velocità nominale 10.5 m/s

Potenza nominale @ generatore 1 kW 3 kW

Potenza massima @ generatore 1.4 kW 4.3 kW

Velocità di sopravvivenza Classe II (IEC 61400-2)

Sistema di controllo “over-speed” Passivo (dissipativo)

Trasmissione della potenza Diretta

Il sistema Windbooster attualmente si compone di due moduli base: Windbooster 1.0

e Windbooster 3.0.


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Le curve di potenza dei moduli base Windbooster 1.0 e Windbooster 3.0: gli ausiliariinstallati appartengono alla stessa famiglia di prodotti e se ne riporta un’unicacaratterizzazione.


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Configurazione Numerodi turbine

Potenzanominale totale

Occupazionein pianta (AxB) (m2/kW)* Altezza

(H) (m3/kW)

WB 1.0 1 1 kW 3.2 m2 3.2 1.7 m 5.4

Windbooster Totem 2.0 2 x WB 1.0 2 kW 3.2 m2 1.6 3.3 m 5.3

Windbooster Totem 3.0 3 x WB 1.0 3 kW 3.2 m2 1.1 4.9 m 5.2

WB 3.0 1 3 kW 10.6 m2 3.5 2.9 m 10.2

Caratteristiche principali delle configurazioni previste dal sistema Windbooster* Parametro riferito all’area occupata in pianta

Le configurazioni a macchina singola hanno un livello di complessità inferiore alle

configurazioni «totem» e possono essere rapidamente assemblate a terra.

L’impatto visivo della configurazione può essere valutato sulla base dell’altezza, in

questo caso le macchine singole sono le configurazioni con minor impatto, oppure

sulla base dell’area frontale (AxH), tale criterio privilegia la Windbooster 1.0 con un

impatto visivo progressivamente crescente nelle altre configurazioni.

AREA

FRONTALE

Soluzioni proposte – Analisi delle possibili soluzioni di impianto

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POSIZIONAMENTO DELLE TURBINE EOLICHE

Il criterio che guida il posizionamento delle turbine eoliche è quello di sfruttare al

meglio la risorsa eolica disponibile. In particolare la posizione scelta dovrebbe:

Ø massimizzare l’altezza di installazione, compatibilmente con i vincoli imposti dalla

normativa locale in materia di impatto ambientale, e comunque sempre tenendo

presente l’orografia locale.

Ø Evitare o minimizzare condizioni nelle quali la turbina si trova a valle di ostacoli

rispetto ad una determinata direzione del vento: in particolare un ostacolo di

altezza H genera una turbolenza che si estende a monte dell’ostacolo stesso per

una distanza~2∙H ed a valle ~20∙H.


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Il distributore di carburante dispone di due strutture che consentono unposizionamento sopraelevato della turbina eolica senza l’impiego di torri di sostegno:il locale del gestore e la pensilina; entrambe le collocazioni garantiscono un facileaccesso al preesistente punto di consegna dell’energia (POD).

La turbina eolica installata sulla copertura del locale del gestore si troverebbe a valledi due ostacoli: a valle della pensilina (direzione SE-NO) ed a valle di un piccolofabbricato (direzione SO-NE); in entrambi i casi l’altezza del locale del gestore èminore dell’altezza dell’ostacolo e quindi la turbina eolica si trova in una zona di flussoturbolento caratterizzata dalla presenza vortici.

La turbina eolica installata sulla pensilina sarebbe a valle di un solo ostacolo, ilfabbricato (direzione SO-NE): l’altezza della pensilina è paragonabile con l’altezzadell’ostacolo quindi la turbina eolica non si trova in una zona di flusso turbolento ma,piuttosto, sperimenta una condizione di vento «ascendente».

La condizione di vento ascendente comporta una riduzione di efficienza di entitàminore rispetto al flusso turbolento caratterizzato dalla presenza di vortici.


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Una collocazione diversa da quelle descritte in precedenza si caratterizza per:

Ø la necessita di una struttura di sostegno della turbina;

Ø la necessità di fondazioni per la struttura di sostegno della turbina;

Ø la necessita di opere civili accessorie (cavidotti interrati) per l’accesso al

preesistente punto di consegna dell’energia;

le necessità elencate comportano costi accessori ed un incremento dell’investimento.

Alla luce delle considerazioni precedenti il posizionamento sulla copertura della

pensilina è la soluzione più efficiente, sia da un punto di vista tecnico che economico,

per sfruttare la risorsa eolica utilizzando strutture esistenti. Si sceglie, quindi, di

installare le turbine eoliche sulla pensilina e si procede alla valutazione della miglior

configurazione.


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A

(Vista da A)

(Vista da B)

(Il distributore di carburante ENI sull’isola di Favignana)

(Vista da C)


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Configurazione no. 1

Configurazione no.1 (5 kW installati): impianto costituito da no. 5 macchine eoliche

Windbooster 1.0 installate sulla struttura portante della pensilina. L’interasse fra le

turbine complanari è pari a 5 m.


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Configurazione no.1: le dimensioni della struttura portante della pensilinaintroducono un vincolo che non consente di realizzare un interasse fra le turbinecomplanari superiore a 5 m. Il peso delle macchine eoliche esterne (145 kg inclusala struttura di sostegno) grava a sbalzo sulle travi portanti.


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Configurazione no.1: le macchine eoliche sono sopraelevate rispetto alla pensilinaper garantire una buona alimentazione del convogliatore. Le turbine esterne sonoposizionate a 650 mm dalla copertura (~7.3 m s.l.t.) mentre quella centrale èsopraelevata di 2350 mm (~9 m s.l.t.)

Tubo φ 168.3 mm x 5 mmL = 1000 mm

Peso complessivo: 45 kg

Tubo φ 219.1 mm x 5 mmL = 2700 mm



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Configurazione no.2 (3 kW installati): impianto costituito da una macchina eolicasingola Windbooster 3.0 installata sulla struttura portante della pensilina. Il pesodella macchina eolica (425 kg inclusa la struttura di sostegno) grava interamentesulla colonna portante.


40

Configurazione no.2: la macchina eolica è sopraelevate di 650 mm rispetto allapensilina per garantire una buona alimentazione del convogliatore (~7.3 m s.l.t.).La struttura di sostegno della turbina è realizzata con un tubo φ 219.1 mm x 5 mmdi lunghezza 1000 mm (peso complessivo 75 kg).


41

Configurazione no.3 (5 kW installati): impianto costituito da una macchina eolicaWindbooster 3.0 e no.2 turbine eoliche Windbooster 1.0. La configurazione sfruttala sola trave portante monoblocco per il posizionamento delle macchine eolicheesterne (Windbooster 1.0).


42

Configurazione no.3: le macchine eoliche sono sopraelevate rispetto alla pensilinaper garantire una buona alimentazione del convogliatore. Le turbine esterne sonoposizionate a 3640 mm dalla copertura (~10.3 m s.l.t.) mentre quella centrale èsopraelevata di 650 mm (~7.3 m s.l.t.)

Tubo φ 219.1 mm x 5 mmL = 4000 mm


Tubo φ 219.1 mm x 5 mmL = 1000 mm


VALUTAZIONE TECNICA

43

SINTESI DEL MODELLO STATISTICO DI VENTOSITÀ

PRODUCIBILITÀ ANNUA DI ENERGIA

Valutazione tecnica - Sintesi del modello statistico di ventosità (1/6)

44

La velocità del vento varia sensibilmente al variare della quota. La presenza di ostacolie di rugosità superficiali determina una progressiva diminuzione (strato limiteatmosferico) della velocità del vento rispetto alla velocità della corrente indisturbata(velocità geostrofica).

L’andamento della velocità del vento«u» in funzione della quota «h»(profilo verticale di velocità) èsolitamente espresso attraverso unarelazione del tipo:

essendo h il valore di quota a cui sivuole calcolare la velocità del vento ez0 la rugosità caratteristica delterreno.

0

0

ln

ln

zhzh

VVrif

rifh ⋅=


45

Ai fini di una sintetica rappresentazione della distribuzione di frequenza è utile

disporre di una funzione matematica che esprima con buona approssimazione il suo

andamento.

In letteratura tecnica si trova una certa uniformità nello scegliere come modello

statistico la distribuzione di Weibull.

DISTRIBUZIONE DI WEIBULLa 2 parametri

(k, A)

a 3 parametri

(k, A, γ)

Funzione cumulativa di probabilità

u: velocità del vento� � � 1 � ��

��

� � � 1 � ��

�

Funzione densità di probabilità

u: velocità del vento� � �

�� ∙

��

��∙ ��

��

� � �� ∙

� � ��

��∙ ��

��


46

Ø Il parametro di forma «k» indica quanto i valori della

velocità tendono ad essere concentrati attorno ad un

valore (parametro adimensionale).

Sitimontani

Grandipianure

Velocità amplificatadalla topografia

AliseiMonsoni

Media italiana

k 1.2 ÷ 1.7 1.8 ÷ 2.5 2.5 ÷ 3.0 3.0 ÷ 4.0 1.4 ÷ 1.5

Ø Il parametro di scala «A» indica quanto un sito è ventoso: esso è legato al valore

caratteristico della velocità media del vento (il parametro ha le dimensioni di una

velocità, m/s).

Ø Il parametro di posizione «γ» regola il valore della funzione densità di probabilità

nel punto di ascissa nulla e si lega, quindi, alla probabilità di calma di vento.

Scelta la forma (2 o 3 parametri) è possibile sintetizzare il modello statistico di

ventosità, relativo al sito di installazione, attribuendo opportuni valori ai parametri

caratteristici, così da adattare la distribuzione delle frequenze attese ai valori rilevati.


47

L’isola di Favignana appartiene, sulla base di quanto riportato dall’Atlante eolico, ad

un’area per la quale la velocità media annua attesa a 25 m s.l.m. è compresa

nell’intervallo 6÷7 m/s. Considerando un valore di z0 pari a 0.05 m (categoria di

esposizione del sito II) si ottiene:

Sulla base del risultato precedente si considera attendibile l’estensione di validità dei

risultati trovati per la stazione di Trapani Birgi (cfr. Inquadramento generale à)

all’area dell’isola di Favignana.

In particolare si assume valida anche per l’isola di Favignana la distribuzione delle

frequenze annuali ricavata dai dati relativi alla stazione di Trapani Birgi e sulla base di

queste rilevazioni si ricavano le grandezze caratteristiche della distribuzione di Weibull

a due parametri (k ed A).

hrif [m s.l.t.] Vrif [m/s] h [m s.l.m.] zo [m] Vh /Vrif Vh [m/s]

25 6.5 9 0.05 0.8356 5.4


48

L’indice di determinazione (R2) fornisce l’indicazione della bontà dell’adattamento tra i

valori rilevati e quelli attesi, guidando la scelta del valore per il parametro

caratteristico «k».

Intervalli di velocità

[m/s]

Frequenze rilevate

(Trapani Birgi)

Frequenze attesa (V media annua = 5.5 m/s)

K=1.0 K=1.1 K=1.2 K=1.3

[0 ; 3.5[ 45.8% 47.1% 44.3% 41.7% 39.4%

[3.5 ; 8.5[ 39.3% 31.6% 34.5% 37.4% 40.2%

[8.5 ; 17.5[ 13.8 17.2% 18.0% 18.5% 18.7%

[17.5 ; 24.5[ 1.0% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5%

≥ 24.5 0.1% 0.1% 0.1% 0.0% 0.0%

R2= 0.962 R2= 0.983 R2= 0.984 R2= 0.969

ISOLA DI FAVIGNANA

h V media annua k A

9 m 5.5 m/s 1.2 5.847 m/s


49(Il distributore di carburante ENI sull’isola di Favignana)

h = 9 m

V media annua = 5.5 m/s

k = 1.2

A = 5.847 m/s

L’estensione dei risultati ricavati per la stazione di Trapani Birgi all’isola di Favignana intermini di velocità media annua e distribuzione delle frequenze rappresentacertamente un’approssimazione.

Il valore medio annuo della velocità del vento è un «macro» parametro: il sito diinstallazione sull’isola di Favignana non si caratterizza per una particolare complessitàorografica e, quindi, è plausibile ritenere l’estensione di validità del parametro unabuona approssimazione della realtà. Tale considerazione è confermata dallaconcordanza tra il valore della velocità media annua rilevata nella stazione di TrapaniBirgi ed il valore ricavato dall’Atlante Eolico sulla base di un profilo verticale di velocitàconforme alla rugosità caratteristica del terreno sull’isola di Favignana.

La frequenza con la quale si manifestano i valori della velocità del vento (la cosiddettadistribuzione delle frequenze) è, invece, un «micro» parametro: non è possibilevalutare la bontà dell’estensione di validità di tale parametro senza una specificacampagna anemometrica; è plausibile ritenere, però, che l’isola di Favignana siacaratterizzata da un regime di vento più favorevole rispetto alla stazione di TrapaniBirgi (valori del parametro «k» più elevati).

Per tenere conto delle inevitabili incertezze tipiche di uno studio di pre-fattibilità sidefiniscono uno scenario «standard» (A), caratterizzato dai valori ricavati sulla basedell’estensione di validità dei dati della stazione di Trapani Birgi, uno scenario«conservativo» (A-) ed uno scenario «aggressivo» (A+), ciascuno rappresentativo degliestremi di variabilità dei parametri caratteristici.

Valutazione tecnica - Producibilità annua di energia (1/2)

50

Valutazione tecnica - Producibilità annua di energia (2/2)

51

Windbooster 1.0

Producibilità annua di energia*

[kWh/anno]

* Rendimento ipotizzato 100%

V media annua k = 1.0 k = 1.2 k = 1.5

5.0 m/s 2102 2190 2144

5.5 m/s 2329 2495 2540

6.0 m/s 2528 2771 2919

V media annua k = 1.0 k = 1.2 k = 1.5

5.0 m/s 6499 6773 6631

5.5 m/s 7201 7716 7855

6.0 m/s 7816 8567 9024

Windbooster 3.0

Producibilità annua di energia*

[kWh/anno]

* Rendimento ipotizzato 100%A+

AA-

A+

AA-

ITER AUTORIZZATIVORICHIESTA CONNESSIONE ALLA RETE ELETTRICA

RICHIESTA AUTORIZZAZIONE INSTALLAZIONE

RICHIESTA ACCESSO AGLI INCENTIVI

CRONOPROGRAMMA ATTIVITÀ

52

Un impianto eolico è connesso alla rete elettrica ad un livello di tensione che è

funzione della sua potenza, secondo le regole previste dal gestore della rete locale

(generazione distribuita).

La delibera ARG/elt99/08 e successive integrazioni, Testo Integrato delle

Connessioni Attive (TICA), prevede il seguente schema di inserimento

potenza/tensione:

L’allacciamento alla rete è regolamentato dalle norme CEI (11-20 per

l’allacciamento alla rete di MT e BT, 11-32 per la rete in AT) e dalle prescrizioni dei

distributori elettrici locali (ENEL: DK5940, DK5740).

Iter autorizzativo – Richiesta connessione alla rete elettrica (1/3)

53

Potenza impianto Tensione CA Tipo connessione Pratica connessione

P ≤ 6 kW V ≤ 1000 V BT - monofase Gestore locale

6 kW < P ≤ 100 kW V ≤ 1000 V BT - trifase Gestore locale

La connessione alla rete elettrica segue l’iter procedurale codificato nel TestoIntegrato delle Connessioni Attive (TICA):

1. richiesta di connessione;2. accettazione del preventivo di comunicazione ed inizio lavori;3. realizzazione dell’impianto e delle opere per la connessione;4. comunicazione di fine lavori e connessione alla rete.

La richiesta di connessione è presentata al Gestore di rete dal committentedell’impianto, corredata dai dati della connessione e dal progetto definitivosecondo la norma CEI 0-2.

Il Gestore di rete ha un tempo di 20 giorni lavorativi per mettere a disposizione ilpreventivo. Il preventivo del Gestore dettaglia la tipologia dei lavori necessari per larealizzazione della connessione, la soluzione tecnica prospettata e l’iterautorizzativo. Il preventivo ha una validità di 45 giorni lavorativi.

Il Gestore di rete ha 30 giorni lavorativi dalla comunicazione di fine opere per laconnessione e versamento del saldo (da parte del Produttore), per completare ilavori per la connessione.


54

Esempio di soluzione tecnica standard di connessione in derivazione da nodo esistente (fonte: Enel)


55

Iter autorizzativo – Richiesta autorizzazione installazione

56

Regimi autorizzativi semplificati per gli impianti eolici (fonte: GSE, assetto al 30/06/2013)

Regioni con zone non idonee* per gli impianti eolici (fonte: GSE, assetto al 30/06/2013)

Non sembrano esistere vincoli ostativi all’autorizzazione

dell’impianto eolico in oggetto con Procedura Abilitativa

Semplificata (P.A.S.)

*Si tratta di areetutelate da vincolispecifici, ad esempiodi natura paesistica,caratterizzate dallapresenza di habitat odi specie animali dipregio.

Iter autorizzativo – Richiesta accesso agli incentivi

57 Meccanismo di accesso agli incentivi (fonte: GSE)

Gli impianti eolici con potenza inferiore a 60 kW hanno accesso diretto agliincentivi (D.M. 6 luglio 2012 - FER elettriche non FV, art. 4 c. 3): le potenzeutilizzate con il canale dell’accesso diretto vanno a detrazione dei contingentiprevisti per registri ed aste.

La Tariffa Omnicomprensiva riferita all’anno 2013 per impianti eolici di potenza nonsuperiore a 20 kW era pari a 291 €/MWh: per l’anno in corso è prevista unariduzione del 2% (sono stati assegnati interamente i contingenti previsti nell’anno2013) e quindi il nuovo il valore della Tariffa Omnicomprensiva è pari a 285€/MWh.

entro 20 gg 45 gg

Iter autorizzativo – Cronoprogramma attività

Richiesta connessionealla rete elettrica Validità preventivo di connessione

Preventivo di connessione alla rete elettrica completo di soluzione tecnica

Accettazione preventivo di connessione alla rete elettrica

Inizio lavori entro 6 mesi (BT) o 12 mesi (MT) da accettazione preventivo

Presentazione della PAS al Comune: la PAS richiede il preventivo di connessione

entro 20 gg Eventuale conferenza di servizi

Inizio lavori

?

Lavori della conferenza di servizi

30 gg

Decisione conclusiva

58Opere di connessione

Impianto

30 gg (lavori semplici)90 gg (lavori complessi)

Attivazione connessione

Entrata in esercizio impianto

VALUTAZIONE ECONOMICA

59

STIMA DELL’INVESTIMENTO INIZIALE

COSTI DI ESERCIZIO

RICAVI DI ESERCIZIO

Valutazione economica - Stima dell’investimento iniziale

60

CONFIGURAZIONE POTENZA INSTALLATA WB 1.0 WB 3.0 STRUTTURE DI SOSTEGNO

1 5 kW 5 -No.4 (L = 1000, φ = 168.3)

No.1 (L = 2700, φ = 219.1)

2 3 kW - 1 No.1 (L = 1000, φ = 219.1)

3 5 kW 2 1No.2 (L = 4000, φ = 219.1)

No.1 (L = 1000, φ = 219.1)

Composizione delle configurazioni

Attività Costo

Analisi anemologica spot 150 €

Richiesta preventivo connessione 100 €

Richiesta autorizzazione (PAS) 200 €

Gestione iter autorizzativo 1,000 €

Gestione iter connessione 650 €

Totale costi di sviluppo 2,100 €

Attività Costo

Progettazione di dettaglio 500 €

Gestione cantiere 800 €

Collaudo finale 1,000 €

Totale costi di gestione commessa 2,300 €

Valutazione economica - Stima dell’investimento iniziale

61

VOCI DI COSTO 1 2 3

MACCHINE EOLICHE *21,000 €

(5 x 4,200 €)

10,000 €

(1 x 10,000 €)

18,400 €

(2 x 4200 € + 1 x 10,000 €)

STRUTTURE DI SOSTEGNO 3,200 € 600 € 4,800 €

TRASPORTO Δ 1,500 € 1,000 € 1,600 €

MONTAGGIO 3,500 € 1,700 € 2,300 €

MEZZI DI CANTIERE 1,500 € 600 € 900 €

Totale costi acquisto/avviamento impianto 30,700 € 13,900 € 28,000 €

VOCI DI COSTO 1 2 3

TOTALE COSTI DI SVILUPPO ← 2,100 € →

TOTALE COSTI GESTIONE COMMESSA ← 2,300 € →

TOTALE COSTI ACQUISTO/AVVIAMENTO IMPIANTO 30,700 € 13,900 € 28,000 €

Totale investimento 35,100 € 18,300 € 32,400 €

* Il prezzo della macchina eolica è riferito ad una fornitura «sporadica». Eventuali «sconti per quantità» devono essereconcordati in fase di richiesta di offerta.Δ Il valore inserito si riferisce al costo medio di trasporto sul territorio nazionale (isole escluse).

Valutazione economica - Costi operativi

62

VOCI DI COSTO 1 2 3

MANUTENZIONE ORDINARIA 500 €/anno 100 €/anno 300 €/anno

MANUTENZIONE STRAORDINARIA 2,420 € 1,060 € 2,320 €

Costi operativi

Il costo della manutenzione ordinaria varia in funzione della complessità

dell’impianto: è previsto un controllo con frequenza annuale per verificare i

serraggi delle connessione meccaniche ed ispezionare il rotore (verifica

allineamento).

Il costo della manutenzione straordinaria è stimato pari al 10% del costo sostenuto

per l’acquisto della macchina eolica completa. L’intervento di manutenzione

straordinaria è pensato realizzarsi al 10° anno di funzionamento.

Valutazione economica - Ricavi di esercizio

63

Scenario A (V media annua = 5.5 m/s, k = 1.2) – scenario «standard»

Scenario A- (V media annua= 5.0 m/s, k = 1.0) – scenario «conservativo»

Scenario A+ (V media annua = 6.0 m/s, k = 1.5) – scenario «aggressivo»

CONFIGURAZIONE WB 1.0 WB 3.0 PRODUCIBILITA’ RICAVI DI ESERCIZIO

1 (5 kW) 5 - 12,477 kWh/anno 3,556 €/anno

2 (3 kW) - 1 7,716 kWh/anno 2,199 €/anno

3 (5 kW) 2 1 12,707 kWh/anno 3,621 €/anno


1 (5 kW) 5 - 10,510 kWh/anno 2,995 €/anno

2 (3 kW) - 1 6,499 kWh/anno 1,852 €/anno

3 (5 kW) 2 1 10,703 kWh/anno 3,050 €/anno


1 (5 kW) 5 - 14,593 kWh/anno 4,159 €/anno

2 (3 kW) - 1 9,024 kWh/anno 2,572 €/anno

3 (5 kW) 2 1 14,862 kWh/anno 4,236 €/anno

VALUTAZIONE DELLA CONVENIENZA

64

IPOTESI

VALORE ATTUALE NETTO (VAN)

IL PERIODO DI RECUPERO DEL CAPITALE

INDICE DI PROFITTABILITÀ

Valutazione della convenienza – Ipotesi di calcolo

65

Parametro Valore

SISTEMA INCENTIVANTE

(valorizzazione dell’energia prodotta)

TIPOLOGIA Tariffa Omnicomprensiva

VALORIZZAZIONE [€/MWh] 285

DURATA [anni] 20

COSTI D’INVESTIMENTO FISSI [€]SVILUPPO 2,100

GESTIONE 2,300

COSTI D’INVESTIMENTO [€]CONFIGURAZIONE 1 30,700

CONFIGURAZIONE 2 13,900

CONFIGURAZIONE 3 28,000

COSTI OPERATIVI

MANUTENZIONE ORDINARIA CONF.1 [€/anno] 500

MANUTENZIONE STRAORDINARIA CONF.1 [€] 2,420





Sommario parametri adottati (ricavi/costi)

Valutazione della convenienza – Ipotesi di calcolo

66

Parametro Valore

AMMORTAMENTOAMMORTAMENTO [% investimento] 100

QUOTA DEDUCIBILE FISCALMENTE [%] 9

IMPOSTEIRES [%] 27,5

IRAP [%] 3.9

TASSITASSO DI INFLAZIONE ATTESA [%] 2

COSTO OPPORTUNITA’ DEL CAPITALE

TASSO DI RENDIMENTO PRIVO DI RISCHIO [%] 1.68

PREMIO PER IL RISCHIO [%] 5

BETA 0.6

COSTO OPPORTUNITA’ DEL CAPITALE [%] 4.7

Sommario parametri adottati (aspetti economico-finanziari)

Sulla base delle ipotesi adottate per ciascuna configurazione d’impianto proposta sicalcola il Valore Attuale Netto del progetto ipotizzando un orizzonte temporale di20 anni.

Valutazione della convenienza – Valore Attuale Netto

67

Scenario A (V media annua = 5.5 m/s, k = 1.2) – scenario «standard»

Scenario A- (V media annua= 5.0 m/s, k = 1.0) – scenario «conservativo»

Scenario A+ (V media annua = 6.0 m/s, k = 1.5) – scenario «aggressivo»

CONFIGURAZIONE (€/kW) installato VAN [€] DPBP [anni] INDICE DI PROFITTABILITA’ [%]

1 (5 kW) 7,020 -2,690 - -

2 (3 kW) 6,100 3,656 15 20.0

3 (5 kW) 6,480 2,394 18 7.4


1 (5 kW) 7,020 -8,252 - -

2 (3 kW) 6,100 593 19 3.2

3 (5 kW) 6,480 -2,808 - -


1 (5 kW) 7,020 2,733 18 7.8

2 (3 kW) 6,100 6,946 12 38.0

3 (5 kW) 6,480 7,818 14 24.1

CONCLUSIONI

68

Conclusioni (1/2)

69

scenario "conservativo" scenario "standard" scenario "aggressivo"Conf. 1 -8252 -2690 2733Conf. 2 593 3656 6946Conf. 3 -2808 2394 7818

-10000

-5000

0

5000

10000

€

Valore Attuale Netto

Scenario V media annua k

CONSERVATIVO (A-) 5.0 m/s 1.0

STANDARD (A) 5.5 m/s 1.2

AGGRESSIVO (A+) 6.0 m/s 1.5

Il progetto di investimento relativo all’impiantoin configurazione 2, valutato su un orizzontetemporale di 20 anni, crea valore in tutti gliscenari considerati: tale risultato è ottenutoconsiderando una remunerazione del capitaleinvestito pari al 4.7%.

Conclusioni (2/2)

70

L’impianto proposto in configurazione 2 unisce alla semplicità di una macchinasingola (Windbooster 3.0) l’efficace sfruttamento della risorsa eolica disponibile: uncosto per kW installato molto competitivo* (6,100 €) e costi operativi ridotticonsentono alla macchina eolica di cogliere il risultato della convenienzaeconomica anche con ipotesi di ventosità estremamente conservative (V media annua =5 m/s).

La producibilità di un impianto a macchina singola, ed il risultato economico adessa associato, sono più facilmente prevedibili, rispetto a quelle di un impiantomulti-macchina, in quanto non è messo in gioco l’effetto «schiera»: tale aspetto èparticolarmente critico per l’impianto proposto in configurazione 1.

La valutazione di convenienza fatta su un orizzonte temporale di 20 anni (durata delperiodo di incentivazione) sottostima il reale valore prodotto poiché non considerail successivo regime di ritiro dedicato (almeno 5 anni considerando una vita mediadella macchina eolica di 25 anni).

Alla luce delle considerazioni precedenti, il giudizio complessivo sul progetto diinvestimento relativo all’impianto in configurazione 2 è positivo: Treecube proponetale soluzione d’impianto per il progetto Favignana.

*Nel rapporto commissionato da AEEG al Politecnico di Milano («Costi di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili»,

luglio 2013) il costo d'investimento per macchine fino a 5 kW è indicato pari a 5.000÷7.000 €/kW.

ALLEGATI

71

SEGMENTAZIONE STAGIONALE VENTOSITÀ STAZIONE TRAPANI BIRGI

Allegati – Stratificazione stagionale ventosità stazione Trapani Birgi (1/6)

72


Totale[0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5

0 2.15 4.16 1.26 0.08 0.04 7.69

30 1.77 2.72 0.64 0.02 0.00 5.15

60 1.24 0.95 0.12 0.00 0.00 2.31

90 1.73 0.63 0.07 0.00 0.00 2.43

120 2.68 2.99 1.96 0.51 0.06 8.20

150 3.25 5.71 3.26 0.26 0.01 12.49

180 1.52 2.17 0.75 0.02 0.00 4.46

210 1.40 2.19 0.53 0.01 0.01 4.14

240 1.17 2.60 1.09 0.06 0.00 4.92

270 1.83 4.44 3.40 0.35 0.02 10.04

300 1.89 4.84 3.24 0.26 0.01 10.24

330 2.25 4.11 2.20 0.21 0.02 8.79

Totale 22.88 37.51 18.52 1.78 0.17 80.86

Frequenze invernali (Calma di vento = 19.14%)


73


Totale[0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5

0 3.14 6.54 1.14 0.01 0.04 10.87

30 1.51 1.56 0.23 0.02 0.02 3.34

60 0.78 0.36 0.03 0.00 0.00 1.17

90 0.78 0.36 0.05 0.00 0.00 1.19

120 1.56 1.84 1.54 0.47 0.06 5.47

150 2.44 4.19 2.92 0.29 0.01 9.85

180 1.25 2.08 0.56 0.00 0.00 3.89

210 1.35 2.65 0.32 0.01 0.01 4.34

240 1.46 3.02 0.68 0.00 0.01 5.17

270 2.41 3.88 1.57 0.05 0.00 7.91

300 2.78 6.03 1.69 0.04 0.01 10.55

330 3.83 8.26 1.30 0.02 0.00 13.41

Totale 23.29 40.77 12.03 0.91 0.16 77.16

Frequenze primaverili (Calma di vento = 22.84%)


74


Totale[0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5

0 3.26 8.00 1.30 0.00 0.00 12.56

30 1.77 1.69 0.29 0.01 0.02 3.78

60 0.66 0.24 0.02 0.00 0.00 0.92

90 1.00 0.24 0.03 0.00 0.00 1.27

120 1.61 1.50 0.67 0.08 0.00 3.86

150 2.75 4.27 1.74 0.04 0.00 8.80

180 1.36 2.25 0.51 0.00 0.00 4.12

210 1.40 2.88 0.25 0.00 0.00 4.53

240 1.42 2.53 0.21 0.01 0.00 4.17

270 1.95 2.93 0.65 0.00 0.00 5.53

300 2.47 5.30 1.16 0.00 0.01 8.94

330 3.52 9.37 1.23 0.00 0.00 14.12

Totale 23.17 41.20 8.06 0.14 0.03 72.60

Frequenze estive (Calma di vento = 27.40%)


75


Totale[0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5

0 1.95 3.48 0.90 0.03 0.01 6.37

30 1.69 2.36 0.43 0.01 0.00 4.49

60 1.30 0.71 0.02 0.00 0.00 2.03

90 1.89 0.85 0.04 0.00 0.00 2.78

120 2.86 3.92 2.22 0.33 0.03 9.36

150 3.64 6.80 3.91 0.15 0.00 14.50

180 1.52 2.55 0.98 0.04 0.00 5.09

210 1.43 2.25 0.64 0.03 0.00 4.35

240 1.10 2.67 1.18 0.06 0.00 5.01

270 1.84 4.34 2.72 0.16 0.01 9.07

300 1.78 4.22 2.28 0.20 0.02 8.50

330 1.96 3.64 1.43 0.15 0.00 7.18

Totale 22.96 37.79 16.75 1.16 0.07 78.73

Frequenze autunnali (Calma di vento = 21.27%)


76

Frequenze invernali Vs. Direzione

Frequenze primaverili Vs. Direzione

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Calma [0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5m/s

Frequenze invernali Vs. Classi di vento

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Calma [0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5m/s

Frequenze primaverili Vs. Classi di vento


77

Frequenze estive Vs. Direzione

Frequenze autunnali Vs. Direzione

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Calma [0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5m/s

Frequenze estive Vs. Classi di vento

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Calma [0.5;3.5[ [3.5;8.5[ [8.5;17.5[ [17.5;24.5[ ≥ 24.5m/s

Frequenze autunnali Vs. Classi di vento

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