CORSO DI FORMAZIONE ANEV
PRIMO LIVELLO
“EOLICO DI BASE: TECNICA, NORMATIVA ,
AMBIENTE ED ESPERIENZA SUL CAMPO”
Chi semina vento raccoglie formazione
ROMA 5-8 giugno 2012
Economicità dell’ intervento
• Conoscere l’economicità per un investimento in impianto
eolico e le correlazioni esistenti con l’occupazione e lo
sviluppo di tecnologie innovative
• Presentazione di una case history
Intervento di : Ing. Paolo Tabarelli De Fatis
( FRI-EL Green Power S.p.A.)
Roma, 7 giugno 2012
IL SETTORE EOLICO
3
Composizione del mix medio nazionale utilizzato per la
produzione dell'energia elettrica immessa nel sistema elettrico
italiano nel 2010 ( 330,5 TWh) e nel 2011 ( ca. 344,0 TWh).
MIX 2010
MIX 2011
FONTI RINNOVABILI
= PRODUZIONE NAZIONALE + IMPORTAZIONE
Fonte: GSE maggio 2012
4
Produzione GWh da fonti rinnovabili in Italia
2000 – 2011
fonte: Rapporto GSE ottobre 2011+ stime per 2011 ed. marzo 2012
5
Produzione GWh da fonti rinnovabili in Italia
2000 – 2011
2000
Eolico
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
563
1.179
1.404
1.458
1.847
2.343
2.971
4.035
4.861
6.543
9.126 10.140
6
5
4
5
4
4
2
39
193
676
1.906 10.730
Bioenergie
1.906
2.587
3.423
3.587
4.499
4.845
5.286
5.441
5.967
7.557
9.440 11.320
Geotermico
4.705
4.506
4.662
5.341
5.437
5.325
5.528
5.569
5.520
5.342
5.376
Fotovoltaico
5.650
Idroelettrico
44.205 46.810 39.519 36.670 42.338 36.067 36.994 32.815 41.623 49.137 51.117 46.350
Totale FER
51.386 55.087 49.012 47.061 54.125 48.584 50.781 47.899 58.164 69.255 76.964 84.190
fonte: Rapporto GSE ottobre 2011+ stime per 2011 ed. marzo 2012
6
POTENZA in MW
degli impianti eolici installati in Italia
2004 – 2011
fonte: ANEV
7
PRODUZIONE in GWh
di energia da impianti eolici in Italia
2000 – 2011
fonte: GSE rapporto 2010+stime 2011 ed.marzo 2012
8
Trend della potenza installata a livello mondiale MW
( fonte: World Wind Energy Report 2010, ed.aprile 2011)
Previsioni della potenza installata a livello mondiale 2007-2030
( fonte: “Global Wind Energy Outlook” 2010, GWEC,ed.ottobre 2010)
Previsioni della potenza installata nelle varie aree:
advanced scenario
( fonte: “Global Wind Energy Outlook” 2010, GWEC,ed.ottobre 2010)
I DIVERSI SOGGETTI COINVOLTI
NEL MERCATO EOLICO
E
LE VARIE FASI
DI REALIZZAZIONE
DI UN PARCO EOLICO
12
ATTORI DEL MERCATO EOLICO
 Regioni, provincie e comuni
 Agenzie energetiche
 Associazioni di categoria
 Banche
Developer
impianti
 Sviluppo siti
 Società di
consulenza
 Campagne
anemologiche
 Rilevazioni
topografiche
Produttori
aereo
generatori
 Produttori
turbine
 Materiali elettrici
 Opere civili
 Opere elettriche
 Torri
 Trasporti
Produttori
energia
 Utilities
 Società
private
 Società
pubbliche
 Trader
energia
Consumatori
energia
 Trader energia
 Clienti finali
(imprese)
 Distributori locali
13
Fase 1: Valutazione preliminare del sito:
definita anche
Fase di macrositing (analisi preliminare) del territorio in esame
•
•
•
•
•
•
LOCALIZZAZIONE AREA LIBERA DA VINCOLI AMBIENTALI E D’USO
VERIFICA ANEMOMETRICA
DEFINIZIONE LAYOUT , TENENDO CONTO DEI VINCOLI NORMATIVI
SCELTA MODELLI AEROGENERATORI
INDAGINI GEOLOGICHE E SONDAGGI TERRENO
STUDIO IMPATTO SUL TERRITORIO ( SUONO,FAUNA,FLORA ECC.)
Le fasi di individuazione e di qualificazione anemologica del sito
hanno un’elevata importanza economica
“ La vena fluida è proporzionale al cubo della velocità del vento:
se questa raddoppia, l’energia elettrica ottenibile aumenta di ben otto volte!”
(fonte: Vie del Vento 2010 , cap.6)
14
LA LOCALIZZAZIONE DEL SITO
Fonte: GSE rapporto statistiche 2011
LA LOCALIZZAZIONE DEL SITO
EOLICO IN ITALIA: INSTALLATO E POTENZIALE
Fonte: ANEV 2012
16
LA LOCALIZZAZIONE DEL SITO
 PAN Piano d’Azione nazionale
per le Energie Rinnovabili - 30 giugno 2010
 BURDEN SHARING- 15 marzo 2012
Obiettivi Regionali FER ( non suddivisi per fonte
elettrica)
 PIANI D’AZIONE REGIONALI
(suddivisione obiettivi per risorse FER)
17
OBIETTIVI PAN
FER-E al 2020 = 26,39 %
18
Sviluppo regionale delle FER-E al 2020 rispetto
all'anno iniziale di riferimento ( fonte: Burden Sharing 15 marzo 2012 , ktep → GWh)
Consumi Fer-E
Consumi Fer-E
Anno iniziale
2020
di riferimento *
[GWh]
1349
837
2152
2175
[GWh]
2128
2721
4001
4792
[GWh]
779
1884
1849
2617
[%]
58
224
86
120
2512
4652
2140
86
1733
1303
372
11549
698
628
6990
2849
1477
1779
2477
3687
675
12677
1558
1477
8513
9827
4873
6792
744
2384
302
1128
861
849
1524
6978
3396
5013
43
183
81
10
125
135
22
244
231
282
TAA-Bolzano
TAA-Trento
Toscana
Umbria
4733
4303
6466
1547
4664
4140
8943
2128
-70
-163
2477
582
-1
-4
38
37
Valle d'Aosta
Veneto
Totale
2966
4152
62569
2791
4210
97727
-174
58
35157
-6
30
30
Regioni
Abruzzo
Basilicata
Calabria
Campania
Emilia Romagna
Friuli V. Giulia
Lazio
Liguria
Lombardia
Marche
Molise
Piemonte
Puglia
Sardegna
Sicilia
Incremento
*Anno di riferimento consumi elettrici. Media periodo 2006 – 2010 [fonte Terna]
19
Basilicata: Previsione potenza installata da eolico
al 2020 secondo Burden Sharing
ed ipotesi PIEAR 2010( Piano di Indirizzo energetico ambientale regionale)
 BS individua le produzioni minime da FER per le singole regioni/ province autonome
 Il comma 6 dell’articolo 3 del Burden Sharing individua un limite massimo imponibile dalle Regioni e
Province Autonome alla produzione di energia per singola fonte rinnovabile in misura non inferiore a 1,5
volte gli obiettivi previsti
Limiti imponibili regione/ provincia autonoma per FER ≥ Obiettivo BS+ 50 % [ GWh]
 La regione Basilicata dovrà produrre da FER-E + FER-C almeno 4.326[GWh] e può imporre limiti di
produzione maggiore di 6.490[GWh].
 Applicando il ragionamento alle FER-E dovrà produrre almeno 2.721[GWh] e può imporre limiti di
produzione maggiore di 4.082[GWh].
 Invece il PIEAR del 2010 riportava una ripartizione da FER del 60-20-15-5%, in cui il limite imposto all’
eolico era di 1.374[GWh] a cui con 2.000 [heq] ed un rendimento del 70% faceva corrispondere una potenza
installabile di 981 [MW].
 Applicando quindi questa ripartizione e rendimento al BS , la Basilicata potrà imporre all'eolico limiti
maggiori di 2.449[GWh] corrispondenti ad una potenza installata di 1.749[MW].
20
Processo di sviluppo tradizionale delle decisioni di
INVESTIMENTO e FINANZIAMENTO
Decidi cosa
costruire
Procedi con il
Progetto se A >
B
Determina il
miglior
modo di
finanziare il
Progetto
Determina i
costi di
capitale, tempi
di costruzione,
ecc.
Applica il
tasso di
rendimento
richiesto = B
Determina i
ricavi ed i
costi
operativi
Calcola la
redditività del
Progetto IRR =
A
Chiedi alla
Direzione
Finanza di
finanziare il
Progetto
21
COSTI DI INVESTIMENTO
SVILUPPO DELL’INIZIATIVA
( individuazione del sito,
Progettazione dell’impianto,
Espletamento iter autorizzativo,
VIA, collegamento rete)
CA.5%,
DELL’INVESTIMENTO COMPLESSIVO
( causa complessità del territorio
e incertezze sul
superamento fase autorizzativa
in Italia ca.20%)
FORNITURA DELLE
MACCHINE
CIRCA 65-70%
DELL’INVESTIMENTO COMPLESSIVO
OPERE ACCESSORIE E
INFRASTRUTTURE
(opere civili, elettromeccaniche,
collegamento alla rete)
CA. 20-25%
DELL’INVESTIMENTO COMPLESSIVO
22
COSTI DI GESTIONE
ESERCIZIO E
MANUTENZIONE
DISMISSIONE IMPIANTO
( smantellamento e rimozione
delle macchine)
CA. 2-4% ANNUO
DEL COSTO DELL’INTERO
AEROGENERATORE
Ca. 5.000-10.000 EURO
per macchina
23
Costi di investimento per impianti eolici in ITALIA (milioni di Euro)
Costi specifici dell’investimento in
relazione alla dimensione
dell’impianto e alla complessità
dell’iniziativa
I valori dell’investimento sono determinati
sulla base dei costi minimi attuali e con un
IRR del 7,5%
24
Tipica suddivisione percentuale degli attuali costi
per un impianto eolico in Italia
complessità media-normale
Dimensione piccolo
Dimensione medio
WTG
25
Tipica suddivisione percentuale degli attuali costi
per un impianto eolico in Italia
complessità ALTA
Complessità ALTA/ Dimensione
piccolo
Altro
BOP
30%
8%
Sviluppo
6%
WTG
56%
26
Impianti eolici italiani, ordinati in sequenza crescente delle ore equivalenti
di utilizzazione a piena potenza (elaborazione GSE su dati TERNA)
fonte: „Vie del Vento „ a cura di L. Pirazzi e A.Gargini, ed. Anev- Muzzio
27
Costo dell'energia da fonte eolica in Italia in funzione della producibilità del
sito
Tratto da „Vie del Vento 2010“ edito da Anev e Franco Muzzio Editore
28
LAYOUT DEL PARCO EOLICO
Scelta degli aerogeneratori
Identificato il sito
→
Selezione del
modello di
aerogeneratore
→
•
•
•
•
Si seleziona la turbina
Insieme al tipo di torre
e in particolare
all’altezza del mozzo
Attenzione: lo stesso aerogeneratore può essere
certificato per diverse classi utilizzando diverse torri
PARAMETRI DI CERTIFICAZIONE
IEC 61400-1
DEFINISCE DIVERSE CLASSI
DI AEROGENERATORI IN BASE
ALLE CONDIZIONI ESTERNE
SCELTA DEGLI AEROGENERATORI.
VERIFICA DEI PARAMETRI PRINCIPALI
• VELOCITA’ MEDIA DEL VENTO
• GRADO DI TURBOLENZA
Produttori
(CONSIDERANDO
aereoANCHE LA TURBOLENZA INDOTTA
generatori
DA AEOGENERATORI
VICINI)
• VELOCITA’ DEL VENTO ESTREMO
• PARAMETRO DEL FLUSSO INCLINATO
(RISPETTO AD UN PIANO ORIZZONTALE)
IN CASO DI SITI LOCALIZZATI IN MONTAGNA
30
ALTRI CRITERI PER LA
SCELTA DEGLI AEROGENERATORI
CRITERI BASATI SULLE REFERENZE DEI VARI MODELLI,
IN TERMINIProduttori
DI NUMERO DI UNITA’ INSTALLATE
aereo
IN SITI SIMILI
CON INFORMAZIONI RELATIVE
generatori
ALLA PERCENTUALE DI DISPONIBILITA’
RENDIMENTO:
Il produttore fornisce normalmente dettagli sulla curva
di potenza misurata da un ente accreditato
e ne garantisce l’applicazione al sito
( software utilizzati:p.e. WindFarmer o WindPro)
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SCELTA DEGLI AEROGENERATORI
I modelli cosiddetti medi :
(potenza unitaria da 600 a 1000 kW,
diametro di rotatore 40-60 m,
Lunghezza singole pale 21- 30 m,
Altezza delle torri di sostegno 40-65 m
I modelli cosiddetti grandi:
Potenza unitaria 2 a 3 MW
diametro di rotore 80- 114 m
Lunghezza singole pale fino a 56 m
Altezza torri fino a 100 m
I modelli di nuova generazione
V164-7.0 MW
REpower 6M
Siemens SWT-3.0-101
ORGANIZZAZIONE DI
TRASPORTI
ECCEZIONALI
SEMPRE
PIU’ IMPONENTI
E NECESSITA’
DI INTERVENTI
SULLA
VIABILITA’
ORDINATIA
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SISTEMA ELETTRICO
La progettazione del sistema elettrico si basa
• sulla scelta degli aerogeneratori
• le lunghezze dei cavi – voltaggio e potenza trasmessa
• modalità di interconnessione
OBIETTIVI PRINCIPALI
•
•
•
SICUREZZA
AFFIDABILITA’
ALTO RENDIMENTO
→
Progettazione in particolare di:
• Sezione dei cavi
• Banchi di rifasamento
• Trasformatori
• Selezione dei contatori
• Definizione del coordinamento
delle protezioni
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