Progetto SERGAN RELAZIONE DI SINTESI Studio

Progetto Sergan
Progetti operativi
microeolico
INTERREG III A SARDEGNA / CORSICA / TOSCANA
Progetto SERGAN
Sviluppo delle energie rinnovabili e studio reti locali per l'approvvigionamento del gas
naturale
RELAZIONE DI SINTESI
Studio sul possibile utilizzo di installazioni di piccoli aerogeneratori di bassa
potenza, max 20 KW, per il funzionamento di elettropompe per l’estrazione di
acqua per usi irrigui, produzione di energia elettrica per reti isolate
Multiss S.p.A.
Punto Energia
Provincia di Sassari
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Il presente studio è stato realizzato dal Punto Energia Provincia di Sassari –
Multiss S.p.A. in collaborazione con l’Agenzia per l’Energia e l’Ambiente francese,
ADEME, delegazione per la Corsica e l’Agenzia Energetica della Provincia di
Livorno, EALP, nel quadro del programma Interreg III A – progetto Sergan, Italia
– Francia – Isole, promosso dalla Provincia di Livorno, dalla Provincia di Sassari e
dalla Regione Corsica.
Consulente tecnico scientifico: Gemas srl
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INDICE
1. L’ENERGIA EOLICA: ELEMENTI DEFINITORI GENERALI
5
1.1. Il vento come fonte di energia
5
1.2. L’aerogeneratore
8
1.3. Gli aerogeneratori di piccola taglia
10
2. LO SVILUPPO DEL MINIEOLICO IN PROVINCIA DI SASSARI
12
2.1. Il mercato potenziale
12
2.2. Le normative di riferimento
13
2.3. Le applicazioni pratiche del minieolico in Provincia di Sassari
17
2.3.1. L’estrazione di acqua per usi irrigui
18
2.3.2. L’alimentazione elettrica di un piccolo allevamento ovino
22
2.3.3. L’alimentazione di una casa rurale per uso saltuario
27
CONCLUSIONI
30
WEBGRAFIA
32
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Gemas srl: Tecnostruttura
Coordinatore e responsabile dello studio
Alessio TOLA
Docente di Tecnologia ed economia delle fonti di energia presso la Facoltà di Economia dell’’Università
degli studi di Roma Guglielmo Marconi
Amministratore Delegato Gemas srl
Revisione scientifica
Giorgio CAU
Professore Ordinario di Sistemi per l’energia e l’ambiente presso la Facoltà di Ingegneria dell’Università
degli studi di Cagliari
Reperimento dati sul campo, ricerca bibliografica
Maurizio DORO
Amministratore Unico e Direttore Tecnico Prometeo Sistemi srl - Sassari
Emanuele ENRICO
Responsabile Tecnico Gemas srl
Elaborazione dati, predisposizione testi
Maurizio DORO
Amministratore Unico e Direttore Tecnico Prometeo Sistemi srl - Sassari
Francesca SERRA
Ingegnere Meccanico – Gemas srl
Elena SETTIN
Economista ambientale – Gemas srl
Assistenza Tecnico Informatica
SENES INFORMATICA snc
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1 L’energia eolica: elementi definitori generali
1.1 Il vento come fonte di energia
Negli ultimi anni l’energia eolica è, fra le fonti energetiche rinnovabili (FER), quella che
ha conosciuto il maggiore sviluppo a livello internazionale.
Secondo dati del Global Wind Energy Council (GWEC), nel 2004 si è registrato un
incremento del 20% della potenza eolica installata a livello mondiale rispetto al 2003,
per un totale di 47,32 GW operativi. La Germania domina la scena mondiale con 16,63
GW di potenza installata, seguita da Spagna (8,26 GW) e Stati Uniti (6,74 GW), mentre
l’Italia ha raggiunto solo nel corso del 2004 la soglia psicologica di 1 GW di potenza
installata.
Tabella 1.1: Capacità eolica installata anno 2004.
PAESE
POTENZA GW
Germania
16,63
Spagna
8,26
USA
6,74
Danimarca
3,12
India
3,00
Italia
1,26
Paesi Bassi
1,08
Giappone
1,00
(Fonte: GWEC)
Alla base del forte sviluppo della fonte eolica rispetto alle altre FER c’è sicuramente la
maturità raggiunta dalla tecnologia di riferimento che consente tempi economicamente
accettabili di recupero dell’investimento, grazie a un costo interno del kWh che anche
senza tenere conto dei costi evitati, legati all'assenza di emissioni nocive, risulta già
competitivo rispetto a quello prodotto con impianti tradizionali che utilizzano
combustibili fossili.
La tabella 2.2 propone un raffronto fra i costi interni di produzione del kWh da fonti
tradizionali e rinnovabili.
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Tabella 1.2: Costo interno totale (fisso + variabile) del kWh per Fonte
(c€/kWh) anno 2002.
Fonte
Valore minimo
(c€/kWh)
FER
1,44 biogas
Convenzionale
3,1 carbone
Valore medio
(c€/kWh)
4,0 – 5,1 mini idrico,
eolico, geotermico,
biomasse, rifiuti
3,9 olio combustibile 4,5
gas naturale
Valore massimo
(c€/kWh)
33,7 – 42,8
fotovoltaico
5,0 – 6,0
policombustibile
(Fonte: IEFE – Università Bocconi, Milano)
Come si evince dalla tabella 2.2, l’energia eolica è una delle fonti energetiche più
economiche fra le FER e in generale fra le fonti energetiche di valore medio, avendo
abbassato dell’85% negli ultimi 15 anni i costi di sfruttamento. Attualmente il costo di
installazione a terra di un aerogeneratore di taglia media compresa fra 500 e 750 kW di
potenza nominale si può ritenere compreso fra un minimo di 800 € e un massimo di
1.000 € per kW, a seconda che si tratti di siti pianeggianti e facilmente accessibili o
caratterizzati piuttosto da orografia complessa. Pertanto il costo della macchina può
prudentemente ritenersi compreso fra 2/3 e 3/4 del costo totale di installazione in
funzione delle caratteristiche orografiche del sito.
Tabella 1.3: Costo dell’energia eolica.
Tipo di
impianto
Potenza
impianto
MW
Potenza
aerogeneratori
kW
Costo
investimento
€/kW
Velocità
vento
m/sec
Costo
energia
€/kW
Impianto eolico
a terra
10
500-700
800,001.000,00
6-7
0,04-0,07
Impianto eolico
off-shore
4,95
450
2.200,00
7,5
0,08
Impianto a
carbone
1.000,001.350,00
0,05-0,09
Impianto a gas
500,00-700,00
0,03-0,04
(Fonte: ENEA)
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Lo sfruttamento della fonte eolica appare pertanto decisivo per il raggiungimento degli
obiettivi di riduzione delle emissioni di CO2 in atmosfera dettati dal Protocollo di Kyoto.
La potenza attualmente istallata in Europa (34,20 GW) consente di evitare l’emissione
di 50 milioni di tonnellate all’anno di CO2, che diventeranno 109 milioni nel 2010 se le
previsioni di crescita del settore saranno supportate fattivamente da politiche di
costante incentivazione all’utilizzo delle fonti energetiche rinnovabili.
Con particolare riguardo alla situazione italiana, dal 1° Gennaio 2002 vige l’obbligo per
i produttori e gli importatori di energia elettrica, di immettere nelle rete elettrica
nazionale un quantitativo di energia prodotta da fonti energetiche rinnovabili, pari
almeno al 2% della quantità di energia prodotta o importata nell’anno precedente
(Certificati Verdi), con una franchigia di 100 GWh (D.lgs. 16 Marzo 1999, n° 79). Tale
provvedimento ha determinato l’incremento della potenza eolica installata in Italia dai
430 MW del 2000 ai 1.261 MW complessivi del 2004, pari a 1.837 GWh all’anno di
energia elettrica immessa nella rete elettrica nazionale.
Tabella 1.4: Impianti eolici grid-connected installati in Italia nell’anno 2004
Potenza
aerogen.
kW
N°
aerogen.
Tipologia
Florinas (SS)
10
Gamesa G80
Valledolmo (PA)
9
Vestas V52
Corleto Perticara
(PZ)
11
Vestas V52
Roccaspinalveti
(CH)
4
Enercom
E40
600
Cagliari
2
Vestas V47
660
Castiglione M.M.
(CH)
24
Vestas V47
Nicosia (EN)
55
Gamesa G52
Nurri (NU)
26
Frigento (AV)
Frigento (AV)
SITO
Diam.
Rotore
m
Altezza
Torre
m
Potenza
impianto
MW
2000
80
67
20.00
850
52
50
7.65
52
55
9.35
44
46
2.40
47
50
1.32
47
50
15.84
850
52
44
46.75
Vestas V52
850
52
50
22.10
1
Fuhrlander
SL 1000
1000
57
70
1.00
1
Fuhrlander
SL 1000
1000
57
70
1.00
850
660
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segue
2004
Tabella 1.4: Impianti eolici grid-connected installati in Italia nell’anno
Montemaggiore
Belsito (PA)
12
Vestas
V52
52
50
10.20
Finale Ligure (SV)
2
Ginestra di
Schiavoni (BN)
8
Vestas
V52
Vestas
V52
850
52
50
1.70
850
52
50
6.80
Viticuso (FR)
7
Enercom
E40
600
44
46
4.20
Volturina (FG)
18
Vestas
V47
660
47
50
11.88
Nulvi (SS)
19
850
52
50
16.15
Ploaghe (SS)
32
850
52
50
27.20
Casalbore (AV)
18
850
52
55
15.30
Troia (FG)
10
Vestas
V52
Vestas
V52
Vestas
V52
RE MM82
2000
82
79
20.00
Gangi (PA)
32
Gamesa
G52
850
52
55
27.20
Cocullo (AQ)
25
Gamesa
G58
850
58
55
21.15
Cocullo (AQ)
12
Gamesa
G52
850
52
55
10.20
Carlentini (SR)
29
Vestas
V52
850
52
60
24.65
Littigheddu (SS)
22
GE 1.5
MWs
1500
70
65
33.00
Totale
aerogeneratori
389
850
Totale potenza MW
357,14
(Fonte: ENEA)
2. L’aerogeneratore.
Lo sviluppo che negli ultimi anni ha interessato il settore eolico ha anche determinato
forti progressi in termini di progettazione e realizzazione di aerogeneratori sempre più
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potenti ed efficienti. Basti pensare che dagli inizi degli anni Ottanta a oggi la potenza
media di una turbina eolica è cresciuta di un fattore 200, passando da un limite di
potenza di 50 kW con diametri di rotore di 20 metri, agli attuali generatori che possono
sviluppare una potenza di 2 MW con rotori di 80 metri di diametro. Inoltre un prototipo
da 5 MW è attualmente in funzione nel Nord della Germania, nei pressi di Brunsbuttel,
ha un rotore da 126 metri di diametro ed è montato su una torre alta 120 metri.
Il rotore dell’aerogeneratore è costituito da un mozzo su cui sono fissate le pale, in
genere realizzate in fibra di vetro, progettate per opporre una resistenza minima
all'avanzamento ed avere una portanza elevata: tutto ciò si traduce in un alto
coefficiente di potenza e in velocità di rotazione molto alte (alcuni rotori hanno eliche
con velocità periferiche vicine a quelle del suono). Per poter avere un rendimento
costante ed elevato, l’elica deve sempre potersi orientare al vento;i metodi utilizzati
sono due: con un timone di opportune dimensioni che orienta tutto il complesso (elica
controvento o up-wind ), oppure , ponendo l'elica posteriormente al complesso
generatore-perno di rotazione e utilizzando la coppia giroscopica del motore stesso per
orientare il mulino (elica sottovento o down-wind).
Figura 2.1: Schema tipico di un aerogeneratore up-wind
(Fonte: ENEA)
Attualmente gli aerogeneratori più diffusi sono di taglia medio – grande, a due o tre
pale, in genere collegati in più unità a formare centrali installate su terraferma o in
mare (off-shore) per la produzione di energia elettrica grid-connected in alta e media
tensione, nell’ambito dei programmi di incentivazione alla produzione di energia
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elettrica da fonti rinnovabili. In Italia non esiste ancora alcun impianto off-shore, ma
dati ENEA stimano in 3.000 MW la potenza di tipo off-shore installabile, in pratica
quanto sulla terraferma. La tabella 2.1 propone una distinzione degli aerogeneratori in
base alla potenza erogata.
Tabella 2.1: Classificazione degli aerogeneratori.
Taglia
Potenza kW
Piccola
Media
Grande
0,4 – 100
250 – 850
1.000 – 2.500
Diametro
rotore m
1 – 20
25 – 60
55 - 70
Altezza
mozzo m
3 – 20
25 – 55
60 – 100
(Fonte: GWEC)
Figure 2.2 e 2.3: Aerogeneratori di taglia media a 2 e 3 pale
(Fonte: Garitec.com)
3 Gli aerogeneratori di piccola taglia
Tecnicamente gli aerogeneratori di piccola taglia presentano le stesse caratteristiche
degli apparecchi di taglia superiore (vedi figura 2.1), ma la diffusione ancora limitata
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ne determina un più elevato costo medio riferito alla potenza nominale installata,
valutabile in circa 2.500 – 3.500 €/kW, contro un costo compreso fra 800 e 1.000 €/kW
per gli aerogeneratori di taglia medio-grande, a seconda delle caratteristiche
morfologiche del sito prescelto.
Il vero punto di forza del minieolico va ricercato quindi nelle dimensioni contenute
dell’aerogeneratore, nella buona capacità produttiva degli apparecchi e nella praticità
d’installazione, su torri di altezza contenuta fra 3 e 20 metri che non presentano quindi
carattere di particolare invasività nel territorio circostante, e non comportano le
problematiche di natura ambientale che caratterizzano la costruzione di una “wind
farm”.
La tabella 3.1 riporta le caratteristiche di alcuni modelli di aerogeneratori di piccola
taglia, fra quelli più diffusi sul mercato, e i livelli di produzione di energia con vento di
media potenza a 5,4 m/s.
Tabella 3.1: caratteristiche tecniche di alcuni aerogeneratori di piccola taglia
Potenza nominale
W (con vento a
12,5 m/s)
Tensione di
esercizio
Vcc
Diametro
rotore m
Peso
kg
Altezza
minima
torre m
400
1.000
3.200
12 – 48
24 – 48
24 – 48
1,15
2,70
4,50
6
30
70
3
9
15
Produzione
mensile con
vento a 5,4 m/s
kWh
38
200
500
(Fonte: Southwest Windpower, USA)
Figure 3.1 e 3.2: Aerogeneratori di piccola taglia a 3 pale.
(Fonte: Southwest Windpower - Garitec.com)
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Allo stato attuale il mercato italiano del minieolico è ancora assai limitato dalla
mancanza di forme di incentivazione adeguate e normative di chiara lettura. A
differenza per esempio di quanto avviene per il fotovoltaico, non è ancora consentita
la connessione alla rete elettrica nazionale in bassa tensione degli impianti eolici di
potenza non superiore a 20 kW, impedendo di fatto lo sviluppo del minieolico
nell’ambito delle forme di incentivazione all’utilizzo delle fonti di energia rinnovabile
previste dalla Legge 133/99. Attualmente gli aerogeneratori di piccola taglia
rappresentano pertanto una valida soluzione esclusivamente negli impieghi di carattere
stand-alone tipici dell’elettrificazione rurale, in particolare per quanto riguarda
l’alimentazione di reti isolate e di impianti di telecomunicazione e telecontrollo, e
l’estrazione di acqua per uso irriguo o per abbeveraggio di bestiame.
Figura 3.3: Aerogeneratore da 1.000 W a 3 pale, in applicazione stand-alone
per la fornitura di energia elettrica a un’azienda agricola.
(Fonte:Southwest Windpower, USA )
4 Lo sviluppo del minieolico in Provincia di Sassari
4.1 Il mercato potenziale
Il territorio della Provincia di Sassari sembra possedere i requisiti necessari per lo
sviluppo del mercato del minieolico, sia per ragioni di tipo climatico, in quanto la
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Sardegna si configura fra le Regioni italiane a più alto potenziale eolico, sia per ragioni
che potremmo definire sociali, perchè la vastità del territorio e la bassa densità di
popolazione delle zone rurali determinano una non capillare elettrificazione pubblica di
tali aree e una conseguente onerosità in termini di tempo e di costi dell’allaccio
dell’utenza elettrica.
Figura 4.1: Mappa europea del vento. La Sardegna e il Meridione (colore giallo
e verde) sono le aree italiane a più alto potenziale eolico.
VELOCITA’ DEL VENTO A 50 MT SUL LIVELLO DEL MARE
Terreno riparato
Spazi aperti
Fascia costiera
Mare aperto
Rilievi
(Fonte: windatlas.dk)
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Pertanto nelle zone rurali con livelli di ventosità adeguati, gli impianti minieolici di tipo
stand-alone si rivelano una valida alternativa all’allaccio elettrico tradizionale, se
consideriamo che buona parte delle utenze si caratterizzano per un consumo elettrico
ridotto legato a necessità di tipo primario (pompaggio idrico, frigorifero, illuminazione)
tipiche di allevamenti e case di villeggiatura anche saltuaria, che può essere garantito
attraverso l’utilizzo di aerogeneratori anche di taglia inferiore a 1 kW di potenza
nominale, di facile installazione e relativamente economici.
Figura 4.2: tipico schema di collegamento di un aerogeneratore di piccola
taglia per impianti stand-alone.
(Fonte: ultraflexgroup.com)
La tabella 4.1 propone un raffronto fra i costi di allaccio di un’utenza elettrica rurale da
3 kW di potenza per uso domestico e i costi di realizzazione di un impianto eolico stand
alone da 400 W di potenza nominale, per la produzione di 38 kWh mensili con vento a
5,4 m/s di media.
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Tabella 4.1: Raffronto fra i costi di allaccio di un’utenza rurale per uso
domestico da 3 kW e l’installazione di un impianto minieolico da 400 W.
Costi fissi allaccio utenza elettrica
rurale(1)
€
Voci di spesa
(iva 20%
esclusa)
Distanza dalla cabina
2
2.600,00
elettrica km
Potenza richiesta kW
3
219,00
Totale costi di allaccio
2.819,00
Avvertenza: il costo relativo alla distanza dalla
cabina elettrica di distribuzione può anche
aumentare notevolmente a seconda del sito
da servire
Costi installazione impianto minieolico
da 400 W(2)
€
Componenti
(iva 10%
esclusa)
Aerogeneratore 400 W
1.250,00
Parco batterie 230 Ah
Inverter sinusoidale
3000 W
Installazione
500,00
1.350,00
Totale costi impianto
3.800,00
700,00
(Fonte: elaborazione su dati ENEL e Prometeo Sistemi, Sassari)
(note: 1: costo minimo allaccio per metro lineare di distanza dalla cabina di distribuzione: € 1,30 + Iva;
costo per kW di potenza richiesto: € 73,11 + Iva. 2: impianto operante in siti con ventosità media di 5,4
m/s, costituito da aerogeneratore da 400 W installato su torre da 3 metri, inverter da 1.000 W e parco
batterie da 230 Ah, per consumi giornalieri di 1,2 kWh o week-end da 2,2 kWh giornalieri)
Come si evince dalla tabella 4.1, l’installazione di un impianto minieolico di servizio ad
un’utenza rurale che utilizzi servizi di base quotidianamente o stagionalmente, non
risulta molto più onerosa dell’allaccio di un contatore elettrico tradizionale. Il divario si
riduce ulteriormente con l’applicazione dell’aliquota IVA, che nel caso dell’impianto
minieolico è del 10% in regime agevolato, contro il 20% dell’allaccio del contatore
elettrico. Da considerare inoltre i costi relativi alla fornitura di energia elettrica, che nel
caso di un consumo di 38 kWh mensili ammontano a circa 176,00 € iva compresa
all’anno, fra costi fissi e variabili. Ad ulteriore vantaggio della scelta di un impianto
minieolico, va detto infine che talvolta i tempi di attesa per un allaccio di contatore
elettrico superano l’anno e più.
4.2 Le normative di riferimento
Se le considerazioni di tipo economico promuovono il ricorso alla fonte minieolica in
alternativa all’approvvigionamento elettrico tradizionale, non altrettanto si può
affermare delle normative nazionali e locali che ne regolamentano l’installazione e
l’utilizzo.
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Il D. Lgs. 387/03 ha inserito la fonte eolica nell’elenco delle fonti energetiche
rinnovabili, e come tale il suo utilizzo è da considerarsi di pubblico interesse e utilità
secondo quanto sancito dalla Legge 10/91. Come già accennato (vedi 1.1) il principale
strumento di incentivazione alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è
stato definito con D. Lgs. 79/1999 (Decreto Bersani) che, emanato in attuazione della
direttiva 92/97/CE, introduce il nuovo meccanismo dei Certificati Verdi. La Delibera n.
6/92 del Comitato Interministeriale Prezzi (Cip 6) fissa le maggiorazioni sui prezzi di
acquisto da parte dello Stato dell’energia elettrica prodotta da “fonti di energia
rinnovabile e assimilate”. Limitatamente agli impianti di generazione elettrica di piccola
taglia, l’articolo 10, comma 7, primo periodo, della legge n. 133/99 prevede che
l’esercizio di impianti che utilizzano fonti rinnovabili di potenza elettrica non superiore a
20 kW, anche collegati alla rete, non è soggetto agli obblighi di cui all’articolo 53,
comma 1, del testo unico approvato con decreto legislativo 26 ottobre 1995, n. 504, e
l’energia consumata, sia autoprodotta che ricevuta in regime di scambio, non è
soggetta all’imposta erariale ed alle relative addizionali sull’energia elettrica. Come si
può notare la normativa di carattere generale contiene i presupposti che
consentirebbero lo sviluppo del mercato dell’eolico di piccola taglia, al pari di quanto
avviene per quello di taglia medio-grande o di altre fonti energetiche rinnovabili, ma
come accennato in precedenza (vedi 3) il legislatore non ha ancora provveduto a
produrre la normativa che disciplina la connessione alla rete elettrica pubblica degli
impianti eolici di potenza non superiore a 20 kW, limitando di fatto lo sviluppo
dell’eolico al solo mercato di taglia medio-grande legato all’ottenimento dei Certificati
Verdi. In mancanza quindi di adeguate forme di incentivazione economica di carattere
nazionale, lo sviluppo del settore passa necessariamente attraverso le iniziative degli
Enti locali, a cui il D. Lgs. 112/98 assegna specifiche competenze in tema di politiche
energetiche: nello specifico alle Regioni sono delegate le funzioni amministrative in
tema di energia, ivi comprese quelle relative alle fonti rinnovabili; agli Enti locali sono
attribuite mansioni amministrative in materia di controllo sul risparmio energetico e
sull’uso razionale dell’energia. In particolare alle Province, nell’ambito delle linee di
indirizzo e coordinamento previste nell’ambito dei piani energetici regionali, è delegata
la redazione e l’adozione di programmi di intervento per la promozione delle fonti
rinnovabili e del risparmio energetico. Tuttavia lo sviluppo dell’eolico in Sardegna è
attualmente sottoposto ai vincoli previsti dall’ art. 8, comma 3 della Legge regionale 25
Novembre 2004 n° 8, che ribadisce i contenuti della Delibera della Giunta regionale 10
Agosto 2004 n° 33/1 nota come “Decreto salvacoste”.
Art. 8, comma 3, L.8/2004: “Fino all’approvazione del Piano Paesaggistico Regionale,
nell’intero territorio regionale, è fatto divieto di realizzare impianti di produzione di
energia da fonte eolica, salvo quelli precedentemente autorizzati, per i quali, alla data
di entrata in vigore della presente legge i relativi lavori abbiano avuto inizio e realizzato
una modificazione irreversibile dello stato dei luoghi. Per gli impianti precedentemente
autorizzati in difetto di valutazione di impatto ambientale, la realizzazione o la
prosecuzione dei lavori, ancorché avviati alla data di entrata in vigore della presente
legge e che, comunque, non abbiano ancora realizzato una modificazione irreversibile
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dello stato dei luoghi, è subordinata alla procedura di valutazione di impatto
ambientale di cui all’articolo 31 della legge regionale n. 1 del 1999 e successive
modifiche ed integrazioni”.
Come si evince dal dettato normativo, parlando di produzione da fonte eolica la Legge
regionale 8/2004 non distingue fra impianti di grande o piccola taglia, connessi o meno
alla rete elettrica pubblica, di grande impatto ambientale o compatibili con la tipologia
del territorio. In mancanza quindi di norme specifiche per il minieolico, non è chiaro
quale documentazione debba produrre all’amministrazione comunale di appartenenza
l’utente intenzionato ad installare su un proprio fondo un impianto minieolico standalone, del tipo riportato a titolo di esempio nella tabella 4.1. Considerando quindi
l’attuale regime di vacatio normativa, il ricorso a piccoli aerogeneratori per applicazioni
stand-alone, soprattutto della taglia installata su torri da 3 a 9 metri, di impatto
ambientale scarso o nullo, è demandato di fatto e colpevolmente alla libera iniziativa
dell’utente, al di fuori da qualunque regolamentazione.
Figura 4.3: Aerogeneratore da 400 W a 3 pale, per l’alimentazione di un
prefabbricato in legno in combinazione con un impianto fotovoltaico. Si può
notare la dimensione contenuta del rotore, 1,2 metri di diametro, e
l’installazione a 3 metri di altezza su palo da 1,25 pollici.
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
4.3 Le applicazioni pratiche del minieolico in Provincia di Sassari
Come precedentemente accennato (vedi 4.1), la vastità del territorio provinciale e la
bassa densità di popolazione delle zone rurali, che determinano una non capillare
elettrificazione pubblica di tali aree e una conseguente onerosità in termini di tempo e
di costi dell’allaccio dell’utenza elettrica, rendono particolarmente pratico il ricorso al
minieolico di tipo stand-alone, attualmente l’unico utilizzo possibile di questo tipo di
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apparecchiature in attesa che ne venga consentito il collegamento alla rete elettrica
pubblica (vedi 3). Di seguito verranno analizzati 3 esempi di applicazione di
aerogeneratori di piccola taglia in impianti stand-alone.
4.3.1 Estrazione di acqua per usi irrigui
Il fabbisogno idrico in agricoltura dipende dall'estensione delle superfici irrigabili, dalle
caratteristiche climatiche e ambientali, dalla tipologia colturale, dalle tecnologie di
distribuzione utilizzate. L’approvvigionamento tradizionale attraverso gli Enti distributori
preposti può tuttavia risentire di restrizioni e razionamenti nei periodi di siccità, mentre
l’utilizzo di fonti o pozzi privati attraverso pompe di estrazione richiede la disponibilità
di energia elettrica fornita molto spesso, dove manca una linea elettrica di
distribuzione, da gruppi elettrogeni a benzina o a gasolio.
Figura 4.4: Irrigazione di un fondo agricolo.
(Fonte: Coldiretti)
L’utilizzo di un aerogeneratore di piccola taglia costituisce spesso un’eccellente
soluzione per l’approvvigionamento idrico del singolo fondo agricolo situato in zona
mediamente ventilata.
Nell’esempio che segue si analizza il caso di una piccola azienda vitivinicola con 4.000
piante di uva vermentino nella zona di Fertilia (SS). L’attività di irrigazione mediante
impianto a goccia si concentra nei mesi di Luglio e Agosto con un fabbisogno di 48 m3
d’acqua/giorno per 4 giorni/anno.
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Tabella 4.2: fabbisogno idrico per irrigazione di un’azienda vitivinicola con
4.000 piante di uva vermentino in territorio di Fertilia (SS).
n° piante
(viti)
4.000
Fabbisogno litri/pianta
per turno di
irrigazione
12
totale
litri/turno
n°
turni/anno
totale
litri/anno
48.000
4
192.000
(Fonte: elaborazione su dati Prometeo Sistemi, Sassari)
L’azienda è attualmente dotata di un gruppo elettrogeno diesel (DGS) da 14 kW (17,6
kVA) che alimenta una pompa sommersa da 4 CV (3 kW) a 380 Volt per l’estrazione di
acqua da un pozzo realizzato all’interno del fondo agricolo. L’azienda è dotata di una
cisterna idrica di accumulo in calcestruzzo da 50 m3. La capacità di estrazione della
pompa, con prevalenza di 60 metri, è di 8.600 litri/ora, sufficiente a garantire la
portata d’acqua necessaria all’irrigazione programmata del fondo. Inoltre il gruppo
elettrogeno provvede anche ad alimentare un parco batterie di accumulo da 460 Ah a
24 Volt che attraverso un inverter da 1.500 W fornisce energia elettrica a servizi quali
frigorifero, illuminazione e attrezzatura elettrica a 220 Volt, quando il DGS non è in
funzione. Complessivamente il funzionamento del gruppo elettrogeno, considerando i
turni di irrigazione programmati e la fornitura di energia alle altre utenze, è calcolato in
circa 400 ore/anno. La tabella 4.3 riporta i costi relativi all’utilizzo e alla manutenzione
annuali del gruppo elettrogeno.
Tabella 4.3: Consumi e costi di manutenzione di un DGS da 14 kW 5.
Potenza
DGS kW
Costo DGS
€
Consumo
carburante
litri/h
Consumo
carburante
litri/anno
14 (17,6
kVA)
5.200,001
3,362
1.0753
Costo
totale
carburante
€/anno
1.236,004
Costo annuale
manutenzione
€
250,005
(Fonte: elaborazione su dati Prometeo Sistemi, Sassari )
(note: 1: prezzo iva 20% inclusa. 2: consumo riferito a ¾ di carico. 3: consumo stimato per 400 ore di
funzionamento/anno a carico variabile. 4: prezzo gasolio €/litro 1,15 escluso il trasporto. 5: n° 1
manutenzione/anno comprensiva di parti di ricambio e mano d’opera iva inclusa . 6: non è stata calcolata
l’accisa per la produzione di energia elettrica prevista per generatori di potenza superiore a 1 kW)
Il ricorso al gruppo elettrogeno è stato ritenuto più pratico rispetto al tradizionale
allaccio elettrico per uso agricolo, sia per i costi stessi dell’allaccio, quantificati dall’Ente
fornitore in € 3.400,00 circa, sia soprattutto per i tempi di attesa non specificati.
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Le necessità del fondo agricolo in termini di approvvigionamento idrico ed elettrico in
base ai dati sopra riportati e considerando il buon grado di ventosità media del sito,
possono essere soddisfatte anche attraverso l’utilizzo di un aerogeneratore da 1 kW di
potenza nominale, del tipo sviluppato appositamente per l’alimentazione diretta a 220
Volt di una pompa sommersa per estrazione acqua. Per tale servizio non è necessario
dotare l’impianto di un parco accumulatori di supporto, perchè l’aerogeneratore
alimenta direttamente la pompa sommersa quando si raggiunge il livello minimo di
ventosità di 2,5 m/s. In abbinamento con una specifica pompa da 1 CV (750 W), ad
una prevalenza di 65 metri l’aerogeneratore permette lo stoccaggio in cisterna di circa
2.400 litri d’acqua/ora con vento a 10,5 metri al secondo, il che equivale a 48.000 litri
d’acqua, necessari al turno di irrigazione programmata del fondo agricolo, in circa 20
ore di funzionamento.
Tabella 4.4: Caratteristiche tecniche di un aerogeneratore da 1 kW per
pompaggio acqua.
Potenza
nominale
W ( vento a
10,5 m/s)
Tensione
di
esercizio
Vca
Diametro
rotore m
Peso
kg
Altezza
minima
torre m
Produzione
energia/mese
vento a 5,4
m/s kWh
1.000
220
3,0
30
9
200
Produzione
litri/ora
vento 10,5
m/s
prevalenza
pompa 65 m
2.400
(Fonte: Southwest Windpower, USA)
Considerando inoltre che l’irrigazione del fondo agricolo è concentrata in 4 turni l’anno,
l’aerogeneratore dovrebbe essere in grado di soddisfare abbondantemente i consumi
dei restanti carichi elettrici presenti nel fondo, mantenendo costantemente in carica il
parco batterie di accumulo attualmente in servizio, capace di erogare , in termini di
consumo, fino a 8,5 kWh a 220 Vca attraverso l’inverter da 1.500 W in dotazione. La
tabella 4.5 propone un confronto economico fra i due sistemi di generazione elettrica e
un potenziale allaccio di contatore elettrico tradizionale da 1,5 kW. Sulla base dei dati
relativi ai consumi del fondo agricolo preso in esame, si può ipotizzare un consumo
energetico di circa 450 kWh/anno (di cui 60 kWh assorbiti in 80 ore di funzionamento
da una pompa sommersa da 0,75 kW per l’estrazione del fabbisogno idrico annuale
necessario all’irrigazione, e mediamente 1 – 1,2 kWh/g per i carichi secondari).
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Tabella 4.5: Raffronto economico fra sistemi di produzione di energia elettrica
per fondo agricolo.
Costi1
Costo generatore €
Costo installazione €
Costo allaccio €
Costo parco accumulatori per utenze
secondarie 460 Ah €
Costo inverter 1.500 W €
Costo carburante €/anno
Costo consumi kWh €/anno
Costo manutenzione €/anno
Costi fissi €/anno
Produzione CO2 kg/anno
(Fonte: ns. elaborazione)
Aerogeneratore 1
kW
3.800,00
2.000,00
DGS 14
kW
5.200,00
0
Contatore 1,5
kW
0
1.600,00
1.600,00
0
510,00
0
510,00
1.236,00
0
4
5
0
0
250,00
6
2.795
3.400,002
58,503
86,123
2126
(note: 1: comprensivi di iva 20%. All’aerogeneratore è applicata aliquota iva agevolata al 10%. 2: dato
riferito da proprietario fondo. 3: 450 kWh/anno con tariffa elettrica Enel BV1, c€ 13/kWh iva compresa,
potenza richiesta 1,5 kW. 4: manutenzione non programmabile. Ispezione visiva annuale a tiranti e
fissaggi. 5: n° 1 manutenzione/anno comprensiva di parti di ricambio e mano d’opera iva inclusa. 6:
emissioni mix elettrico italiano: 0,53 kgCO2/kWh. Emissioni da combustione gasolio: 2,60 kgCO2/litro)
Dal raffronto dei dati riportati in tabella risultano evidenti i vantaggi economici derivanti
dalla scelta dell’aerogeneratore in luogo del gruppo elettrogeno a gasolio, che tuttavia,
va detto, è un modello sicuramente sovradimensionato rispetto alle attuali esigenze
energetiche del fondo agricolo, per le quali sarebbe sufficiente un gruppo elettrogeno
da 6 kW (7,5 kVA). Rispetto al tradizionale allaccio elettrico, la convenienza
dell’aerogeneratore si basa quasi esclusivamente sul raffronto con i costi e i tempi dell’
allaccio, considerando la scarsa incidenza del consumo elettrico attuale.
Figura 4.5: Aerogeneratore da 1 kW per estrazione acqua.
(Fonte: Southwest Windpower, USA)
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4.3.2 Alimentazione elettrica di un piccolo allevamento ovino
In Sardegna vengono allevati circa 2,8 milioni di capi ovini, corrispondenti al 70%
dell’intero patrimonio ovino italiano. Con una concentrazione di circa 970 mila capi
suddivisi in 219 unità di media per azienda, la Provincia di Sassari è la prima in
Sardegna come numero di capi allevati nel proprio territorio e come dimensione media
aziendale.
Tabella 4.6: Patrimonio ovino sardo
Province
Cagliari
Nuoro
Oristano
Sassari
Totale Sardegna
N° aziende
2.845
4.704
2.491
4.438
14.478
N° capi/azienda
190
185
171
219
194
N° capi totali
541.227
871.674
425.021
970.741
2.808.713
(Fonte: Ersat)
Molti allevamenti non sono serviti dalla rete elettrica tradizionale ed è diffuso il ricorso
a gruppi elettrogeni per l’alimentazione dei servizi primari, quali frigorifero, pompe
sommerse e illuminazione, ma anche per la gestione di piccoli impianti di mungitura e
potabilizzazione acqua.
L’esempio che segue riguarda un azienda con 150 capi ovini operante nella Nurra, non
servita dalla rete elettrica e dotata di un gruppo elettrogeno diesel (DGS) da 6 kW (7,5
kVA) a 220 V per l’alimentazione dei servizi primari e di un piccolo impianto di
mungitura a 12 poste utilizzato da Novembre a Maggio per la produzione di circa 250300 litri di latte al giorno. Nella tabella 4.7 sono riportati i consumi elettrici nei diversi
periodi dell’anno.
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Tabella 4.7: Consumo elettrico di un allevamento ovino da 150 capi nei diversi
periodi dell’anno.
n°
carichi
Potenza W
1
1
2
2
1
pompa pozzo
frigorifero
lampada
lampada
TV-radio
carico
1 sporadico
ciclo
1 mungitura
Totale consumo/giorno
Totale consumo/mese
250
100
21
11
50
Periodo NovembreMaggio
Consumo
Utilizzo h
Wh/g
0,8
200
24
800
2
84
3
66
2
100
Periodo
Giugno-Ottobre
Utilizzo h
Consumo Wh/g
0,8
24
0,5
2
2
200
800
21
44
100
1.000
0,8
800
0,5
500
2.500
0,5
kWh
kWh
1.250
3,25
97,50
0
kWh
kWh
0
1,67
50,10
(Fonte: ns. elaborazione)
Il gruppo elettrogeno è anche dotato di uscita 24 Vcc per la ricarica di un parco
batterie di accumulo da 320 Ah a 24 Volt, che attraverso un inverter da 1.500 W/220 V
fornisce energia elettrica ai servizi primari quando il DGS non è in funzione.
Complessivamente il gruppo elettrogeno viene attivato per circa 2 ore/giorno nel
periodo di mungitura e per circa 3 ore a giorni alterni nel resto dell’anno,
essenzialmente come funzione carica batterie, per un totale di circa 645 ore/anno. La
tabella 4.8 riporta i costi relativi all’utilizzo e alla manutenzione annuali del gruppo
elettrogeno.
Tabella 4.8: Consumi e costi di manutenzione di un DGS da 6 kW 5.
Potenza
DGS kW
Costo DGS
€
Consumo
carburante
litri/h
Consumo
carburante
litri/anno
6 (7,5 kVA)
1.750,001
1,72
8773
Costo
totale
carburante
€/anno
1.008,504
Costo annuale
manutenzione
€
230,005
(Fonte: elaborazione su dati Prometeo Sistemi, Sassari )
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(note: 1: prezzo iva 20% inclusa. 2: consumo riferito a ¾ di carico. 3: consumo stimato per
645 ore/anno di funzionamento/anno a carico variabile. 4: prezzo gasolio €/litro 1,15 escluso il
trasporto. 5: n° 1 manutenzione/anno comprensiva di parti di ricambio e mano d’opera iva
inclusa. 6: non è stata calcolata l’accisa per la produzione di energia elettrica prevista per
generatori di potenza superiore a 1 kW)
Come si può notare dai dati riportati nella tabella 4.7, nel periodo di mungitura il
consumo giornaliero di energia è circa il doppio rispetto al restante periodo dell’anno.
Si può notare inoltre che i 2/3 del consumo totale nel periodo di mungitura è costituito
dall’utilizzo della pompa sommersa, del carico sporadico e dei macchinari impegnati nel
ciclo di mungitura (pompa latte, pompa vuoto, compressore), il cui funzionamento è
contestuale per circa 1 ora di tempo. In effetti il gruppo elettrogeno svolge due
differenti funzioni: esso alimenta direttamente i carichi ad alta potenza che
caratterizzano il momento della mungitura, provvedendo contemporaneamente nei
tempi indicati, a fornire un supporto di carica al parco batterie, che attraverso l’inverter
da 1.500 W alimenta il residuo consumo a bassa potenza rappresentato dai servizi
primari. In tal modo l’utilizzo del gruppo elettrogeno è programmato e limitato nel
tempo, consentendone uno sfruttamento più razionale ed economico.
Le caratteristiche di ventosità del sito in cui l’azienda opera consentono l’applicazione
all’impianto di generazione elettrica di un aerogeneratore da 400 W di potenza
nominale erogati a 24 V, da destinare al mantenimento in carica del parco batterie.
Tale apparecchio infatti è in grado di produrre e accumulare nel parco batterie la
quantità di energia consumata giornalmente per i servizi primari (1,7 kWh) in circa 7
ore di vento a 10 m/s.
Tabella 4.9: Caratteristiche tecniche di un aerogeneratore da 400 W a 24 Vcc.
Potenza
nominale W
( vento a
12,5 m/s)
400
Tensione
di
esercizio
Vcc
24
Diametro
rotore m
Peso
kg
Altezza
minima
torre m
1,15
6
3
Produzione
corrente con
vento a 10,2
m/s Ah
10
Produzione
energia/mese
vento a 5,4
m/s kWh
38
(Fonte: Southwest Windpower, USA)
L’applicazione dell’ aerogeneratore consentirebbe di limitare l’impiego del gruppo
elettrogeno alla sola fase della mungitura (durante la quale comunque è attiva anche la
funzione di carica batterie) e agli interventi di emergenza nel caso di prolungati
momenti di scarsa o assente ventosità, riducendo le ore di funzionamento del DGS a
circa 260 ore/anno, considerando una ventosità media del sito di 5,4 m/s. La tabella
4.10 analizza i consumi del DGS con e senza l’abbinamento dell’aerogeneratore.
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Tabella 4.10: Ore di accensione e costi di gestione annuali di un gruppo
elettrogeno a gasolio con e senza il supporto di un aerogeneratore da 400
W.
Gruppo elettrogeno (DGS) da 6 kW (7,5 kVA)
Funzionamento
ore/anno
Consumo
gasolio
litri/anno
Consumo
gasolio €/anno
Produzione
CO2 t/anno3
2601
3532
406,00
0,9
645
8772
1.008,50
2,3
Con
aerogeneratore
Senza
aerogeneratore
(Fonte: ns. elaborazione)
(note: 1: numero di ore ottenute considerando l’accensione del DGS in funzione di supporto carica batterie
per 10 ore totali nel periodo di mungitura e 8 ore/mese nel restante periodo. 2: consumo riferito alle
ore/anno di utilizzo a ¾ di carico. 3: Emissioni da combustione gasolio: 2,60 kgCO2/litro. 4: non è stata
calcolata l’accisa per la produzione di energia elettrica prevista per generatori di potenza
superiore a 1 kW)
Come si può notare l’utilizzo della generazione mista eolico/gasolio comporta un
notevole risparmio di carburante, per complessivi € 600,00, cioè poco meno della metà
dell’investimento necessario all’acquisto e all’installazione di un aerogeneratore della
tipologia indicata, quantificabile in € 1.650,00 Iva compresa.
Da considerare infine come fonte di generazione elettrica alternativa il tradizionale
allaccio alla rete pubblica da almeno 4 kW di potenza. La tabella 4.11 analizza i costi
fissi e variabili di una fornitura di energia elettrica tradizionale per i consumi aziendali
riportati in tabella 4.7, ipotizzando un costo fisso di allaccio determinato da una
distanza di 2 km dalla cabina di distribuzione.
Tabella 4.11: Costi approvvigionamento elettrico da allaccio tradizionale di
rete.
Costi allaccio €1
4
3.471,00
Consumo
kWh/anno
903
Costi annuali €2
Costi fissi
222,80
Consumi
Produzione
CO2 t/anno3
126,50
0,5
(Fonte: ns. elaborazione)
(note: 1: costo minimo allaccio per metro lineare di distanza dalla cabina di distribuzione: € 1,30 + Iva;
costo per kW di potenza richiesto: € 73,11 + Iva. 2: dato tariffa elettrica Enel BV1 per 903 kWh/anno,
potenza richiesta 4 kW, comprensivi di iva 20%. 3: emissioni mix elettrico italiano: 0,53 kgCO2/kWh. 4: iva
20% inclusa)
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Come si evince dai dati riportati in tabella, i costi di allaccio dell’utenza elettrica
costituiscono una voce di spesa importante, spesso decisiva nella scelta delle diverse
fonti energetiche a disposizione dell’utente. L’esempio di generazione mista
eolico/gasolio analizzato nel presente paragrafo costituisce per economia e praticità,
una valida alternativa all’allaccio elettrico tradizionale, la cui disponibilità è spesso
soggetta a tempi di attesa molto lunghi, tipici dell’elettrificazione rurale.
La tabella 4.12 riassume i dati esposti nel paragrafo relativi ai costi fissi e di
generazione elettrica delle diverse fonti, per meglio valutarne caratteristiche e
convenienza.
Tabella 4.12: Raffronto economico fra sistemi di produzione di energia
elettrica1
Utenza elettrica
tradizionale
DGS 6 kW
DGS 6 kW +
Aerogeneratore
400 W
Costi annuali €
Costi
allaccio €
Consumo
kWh/anno
Costi fissi
Consumi
Produzione
CO2 t/anno
3.471,00
903
222,80
126,50
0,5
Costo
generatore
€
Produzione
kWh/anno
manutenzione
Consumi
Produzione
CO2 t/anno
1.750,00
903
230,00
1.008,50
2,3
Costo
generatori
€
Produzione
kWh/anno
manutenzione
Consumi
Produzione
CO2 t/anno
3.400,002
903
230,00
406,00
0,9
Costi annuali €
Costi annuali €
(Fonte: ns. elaborazione)
(note: 1: importi iva compresa. 2: Costo aerogeneratore: € 1.375,00 Iva 10% inclusa, costo installazione
275,00 iva 10% inclusa.)
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4.3.3 Alimentazione di una casa rurale per uso saltuario
La vocazione agricola che fu propria del territorio di Sassari comporta tutt’oggi la
presenza nell’agro di numerose case rurali utilizzate in maniera saltuaria, come
appoggio alla coltivazione di piccoli appezzamenti per autoconsumo, o come luogo di
villeggiatura nel week-end soprattutto con l’avvento della bella stagione.
Il fabbisogno elettrico si discosta di poco dal consumo di una normale abitazione,
considerando l’utilizzo di elettrodomestici quali frigorifero-congelatore, televisore, radio,
lettori DVD e CD, asciugacapelli, forno elettrico, elettro-utensili per lavori saltuari; e in
più: illuminazione, pompa sommersa per il pozzo e autoclave per la distribuzione
dell’acqua nell’edificio.
La tabella 4.13 propone un’ipotesi di consumo giornaliero di una casa di campagna
dotata di pozzo con prevalenza di 50 metri e cisterna di accumulo da 1 m3 per uso
sanitario.
Tabella 4.13: consumi giornalieri di una casa in campagna per uso saltuario.
n°
1
1
4
2
1
1
1
1
1
1
Consumo totale
kWh/g
carichi
pompa pozzo1
autoclave
lampada
lampada
TV
radio
lettore cd-dvd
frigorifero 350 l2
congelatore 300 l2
elettroutensili
Potenza W
250
370
11
18
50
20
80
100
100
800
Utilizzo h
1,5
1
5
5
5
3
2
24
24
0,5
Consumo Wh/g
375
370
220
180
250
60
160
800
800
400
3,6
(note: 1: prevalenza 50 metri, portata pompa 0,3 m3/ora. 2: funzionamento compressore: 20 min/ora)
Se consideriamo un utilizzo della struttura concentrato nei 2 giorni del week-end, il
consumo settimanale di energia elettrica ammonta quindi a complessivi 7,2 kWh,
equivalenti a 28,8 kWh mensili. In base alla struttura dei consumi un impianto
minieolico di tipo stand-alone può costituire una valida alternativa al tradizionale
allaccio alla rete elettrica. In siti interessati da una ventosità media di 5,4 m/s un
aerogeneratore da 400 Watt può infatti fornire fino a 38 kWh al mese, con picchi di
produzione di 0,4 kWh con vento a 12,5 m/s.
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Tabella 4.14: Caratteristiche tecniche di un aerogeneratore da 400 W a 24 Vcc
Potenza
nominale W
( vento a
12,5 m/s)
400
Tensione
di
esercizio
Vcc
24
Diametro
rotore m
Peso
kg
Altezza
minima
torre m
1,15
6
3
Produzione
corrente con
vento a 5,4
m/s Ah
2,2
Produzione
energia/mese
vento a 5,4
m/s kWh
38
(Fonte: Southwest Windpower, USA)
L’energia prodotta dall’aerogeneratore nell’arco della settimana ed accumulata in un
apposito parco batterie da 450 Ah è quindi sufficiente a soddisfare i consumi elettrici
concentrati nei 2 giorni del week-end. La tensione di esercizio a 220 Vca è erogata da
un inverter ad onda sinusoidale pura da 1.500 W, adatto sia per apparecchiature
elettriche dotate di condensatori, sia per tutti gli altri elettrodomestici. Con una corretta
gestione del fattore contemporaneità nell’utilizzo dei carichi di maggiore potenza
(pompa pozzo, autoclave, carichi sporadici), l’inverter da 1.500 W è sufficiente ad
erogare l’energia elettrica di cui l’utenza necessita. Nella tabella 4.15 sono riportati
caratteristiche e costi delle apparecchiature che compongono l’impianto di tipo standalone considerato
Tabella 4.15: Dimensionamento impianto eolico stand-alone
Componenti
Potenza
W
Aerogeneratore
Inverter
sin.pura
Tensione
Vcc/ca
400
24 Vcc
1.500
In 24 Vcc – out
220 Vca
Parco batterie
Installazione impianto
Totale impianto
24 Vcc
Corrente Ah
2,2 (vento 5,4
m/s)
20 (vento 12,5
m/s)
Costo
€1
1.375,00
760,00
450
840,00
770,00
3.745,00
(note: 1: prezzi comprensivi di iva 10%)
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Figura 4.6: Aerogeneratore da 400 W a 3 pale, per l’alimentazione di un’
abitazione privata nell’agro di Sassari, in combinazione con un campo
fotovoltaico da 1,2 kWp. L’impianto, di tipo stand-alone, eroga fino a 5 kWh
giornalieri.
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
Come si evince dai dati riportati nella tabella 4.15, il ricorso alla fonte eolica per
soddisfare le esigenze di consumo della fattispecie presa in esame, non comporta
investimenti particolarmente elevati, specie se confrontati con i costi derivanti
dall’allaccio di un utenza elettrica tradizionale che si trovi a una certa distanza dalla
cabina elettrica di distribuzione, come nei casi analizzati nei precedenti paragrafi.
5 Conclusioni
Il capitolo 4 ha ben evidenziato i vantaggi derivanti dallo sfruttamento dell’energia
eolica mediante aerogeneratori di piccola taglia. Prima di tutto la praticità d’uso:
l’installazione non presenta particolari difficoltà tecniche grazie alle contenute
dimensioni delle apparecchiature e alle altezze d’esercizio relativamente modeste (vedi
tabella 3.1). Inoltre vantaggi di natura economica: dove non è capillare la presenza
della rete elettrica pubblica i soli costi di allaccio di un’utenza elettrica possono risultare
maggiori dell’investimento necessario all’acquisto e all’utilizzo di un aerogeneratore di
potenza adeguata. Infine vantaggi di natura ambientale: l’energia prodotta da fonte
eolica non comporta emissioni di CO2 nocive per l’ambiente.
Tuttavia l’utilizzo del cosiddetto “minieolico” non ha ancora conosciuto una diffusione di
massa adeguata alle sue enormi potenzialità.
Le cause sono principalmente di ordine culturale: le politiche di incentivazione
all’utilizzo delle energie rinnovabili hanno finora trascurato di promuovere un’ idea di
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sfruttamento dell’energia eolica che vada oltre il fenomeno delle grandi “wind-farm”, e
che consenta, attraverso il minieolico appunto, di soddisfare il fabbisogno energetico
individuale con strumenti versatili e scarsamente invasivi nei confronti dell’ambiente.
Infine fattori di ordine economico: come già accennato nel capitolo 3, a differenza di
quanto avviene per il solare fotovoltaico non è attualmente consentito lo sfruttamento
degli impianti eolici di potenza non superiore a 20 kW in applicazioni di tipo gridconnected. Considerando la versatilità e la capacità produttiva degli aerogeneratori di
piccola taglia, è assai probabile che l’accesso agli incentivi economici previsti dalla
legge per questo tipo di applicazioni (vedi capitolo 4.2) costituirà l’elemento decisivo
per il definitivo sviluppo del mercato del minieolico. In attesa che le lacune normative
vengano colmate, l’Enel Greenpower sta attualmente sviluppando un aerogeneratore
da 20 kW di potenza per la connessione alla rete elettrica pubblica, il Miniwind E-20. Si
tratta di un generatore a 3 pale del peso di 400 kg, da installare ad un’altezza standard
di 18 metri. E’ probabile che con l’introduzione sul mercato dell’apparecchiatura
prodotta dal colosso energetico, il legislatore decida di colmare le lacune normative che
fino ad oggi hanno fortemente rallentato lo sviluppo del settore.
Figura 4.7: Aerogeneratore Miniwind E-20 da 20 kW , per applicazioni gridconnected
.
(Fonte: Enel Greenpower)
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WEBGRAFIA
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http://www.aspoitalia.net
www.energia-eolica.it
http://www.tecnosolare.it/eolico.htm
Lega Ambiente
“Impianti eolici in Italia : obbiettivi di sviluppo e di integrazione nel paesaggio”.
[6] Politiche di sostenibilità DS
“ Dossier : Lo sviluppo dell’eolico in Italia”.
[7] www.windatlas.dk
[8] www.ewea.org
[9] http://www.grtn.it/ita/index.asp
[10] GRTN
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[11] Regione Autonoma della Sardegna
“Linee di indirizzo e coordinamento per la realizzazione dei parchi eolici in Sardegna”.
[12] ADICONSUM
“Energia eolica dal vento”
[13] http://www.la220.it/energiazzurra/main.php
[14] APER
“Progetto RES & RUE DISSIMINATION”
[15] http://80.19.180.98/ambiente/index.asp
OPERATORI ISTITUZIONALI
AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Piazza Cavour, 5 - 20121 Milano
tel: 02 655651 (centralino) - fax: 02 65565222 / 02 65565266
www.autorita.energia.it
GESTORE RETE DI TRASMISSIONE NAZIONALE (G.R.T.N.)
Viale Maresciallo Pilsudski, 92 – 00197 Roma
tel: 06 8165 1 - fax: 06 8165 4392
www.grtn.it
MINISTERO DELL’AMBIENTE
Via Cristoforo Colombo, 44 – 00154 Roma
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tel: 06 57221
www.minambiente.it
MINISTERO DELLE ATTIVITA’ PRODUTTIVE
Servizio Risparmio Energetico e Fonti Rinnovabili
Via Molise, 2 - 00187 Roma
tel: 06 47051 (centralino) - 4705 2023
www.minindustria.it
ASSOCIAZIONI ED ENTI
Associazione Produttori Energia da Fonti Rinnovabili (A.P.E.R.)
Piazzale R. Morandi, 2 – 20121 Milano
tel: 02 76319199 - fax: 02 76397608
www.aper.it
ISES ITALIA
Sezione dell’International Solar Energy Society
Via Tommaso Grossi, 6 - 00184 Roma
tel:0677073610-0677073611 - fax: 0677073612
www.isesitalia.it
EWEA
European Wind Energy Association
Rue du Trone 26 - B-1000 Brussels
Belgium
tel: +32 2 546 1940 - fax: +32 2 546 1944
www.ewea.org
ENEA - Divisione Fonti Rinnovabili
Via Anguillarese, 301 – 00060 S. Maria di Galeria (RM)
tel: 06 30481
www.enea.it
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