RELAZIONE SPECIALISTICA STUDIO ANEMOLOGICO INDICE

INDICE MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 1 di 25 INTRODUZIONE... 2 1. INDIVIDUAZIONE DELL AREA DI STUDIO... 3 2. CARATTERISTICHE DELLE APPARECCHIATURE DI MISURA (sensibilità, installazione, calibrazione, ecc.) 5 3. CARATTERISTICHE DELLA STAZIONE ANEMOMETRICA DI MELFI Loc. ISCA DELLA RICOTTA DI SOPRA (PZ)... 6 9. METEO DATA REPORT STAZIONE ANEMOMETRICA... 1 1. REGIME DI VENTO DEL SITO - ANALISI DEI DATI ANEMOMETRICI... 14 DISTRIBUZIONE STATISTICA DELLA VELOCITA MEDIA AL CENTRO DELLA WIND FARM... 14 11. CLASSIFICAZIONE DEL SITO SECONDO NORMATIVA CEI ENV 614-1 IIIed.... 18 12. PREVISIONE DI PRODUZIONE ENERGETICA... 2 Summary results... 2 Site results... 21 Site wind climates... 22 13. VALUTAZIONE DELLE PERDITE TECNICHE... 24 14. CONCLUSIONI... 25 1

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 2 di 25 INTRODUZIONE Lo scopo di tale documento è mostrare una sintesi delle caratteristiche anemologiche ed una stima di produzione media annua di energia della Wind Farm prevista nel Comune di Melfi (PZ) in località Isca della ricotta. Lo studio è stato eseguito utilizzando i dati anemometrici di una stazione a 6 m equipaggiata con data logger e 5 sensori : 3 anenmometri e 2 banderuole per misurare i dati del vento installato nel comune stesso. Nei Requisiti Anemologici del PIEAR della Regione Basilicata è prevista la condizione per la quale la stazione anemometrica in sito disponga di un periodo di rilevazione dati superiore a nove mesi ed inferiore a dodici. Se per il periodo mancante al raggiungimento di un anno di dati validi e consecutivi, si dispone dei dati del vento di una stazione anemometrica installata in un area che presenta confrontabili e similari caratteristiche di ventosità, il PIEAR da facoltà al progettista di integrare, per la stazione anemometrica in sito, il periodo mancante con il set di dati disponibili della nuova stazione di misura. Nello specifico i dati di stazione sono di seguito riportati. 2

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 3 di 25 1. INDIVIDUAZIONE DELL AREA DI STUDIO La stazione anemometrica utilizzata per stimare la risorsa eolica del sito posto nel Comune di Melfi (PZ) : 3

RELAZIONE SPECIALISTICA MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 4 di 25 L immagine seguente mostra la posizione della stazione anemometrica su cartografia IGM 1: 25.. Stazione Anemometrica Melfi (PZ) Figura 1: - Posizione della stazione anemometrica di Melfi (PZ) C.da Leonessa. 4

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 5 di 25 2. CARATTERISTICHE DELLE APPARECCHIATURE DI MISURA (sensibilità, installazione, calibrazione, ecc.) Per poter adempiere ai requisiti anemologici indicati nel PIEAR della Regione Basilicata, di seguito sono elencati e rappresentati sia i documenti sia le informazioni della stazione anemometrica di altezza 6 m installata il 1/1/12 nel Comune di Melfi. 5

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 6 di 25 3. CARATTERISTICHE DELLA STAZIONE ANEMOMETRICA DI MELFI Loc. ISCA DELLA RICOTTA DI SOPRA (PZ) Come anticipato in premessa al fine di approfondire, integrare, verificare i dati ottenuti dalle misurazioni già eseguite con riscontri da punti diversi, valutare nel futuro con una sempre maggiore attendibilità fornita dalla disponibilità di database sempre più ampi, in data 7/7/21 è stata installata in località Isca della Ricotta di Sopra, e tutt ora in esercizio, una nuova stazione anemometrica di altezza 5 m, le cui caratteristiche tecniche sono di seguito riportate. La documentazione attestante il perfezionamento della procedura autorizzativa per l installazione di tale stazione anemometrica è consultabile in Allegato 1. In tale sezione sono invece proposti i seguenti documenti: 1. Schema/Disegno tecnico della stazione di monitoraggio. 2. Caratteristiche delle apparecchiature di misura. 3. Certificato di calibrazione del sensore di velocità posto a 5 m. 4. Report di installazione della torre anemometrica e della strumentazione elettronica. La dimensione della struttura della torre anemometrica da 6 m è indicata nella figura 16. Nello schema è posto in evidenza l ubicazione dei picchetti, la loro distanza dal centro della torre e la posizione dei tiranti alle diverse altezze 6

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 7 di 25 Figura 2: Disegno struttura ed ingombro stazione anemometrica 5m La stazione di misura, e la sua configurazione nell installazione, rispettano i requisiti indicati nella IEC 614 essendo: a) di altezza pari ad almeno un terzo dell altezza del mozzo delle turbine utilizzate nel progetto della Wind Farm; b) corredata di mounting booms (bracci sensori) di lunghezza 1,5 m; c) provvista di sensori posti a distanze tra loro maggiori di 1,5 m 7

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 8 di 25 La tabella seguente mostra in dettaglio la tipologia dei sensori che allestiscono la stazione anemometrica di Melfi sita in località Isca della Ricotta di Sopra e la tipologia dei cavi adottati per i collegamenti elettrici. Tabella 1: - Caratteristiche tecniche della torre anemometrica di 5 m di Melfi (Isca della Ricotta di Sopra) Caratteristiche tecniche della stazione di rilevamento Descrizione Tipo Anemometro 6m NRG Maximum Anemometer Calibrated Anemometro 2 m NRG Maximum Anemometer Banderuola 5 m NRG #2P Wind Direction Vane 1 K Banderuola 4 m NRG #2P Wind Direction Vane 1 K Data Logger Second Wind Nomad 2 Data Card CF Card Torre ES 5 Cavo schermato tripolare sensor cable 3C 2 ga Cavo schermato bipolare sensor cable 2C 2 ga Calata in rame per scarico a terra giallo verde d= 16 mm Captatore di fulmini ES Dispersore di terra Acciaio ramato I sensori di velocità utilizzati sono tutti del tipo NRG #4 Maximum Anemometer Calibrated I sensori di direzione utilizzati sono del tipo NRG #2P Wind Direction Vane 1K Il sistema di raccolta e registrazione dati è affidato ad un componente elettronico DATA LOGGER del tipo Second Wind - Nomad 2 dal quale periodicamente, in concomitanza dei sopralluoghi manutentivi, si prelevano i dati attraverso sostituzione e formattazione del supporto elettronico (memory card). Le velocità del vento vengono registrate con un intervallo di campionamento di 1 s inoltre, per ogni intervallo di 1 minuti vengono calcolati e memorizzati la velocità media, minima, massima e la deviazione standard. Ciò consente una corretta stima della distribuzione statistica dei dati ed una approfondita analisi della turbolenza del vento che è un parametro importante per la corretta scelta delle macchine e della loro disposizione nel layout della Wind Farm. Tutti i sensori utilizzati sono fissati su supporti metallici con una lunghezza dei bracci sensori (mounting booms) di 15 mm. Tali supporti vengono installati seguendo le indicazioni precisate dal committente e consultabili nel rapporto di installazione rilasciato dalla ditta esecutrice dell installazione. 8

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 9 di 25 i sensori utilizzati sono di costruzione americana, prodotti dalla casa NRG Systems e sono di due tipi: NRG #4C Maximum Anemometer Calibrated. NRG #2P Wind Direction Vane 1K Il sensore NRG #4C Maximum Anemometer Calibrtated: è fornito di un certificato di calibrazione MEASNET ed è l'anemometro standard utilizzato nell'industria del vento capace di registrare velocità fino a punte di 96 m/s. Il loro basso momento di inerzia e l uso di cuscinetti consente una risposta molto rapida sia per venti costanti che per le raffiche. La linearità dell'uscita permette a questi sensori di essere ideali per diversi utilizzi e per diversi sistemi di reperimento dei dati. Un magnete a quattro poli induce una tensione sinusoidale in una bobina producendo un segnale in uscita con una frequenza proporzionale alla velocità del vento. Il #4 è costruito con coppe robuste di Lexan modellate a formare un unico pezzo per ottenere delle prestazioni ripetibili. Una descrizione sintetica delle caratteristiche tecniche del sensore, compresa la sensibilità e il certificato di calibrazione, sono esposte nelle figure 3 e 4: 9

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 1 di 25 9. METEO DATA REPORT STAZIONE ANEMOMETRICA Di seguito sono riportati i risultati dell analisi anemologica della stazione di Melfi elaborata su un periodo di 12 mesi di dati validi e consecutivi le cui caratteristiche e la cui rispondenza ai Requisiti Anemologici previsti dal PIEAR sono state ampiamente illustrate nel paragrafo precedente: 1

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MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 14 di 25 1. REGIME DI VENTO DEL SITO - ANALISI DEI DATI ANEMOMETRICI DISTRIBUZIONE STATISTICA DELLA VELOCITA MEDIA AL CENTRO DELLA WIND FARM I dati a disposizione sono stati analizzati ed elaborati al fine di stimare le caratteristiche della risorsa eolica nella località di sviluppo del campo eolico. A tale scopo è stata calcolata la statistica del vento con il software WindPRO utilizzando i dati di velocità e direzione del vento dei sensori a 6, 4 e 2 m presenti sulla stazione anemometrica in sito. Di seguito è sinteticamente riportata la distribuzione statistica della velocità media del vento e l analisi delle direzioni di provenienza al centro della Wind farm ad un altezza media di 6 m s.l.t. nel punto più esposto. Weibull Distribution 11 1 9 Frequency [%] 8 7 6 5 4 3 2 1 5 1 15 Wind speed [m/s] 2 25 Figura 3: Distribuzione in frequenza della velocità con i dati rilevati in tutti i settori di direzione. I parametri caratteristici nella tabella sopra sono i valori stimati della distribuzione Weibull per ogni settore di direzione: A = parametro di scala k = parametro di forma U = velocità media rilevata che coincide con la media della distribuzione. 14

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 15 di 25 Frequency (%) WNW N NW N 17,5 15 12,5 1 N NE EN E - 5 m/s 5-1 m/s 1-15 m/s 15-2 m/s 2-4 m/s 7,5 5 2,5 W 5 1 15 E W SW ESE SSW SS E S Figura 4: Frequenza percentuale dei dati nei diversi settori della rosa dei venti Energy Rose (kwh/m2/year) N NW N 75 N NE - 5 m/s 5-1 m/s 1-15 m/s 15-2 m/s 2-4 m/s WNW 5 EN E 25 W 25 5 E 75 W SW ESE SSW SS E S Figura 5: Rosa dei venti in termini di Energia, indica le vere direzioni dominanti di produzione. Come si può notare, i dati indicano che i settori più energetici sono relativi al quadrante Ovest e Ovest-Sud-Ovest. 15

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 16 di 25 L analisi di questi dati è di fondamentale importanza per la corretta progettazione dell impianto eolico poiché questi dati influiscono direttamente su parametri quali, ad esempio, la disposizione degli aerogeneratori sul terreno, la mutua distanza da tenere tra le macchine per evitare perdita di produzione di energia e fenomeni di stress sui componenti meccanici degli aerogeneratori causati dall effetto scia. L analisi anemometrica evidenzia una velocità media del sito che, al centro della zona di impianto, arriva a 5.73 m/s a 5 m sul livello del terreno. e 6.7 m/s all altezza del mozzo dell aerogeneratore. Inoltre, la velocità media annua a 2m nel periodo di rilevazione risulta essere di 5,5 m/s ed è molto superiore al limite della intensità minima del vento di 4 m/s a 25 m fissato nei Requisiti Tecnici Minimi del PIEAR della Regione Basilicata. 16

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 17 di 25 La turbolenza è un parametro che fornisce un informazione importante sulle caratteristiche fluidodinamiche della vena fluida in quanto restituisce la variabilità relativa della velocità del vento entro l intervallo considerato. Ad esempio, un valore di turbolenza (TI) superiore a,18 (o equivalentemente 18%), indica un fenomeno ventoso piuttosto disturbato che potrebbe sollecitare eccessivamente le macchine per la produzione di energia elettrica ed inficiarne la produttività. In genere la turbolenza diminuisce man mano che ci si allontana dalla superficie terrestre perchè gli ostacoli e l orografia del terreno alterano negativamente il profilo fluidodinamico del vento. Per il sito in esame si riscontrano i seguenti valori, diagrammati in funzione della velocità media e delle direzioni di provenienza: Figura 6: Raffronto dei valori percentuali della turbolenza calcolata in sito con i principali parametri di rispetto delle diverse edizioni della Norma di riferimento IEC 614. I parametri di turbolenza sono fortemente legati alla velocità del fluido e devono essere studiati approfonditamente per comprenderne gli effetti sull impianto. Nel caso specifico è favorevolmente accettabile che il valore medio totale della turbolenza calcolato su tutti i dati, per le diverse velocità, sia inferiore al 15% 17

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 18 di 25 11. CLASSIFICAZIONE DEL SITO SECONDO NORMATIVA CEI ENV 614-1 IIIed. Per scegliere correttamente il tipo di aerogeneratore, bisogna tener conto che le turbine per installazioni on-shore vengono classificate in quattro differenti classi con robustezza che diminuisce al crescere del numero identificativo della classe. Un parametro fondamentale, indicato nella normativa, che definisce tali classi di aerogeneratori è la V ref (velocità di riferimento del vento) definito come parametro base della velocità estrema del vento che è la velocità del vento con un periodo di ritorno di 5 anni calcolata su un intervallo base di 1 minuti. La tabella che segue specifica i valori della V ref che definiscono le quattro classi degli aerogeneratori. Tabella 2: Classificazione degli aerogeneratori secondo i valori della Vref. Parametro Classi di aerogeneratori I II III IV Vref (m/s) 5 42,5 37,5 3 È importante sottolineare che i valori sopra indicati si applicano all altezza del mozzo della turbina. Per esempio un aerogeneratore progettato per la classe II, definita dalla velocità di riferimento Vref di 42,5 m/s, è dimensionato per resistere a sollecitazioni delle velocità del vento il cui valore medio estremo (su intervalli di 1 minuti) all altezza del mozzo dell aerogeneratore, con un periodo di ricorrenza di 5 anni è inferiore o uguale alla relativa Vref di 42,5 m/s. Si comprende allora, una volta individuato il sito di installazione, che il sito di installazione, una opportuna scelta dell aerogeneratore può essere effettuata solamente dopo il calcolo della velocità di riferimento Vref (all altezza del mozzo della turbina) relativa al sito stesso. Per la stima statistica della velocità di riferimento Vref di un sito occorre conoscere la distribuzione statistica della massima velocità media annuale suddivisa in intervalli di dieci minuti. Tale procedura è fortemente raccomandata per la installazione di strutture speciali soprattutto laddove non ne esistano di precedenti. Per farsi un idea di quale sia la classe del vento del sito in esame si può applicare una procedura abbreviata anch essa suggerita da una norma IEC [Wind Energy Handbook Wiley] che consiste nel moltiplicare per 5 la velocità media annuale del sito all altezza del mozzo. Dai dati a disposizione, il sito in oggetto può ritenersi un sito di classe I/II; tale dato risulta confermato anche da diverse simulazioni effettuate con il software Wasp e da altri studi più accurati eseguiti nella stessa provincia. 18

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 19 di 25 Le turbine prese in considerazione nel progetto consistono in 24 aerogeneratori del tipo VESTAS V112 (3, MW); macchine di nuova generazione che possono essere installate in classe I o II. Nella stima proposta è stata presa in considerazione la curva di potenza certificata di seguito riportata. Figura 7: Power curve della turbina di progetto utilizzata nel calcolo di produzione energetica 19

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 2 di 25 12. PREVISIONE DI PRODUZIONE ENERGETICA Con i dati anemometrici a disposizione (12 mesi continuativi relativi), è stata elaborata una stima di producibilità utilizzando che rappresenta uno dei principali e più completi strumenti di analisi del vento attualmente disponibili sul mercato. Il calcolo della stima di producibilità è stato eseguito tenendo anche in conto l incertezza totale di misura della velocità del vento (calcolata in accordo alla ENV 135 [1] e alla IEC 614-12-1) rilevata dal sensore utilizzato per la stima. La Wind farm prevista nel progetto è situata in località Isca della Ricotta ed è composta da 24 aerogeneratori ed è stata valutata sulla scorta della curva di potenza di uno degli aerogeneratori presi in considerazione nella ricerca di mercato in atto. In particolare per questo studio è stata presa in considerazione il tipo Vestas V112 (3. MW) per una Potenza Totale di impianto di 72.9 MW. La figura precedente pone graficamente in evidenzia in modo simultaneo su stralcio cartografico IGM 1:25 sia il Sito di Installazione, sia la Disposizione degli aerogeneratori (layout di impianto). La tabella di seguito riportata mostra i risultati della stima di producibilità della Wind Farm riportando la producibilità annua di ogni singola macchina, i valori medi e totali. Il parametro NET AEP è la stima di producibilità annua che si ottiene tenendo in conto le perdite di scia dovute alle mutue interferenze delle turbine, in particolare in questo caso sono state calcolate anche le scie relative all impianto autorizzato della Alfa Wind srl (aerogeneratori nominati con la sigla AW) e degli aerogeneratori esistenti (S1 e S2), e il deficit produttivo dovuto alla densità dell aria che diminuisce all aumentare della quota. Summary results Parameter Total Average Minimum Maximum Net AEP [GWh] 315.127 8.293 5.71 11.575 Gross AEP [GWh] 343.733 9.46 5.92 12.392 Wake loss [%] 8.32 - - - 2

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 21 di 25 Site results Site Location Turbine Elevation Height Net AEP Wake loss [m] [m a.s.l.] [m a.g.l.] [GWh] [%] A1 (548932.3,454686.) V112-3-94 44 94 8.85 14.62 A2 (547762.2,4543569.) V112-3-94 424 94 9.642 3.6 A3 (548593.1,4545962.) V112-3-94 467 94 7.964 17.77 A4 (54964.8,4543719.) V112-3-94 563 94 1.83 5.77 A5 (548428.5,45444.) V112-3-94 476 94 8.648 7.47 A6 (549934.8,4543571.) V112-3-94 531 94 8.581 12.62 A7 (549831.7,454329.) V112-3-94 517 94 9.6 1.66 A8 (547392.9,4543613.) V112-3-94 376 94 9.367 1.6 A9 (551272.1,4542166.) V112-3-94 536 94 1.31 2.55 A1 (54714.4,4546617.) V112-3-94 326 94 7.861 8.7 A11 (55555.3,4542832.) V112-3-94 497 94 9.459 4.64 A12 (547887.7,4545746.) V112-3-94 449 94 9.887 5.13 A13 (54842.2,4545382.) V112-3-94 476 94 9.771 7.8 A14 (548318.1,4544849.) V112-3-94 54 94 9.641 9.57 A15 (54873.6,4544987.) V112-3-94 546 94 1.354 11.66 A16 (5495, 4544877) V112-3-94 589 94 11.575 6.6 A17 (54913.8,4544484.) V112-3-94 575 94 9.872 9.6 A18 (549648.2,4543859.) V112-3-94 577 94 9.956 7.62 A19 (549973.8,4543938.) V112-3-94 573 94 1.23 1.28 A2 (55323.2,454325.) V112-3-94 473 94 7.89 9.71 A21 (549342.5,4542819.) V112-3-94 451 94 6.798 13.97 A22 (549149.5,4542425.) V112-3-94 398 94 6.64 4.49 A23 (55878.7,4542576.) V112-3-94 515 94 1.173 2.75 A24 (551579.4,4541546.) V112-3-94 529 94 8.741 3.15 Turbine Alfa Wind ed esistenti SE2 (54749.4,454792.) E11-3-99 298 99 6.558 11.25 SE1 (546693.4,4546452.) E11-3-99 312 99 7.724.6 AW12 (547678.7,4547751.) N1-25-h8 288 8 5.961 5.55 AW11 (5481.3,4547652.) N1-25-h8 323 8 6.496 7.33 AW1 (54824.6,454742.) N1-25-h8 346 8 6.175 11.24 AW9 (548554.5,4547263.) N1-25-h8 376 8 6.713 1.36 AW8 (54874.3,4546876.) N1-25-h8 377 8 6.439 9.34 21

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 22 di 25 AW7 (548636, 4546598) N1-25-h8 447 8 6.986 14.44 AW5 (548317.4,4545645.) N1-25-h8 49 8 7.18 14.6 AW6 (548272, 4546221) N1-25-h8 443 8 6.621 13.43 AW4 (548583.4,4545182.) N1-25-h8 529 8 8.115 12.64 AW3 (547228.6,4545571.) N1-25-h8 4 8 7.646 5.48 AW2 (547257.3,454655.) N1-25-h8 359 8 6.423 6.3 AW1 (546821.6,4546378.) N1-25-h8 37 8 5.71 3.25 Tabella 3: Valori di producibilità annua del parco eolico di progetto Site wind climates Site Location Height A k U E RIX drix [m] [m a.g.l.] [m/s] [m/s] [W/m²] [%] [%] A1 (548932.3,454686.) 94 7.7 1.92 6.8 36.3 -.2 A2 (547762.2,4543569.) 94 7.9 1.84 7. 412 2.4 1.9 A3 (548593.1,4545962.) 94 7.7 1.95 6.87 365.5 -.1 A4 (54964.8,4543719.) 94 8.2 1.91 7.31 449 1.3.8 A5 (548428.5,45444.) 94 7.6 1.89 6.73 355 1.6 1.1 A6 (549934.8,4543571.) 94 7.8 1.92 6.92 381.5. A7 (549831.7,454329.) 94 7.9 1.88 7.3 47.8.3 A8 (547392.9,4543613.) 94 7.7 1.83 6.82 381 2.7 2.1 A9 (551272.1,4542166.) 94 8.2 1.9 7.25 441 1.5.9 A1 (54714.4,4546617.) 94 7.2 1.86 6.41 312.6. A11 (55555.3,4542832.) 94 7.9 1.85 6.97 45.6.1 A12 (547887.7,4545746.) 94 8.1 1.86 7.18 438.7.2 A13 (54842.2,4545382.) 94 8.2 1.87 7.25 45.7.2 A14 (548318.1,4544849.) 94 8.2 1.86 7.29 459.9.4 A15 (54873.6,4544987.) 94 8.8 1.84 7.79 568.7.2 A16 (5495, 4544877) 94 9.1 1.85 8.13 638.9.4 A17 (54913.8,4544484.) 94 8.3 1.92 7.39 463 2.3 1.7 A18 (549648.2,4543859.) 94 8.3 1.93 7.32 447.9.3 A19 (549973.8,4543938.) 94 8.6 1.9 7.6 58.7.2 A2 (55323.2,454325.) 94 7.3 1.88 6.45 313.7.2 A21 (549342.5,4542819.) 94 7. 1.95 6.18 265 1..5 A22 (549149.5,4542425.) 94 6.6 1.95 5.81 221 1.3.8 A23 (55878.7,4542576.) 94 8.1 1.86 7.2 443 1.2.6 A24 (551579.4,4541546.) 94 7.4 1.9 6.6 333.4 -.2 22

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 23 di 25 Turbine Alfa Wind ed esistenti SE2 (54749.4,454792.) 99 6.8 1.89 6.7 26.4 -.1 SE1 (546693.4,4546452.) 99 7. 1.87 6.22 283.6.1 AW12 (547678.7,4547751.) 8 6.8 1.89 6.5 258.2 -.3 AW11 (5481.3,4547652.) 8 7.2 1.9 6.39 33.2 -.4 AW1 (54824.6,454742.) 8 7.2 1.91 6.37 297.2 -.3 AW9 (548554.5,4547263.) 8 7.5 1.93 6.63 333.3 -.3 AW8 (54874.3,4546876.) 8 7.3 1.9 6.44 39.3 -.2 AW7 (548636, 4546598) 8 7.9 1.93 6.97 386.5 -.1 AW5 (548317.4,4545645.) 8 8. 1.91 7.7 47.6. AW6 (548272, 4546221) 8 7.6 1.92 6.71 346.5. AW4 (548583.4,4545182.) 8 8.6 1.83 7.61 534.6.1 AW3 (547228.6,4545571.) 8 7.8 1.81 6.94 41.9.4 AW2 (547257.3,454655.) 8 7.1 1.83 6.3 32.7.2 AW1 (546821.6,4546378.) 8 6.6 1.83 5.86 244.6.1 Tabella 4: Valori di producibilità annua del parco eolico di progetto I dati relativi alla produzione delle singole macchine evidenziano una buona scelta della disposizione delle turbine in quanto le perdite medie annue dovute all effetto scia sono dell ordine del 7.97 %, inferiore al 1%. La media di ore di funzionamento annue alla potenza nominale è di 36 ore/anno. Questi valori, associati ai parametri di turbolenza specifici del sito d installazione, garantiscono sia una buona produzione dell impianto, sia ottime caratteristiche strutturali attinenti al fenomeno di sollecitazione a fatica su lungo periodo. Dai dati contenuti nella tabella 8, ogni aerogeneratore rispetta i valori di ore equivalenti di funzionamento e densità volumetrica di energia annua unitaria previsti dai Requisiti Minimi Tecnici delle PROCEDURE PER LA COSTRUZIONE E L ESERCIZIO DEGLI IMPIANTI EOLICI incluso nel PIEAR della Regione Basilicata. 23

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 24 di 25 13. VALUTAZIONE DELLE PERDITE TECNICHE La produttività stimata e riportata in tabella 8 alla voce Net AEP riporta la produttività attesa al netto delle perdite di scia (wake loss). Esistono però una serie di altre perdite fisiologiche associate ad una installazione di questo tipo essenzialmente ed dovute alle perdite elettriche legate ai processi di trasformazione e conduzione, nonché alla disponibilità tecnica della macchina intesa come availability e garantita dal fornitore. Nella tabella seguente sono dettagliate le voci di tali perdite e la conseguente produzione netta attesa al contatore Tabella 5: Perdite tecniche Valutazione delle perdite tecniche Perdite Totale [GWh] Produzione lorda stimata [GWh] 22.381 Disponibilità [%] 3,% 213.77 Cavidotto intest e GRID 2,5% 28.425 Trasformatore [%] 1,% 26.341 Fermo macchina - Varie,5% 25.39 Produzione al netto perdite tecniche [GWh] 25.39 Ore di Funz.to medie (5 percentile) [MWh/MW] 2.852 24

MEL1.PD.A.5 15/6/21 25/8/21 25 di 25 14. CONCLUSIONI La stazione anemometrica evidenzia una velocità media al sito che, al centro della zona di impianto, arriva mediamente a 7. m/s a 94 m sul livello del terreno nel punto più esposto. Come si evince dai dati di producibilità del sito, con l installazione di torri Vestas V112 da 3. MW, le turbine mostrano una produzione media di 2852 ore equivalenti di funzionamento all anno ed un energia netta di 25,39 GWh, rendendo molto valida la realizzazione del parco eolico da un punto di vista tecnico-economico. L alto valore di producibilità dell impianto è da imputare anche alla scelta degli aerogeneratori che appartengono alla nuova generazione di macchine di High output in modest winds. Dai dati puntuali rilevati dai sensori risulta inoltre che l impianto entra in funzione quasi tutti giorni dell anno, infatti i dati (fino od oggi disponibili) della stazione anemometrica indicano che per tutti i giorni in cui è stato possibile monitorare esiste un intervallo di tempo sufficiente all avvio ed al funzionamento delle macchine. 25