IMPIANTO EOLICO CASONI DI ROMAGNA

1 IMPIANTO EOLICO CASONI DI ROMAGNA DI AGSM VERONA SPA REPORT INCONTRO 15 GENNAIO 2011 Nota: il presente documento è stato realizzato dalla Commissione TAM Emilia Romagna e non può essere utilizzato, se non esplicitamente autorizzato. Per informazioni http://sites.google.com/site/commissionetamemiliaromagna/ mentre per richieste scrivere a otp.tamer@gmail.com L incontro è stato organizzato da Sara Panzacchi ONC in vista di un escursione che si realizzerà in collaborazione CAI-FAI e che si svolgerà il 27 marzo e al fine di approfondire la tematica. Presenti all incontro: Per AGSM: Ing. Venturi, Ing. Giusti Per CAI EMILIA ROMAGNA: Francesco Motta (GR), Vinicio Ruggeri (Presidente CAI Bologna), Giovanna Scala, Giorgio Maresi, Giovanni Mazzanti, Valeria Ferioli, Sara Panzacchi, Maria Chiara Pazzaglia, Daniele Monti, Luca Monti, Campanella Giusy L incontro si è svolto prima in visita sul luogo degli impianti e successivamente ci si è fermati in un vicino agriturismo al fine di approfondire alcune questioni tecniche. Obiettivo dell incontro è stato quello di utilizzare l impianto di Casoni di Romagna come caso studio al fine di entrare maggiormente nel merito delle varie questioni legato al proliferare dell eolico industriale sui crinali emiliano-romagnoli. DATI IMPIANTO Casoni di Romagna è il più grande impianto eolico del nord Italia, inaugurato nel 2009 in un area compresa tra i comuni di Monterenzio e Castel del Rio (Bologna) e composto da 16 torri di 60 metri (87 m compresa la pala) per una potenza nominale di circa 13 MW (vedi http://www.ecoblog.it/post/8175/eolico-a-casoni-diromagna-inaugurato-il-piu-grande-parco-del-nord-italia ). Più in dettaglio, l impianto è costituito da 16 aerogeneratori Enercon E-53, con rotore tripala avente un diametro di 53 m, un altezza della torre di sostegno (di tipo tubolare a tre elementi flangiati tra loro) pari a 60 m e una potenza nominale di 800 kw ciascuno, per una potenza nominale complessiva di 12,80 MW. Gli aerogeneratori sono del tipo a presa diretta, cioè senza meccanismi meccanici intermedi di regolazione dei giri tra rotore tripala e generatore elettrico. Il generatore elettrico è un alternatore di tipo sincrono a 72 poli ad eccitazione indipendente con avvolgimenti di statore e rotore avvolti a mano. A valle del generatore, un inverter provvede all interfacciamento del generatore con la rete al variare della velocità del vento, garantendo il massimo valore di efficienza rotorica su un ampio intervallo di velocità del vento. La velocità di avviamento dell aerogeneratore - cioè la velocità del vento al di sopra della quale si avvia - è pari a 10 km/h, che equivalgono a circa 2,8 m/s, mentre la velocità di regime - cioè la velocità del vento che consente di raggiungere la potenza nominale di generazione di 800 kw - è pari a 40 km/h, che equivalgono a circa 11 m/s. Per la sicurezza dell impianto è previsto il blocco della macchina quando la velocità del vento cresce oltre la velocità di spegnimento, pari a 86 km/h, che equivalgono a circa 24 m/s. Durante la visita del 15 gennaio 2011 abbiamo potuto visitare l interno della torre n. 6 (targa G10 PSP006), dove il display della console di controllo mostrava i seguenti valori di alcuni parametri operativi fondamentali: - velocità del vento = 6 m/s; - velocità del rotore = 21 giri al minuto; - potenza istantanea di generazione = 233 kw; - ore operative (cioè di funzionamento a qualunque valore della potenza istantanea a partire dalla data di entrata in servizio 21 aprile 2009) = 12931 h; 1

- energia elettrica totale generata a partire dalla data di entrata in servizio = 2450 MWh 1. 2 PRODUZIONE ENERGIA - DATI FORNITI DA AGSM - Produzione totale dell'impianto anno 2010 è stata 20050 MWh - Produzione 2009 è stata 17500 MWh (Considerare che mediamente sono entrate in funzione a Marzo 2009, e quindi l'anno è "durato" 9,5 mesi anziché 12. Se facciamo una proporzione (17500/9,5)*12 si ottiene una produzione annua equivalente stimabile intorno a 22000 Mwh). Di questa energia non sappiamo quanta sia effettivamente immessa in rete e quanta venga persa. COSTI INSTALLAZIONE E ANNUALI Il costo fisso tutto incluso dell impianto di Casoni di Romagna è 20 milioni di euro. Il costo unitario di produzione dell energia elettrica (legato essenzialmente ai controlli e alla manutenzione da effettuarsi ogni anno). in questo impianto è di circa 15-20 euro/mwh. RICAVI E MECCANISMO CERTIFICATI VERDI Attualmente (febbraio 2010) il prezzo dell energia elettrica alla Borsa Elettrica di Milano (IPEX) è pari a circa 75 euro/mwh: è un costo molto basso, considerando che una tipica centrale termoelettrica a gas a ciclo combinato ha un costo unitario di produzione dell energia elettrica pari a 85 euro/mwh. Questo significa che gran parte dei produttori termoelettrici attualmente lavora in perdita. La conseguenza di tale prezzo depresso dell energia elettrica nonostante il prezzo del petrolio sia risalito a circa 85 $ al barile è dovuto alla recente crisi economica mondiale, che ha depresso i consumi di energia elettrica, specie di tipo industriale (i consumi privati sono invece rimasti inalterati, quando non addirittura aumentati). Si noti che prima della crisi economica a un prezzo del petrolio pari a circa 85 $ al barile corrispondeva un prezzo di mercato dell energia elettrica pari a circa 95 euro/mwh. Al consumatore privato (ad es. famiglie) l energia elettrica costa circa 16 centesimi di euro al kwh, cioè 160 euro/mwh, mentre sul mercato elettrico il costo attuale dell energia elettrica è di circa 75 euro/mwh (v. siti del GSE, Gestore dei Servizi Energetici, http://www.gse.it/pagine/default.aspx e del GME, Gestore dei Mercati Energetici, http://www.mercatoelettrico.org/en/default.aspx ) Quindi con l impianto di Casoni di Romagna ogni anno si guadagnano ogni anno circa 21.000 MWh x [75 euro/mwh (prezzo) + 70 euro/mwh (prezzo dei Certificati Verdi sul relativo mercato gestito dal GME]= 21.000 MWh x 145 euro/ MWh=3 milioni di euro/anno. Si noti che il prezzo dei certificati verdi non è affatto garantito, essendo affetto da grande volatilità, tanto che storicamente il prezzo dei Certificati Verdi (CV) ha oscillato tra un minimo di 52 e un massimo di 125 euro/mwh. I certificati verdi sono quindi collegati ad un meccanismo di mercato, cioè al relativo mercato dei Certificati Verdi, con un prezzo oscillante e nessuna certezza per il produttore di energia eolica, e per le banche che lo finanziano (con conseguenti maggiori costi finanziari che si potrebbero evitare). Sarebbe meglio nel senso che darebbe più certezze a tutti gli attori coinvolti una incentivazione del tipo feed-in, cioè un meccanismo del tipo del Conto Energia per il fotovoltaico, ad incentivi certi, ma decrescenti nel tempo secondo tabelle fissate. Il CV lo vende il produttore di rinnovabili e lo acquista il produttore termoelettrico, obbligato a comprare una quantità di CV proporzionale alla quantità di energia prodotta con fonti non rinnovabili. Questo meccanismo, porta a due conseguenze dirette; una che possiamo definire positiva e cioè l aumento della forbice fra i costi di produzione energetica da fonti rinnovabili o non rinnovabili, e una negativa in quanto il produttore termoelettrico a sua volta si rivale sulla collettività aumentando il prezzo dell energia elettrica e quindi la bolletta degli utenti finali. Nel panorama futuro esiste una proposta di modifica dei CV contenuta nello Schema DL del 30/11/2010 ove per gli impianti più grandi di 5 MW, (quelli che più ci interessano e preoccupano) l'incentivo verrà fissato sulla base di un'asta al ribasso. Da qui la necessità, non esplicitata nello schema, di una programmazione 1 Si noti che ciò corrisponde ad un numero totale di ore equivalenti (h.e., ore di funzionamento alla potenza nominale di 800 kw equivalenti all energia prodotta) pari a circa 2430x10 6 /800x10 3 =3063 h.e. a partire dalla data di entrata in servizio. La torre è entrata in servizio il 21 aprile 2009, quindi alla data dell incontro del 15 gennaio 2011 aveva una vita pari a circa 15340 ore, e un numero di ore equivalenti annue medie pari a circa 3063x8760/15340 =1749 h.e. 2

governativa delle quote da assegnare ogni anno distinte per fonte energetica. In questo modo potranno realizzare impianti solo le aziende più efficienti che sceglieranno i siti più produttivi per il vento. Tutto questo va nella direzione auspicata, ma staremo a vedere come andrà a finire. 3 Il parametro delle 2000 h.e. (h.e., ore di funzionamento alla potenza nominale) Considerazioni sulla produttività - 2000 h.e. è un parametro di produttività richiesto dal CAI che si basa sul fatto che l impianto sia sostenibile anche senza incentivi, ma presuppone la scelta di siti molto ventosi che spesso sul nostro territorio corrispondono a siti di alto pregio naturalistico - Abbassare la soglia a 1500 Mwh permetterebbe di considerare produttive aree di minore pregio, più facilmente raggiungibili La scelta fatta dal CAI a livello centrale di fissare la soglia di 2000 h.e. rischia di rivelarsi potenzialmente rischiosa proprio per gli obiettivi di salvaguardia ambientale che ci prefiggiamo, perchè se venissero autorizzati solo gli impianti con almeno 2000 h.e., o non si fanno impianti o sarebbero rispondenti a queste caratteristiche proprio i siti più ventosi che sono quasi sempre quelli con valori ambientali maggiori. Se il sito è poco ventoso, chi ci investe aumenta in realtà il suo rischio, perchè il premio (certificato verde, o altri incentivi in corso di approvazione) è proporzionale alla produzione e per sua natura soggetto ad un meccanismo di valore variabile Considerazioni costi incentivazione FER Il protocollo di Kyoto e gli accordi nell ambito della comunità europea costringono l Europa a ridurre le emissioni di CO2 del 20% entro il 2020 e a fare ricorso alle fonti di energia rinnovabile (FER) per il 20% dell energia primaria consumata. Questo comporta che l Italia deve raggiungere un 30% di energia elettrica da FER entro il 2020 (ogni Paese europeo ha obiettivi differenziati). Attualmente le FER in Italia incidono sulla produzione di energia elettrica prevalentemente con il 15 % dovuto all Idroelettrico e il 1,5 % con la Geotermia, ma passare al 30% significa che dovremo produrre almeno 65 TWh/anno con FER. Come? Il governo ha stabilito nel giugno 2009 che a questi 65 TWh dovranno contribuire: per 10 TWh/anno il fotovoltaico, che ha un prezzo di mercato che lo rende attraente (cioè mobilità l investitore) attualmente pari a 350 euro/mwh (questo significa che all attuale prezzo dell energia elettrica di 75 euro/mwh occorre un incentivo di 275 euro/mwh per il fotovoltaico: 75+275=350 euro/mwh); per 25 TWh/anno l eolico, che ha un prezzo di mercato che lo rende attraente (cioè mobilità l investitore) attualmente pari a 145 euro/mwh (questo significa che all attuale prezzo dell energia elettrica di 75 euro/mwh occorre un incentivo di 70 euro/mwh per l eolico, pari al valore attuale dei CV: 75+70=145 euro/mwh); per 21 TWh/anno le BioMasse, che hanno un prezzo di mercato che le rende attraenti (cioè mobilità l investitore) attualmente pari a 280 euro/mwh (questo significa che all attuale prezzo dell energia elettrica di 75 euro/mwh occorre un incentivo di 205 euro/mwh per le BioMasse: 75+205=280 euro/mwh) Come si può raggiungere una produzione di 25 TWh/anno con l eolico? Consideriamo due casi estremi: 1) Posso installare 10 GW, cioè 10000 MW, in aree ad alta producibilità (alta ventosità) caratterizzate ad esempio da 2500 h.e./anno (10000 MWx2500 h/anno=25.000.000 MWh=25 TWh). Considerando 1 MW come potenza base unitaria degli aerogeneratori, ciò significa installare 10000 aerogeneratori; 2) Posso installare 20 GW, cioè 20000 MW, in aree a bassa producibilità (bassa ventosità)caratterizzate ad esempio da 1250 h.e./anno (20000 MWx1250 h/anno=25.000.000 MWh=25 TWh). Considerando 1 MW come potenza base unitaria degli aerogeneratori, ciò significa installare 20000 aerogeneratori. E chiaro che occorrerà ottimizzare il numero degli aerogeneratori, scegliendo aree a diversa ventosità. Dal punto di vista energetico l aerogeneratore si ripaga in due anni (la fonte di quest affermazione non ci è stata data nonostante nostra richiesta a Ing. Giusti). Invece, dal punto di vista economico, agli attuali rendimenti, l impianto Casoni di Romagna si ripaga in circa 11 anni (pay back time). Il tempo di vita è stimato sui 25 anni. 3

4 FIDEJUSSIONE E stata emessa a favore dell'amministrazione provinciale di Bologna, per l'importo di Euro 1.110.000,00 Euro, come richiesto dalla procedura di VIA. L'ente emittente è la BANCA POPOLARE DI VERONA S. GEMINIANO E S. PROSPERO Spa. La fideiussione copre tutti i costi di rimozione dell impianto eolico, tranne la rimozione delle fondamenta di ogni singola torre (non risulta conveniente dal punto di vista ambientale). Non sappiamo che tipo di rivalutazione viene attuata CONCLUSIONI Il CAI ha una posizione autonoma e unitaria in campo nazionale che si fonda su due principi: si alle fonti alternative, no al loro uso improprio e speculativo. Questo viene espresso con continuità: - dal past president Annibale Salsa nella lettera del 20/05/2010 - dall attuale presidente Martini che ha aderito all evento Sì a rinnovabili ed efficienza. No a eolico e fotovoltaico a terra tenuto il 13-01-2011 con telegramma visibile sul sito: http://www.viadalvento.org/wp-content/uploads/2011/01/telegramma-cai.pdf In particolare, rispetto a quanto già delineato a livello nazionale, riteniamo importante agire a livello regionale nelle seguenti l 1. supportare la realizzazione del Piano Energetico Regionale collaborando con l amministrazione regionale nel fornire pareri in merito allo sfruttamento di energie in territorio montano ed in particolare non solo all eolico, ma anche all idroelettrico e alle biomasse. 2. Fare in modo che le informazioni sulle fideiussioni per gli impianti siano di facile accesso informativo e che vengano fatte sulla base di effettivi preventivi di rimozione e con un adeguato tasso di rivalutazione. 3. Approfondire il parametro della produttività indicato in 2000 h.e. analizzando i potenziali rischi dovuti alla volontà istituzionale nello scenario italiano-europeo di realizzare impianti per la produzione di energia eolica. Nella nostra regione il rispetto di questo parametro potrebbero far ritenere produttivi solo impianti sul crinale o in zone ad alto valore ambientale. A questo punto la scelta è non farli o farli in aree a ventosità minore. Dunque il CAI intende valutare ogni progetto in rapporto al reale fabbisogno energetico, e perciò nel quadro del piano regionale, e poi caso per caso, in altre parole valutando il suo bilancio energetico e il suo costo ambientale. Riteniamo fondamentale valutare in ogni progetto nello specifico i seguenti criteri: - la tipologia di sito e il suo valore ambientale - la distanza dalle abitazioni - l efficienza dell allacciamento alla rete elettrica nazionale (impatto delle eventuali infrastrutture necessarie) - appartenenza o vicinanza ad aree protette; - presenza di specie botaniche/faunistiche uniche, come relitti glaciali o migrazione stagionale di volatili; - valenze storiche; - valenze paesaggistiche Consideriamo questo il nostro dovere di cittadini che amano la montagna, ma sanno che per preservarla non deve essere isolata da tutto il resto; né deve essere semplicemente imbalsamata. Si tratta di una scelte autonoma, responsabile per la quale dichiariamo la nostra disponibilità al paese in termini di sviluppo sostenibile e di tutela, 4

alle istituzioni in chiave collaborativa, ai cittadini che sono oggi coinvolti in questi progetti, dei quali ascolteremo le ragioni, che però autonomamente valuteremo. 5 E vero: la montagna è stata spesso violata. Perché usata come confine e non come terra che unisce. Perché contesa e sacrificata nelle guerre in nome di interessi che spesso non la riguardavano. Oggi è sicuramente obiettivo di cupidigie speculative che vanno respinte. Va respinta la speculazione di chi punta agli incentivi per incassare contributi senza creare effettive alternative energetiche.. 5