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Approfondimenti

8 Marzo 2013

La valutazione anemologica per progetti eolici di piccola e media taglia

(Autori vari*)

La spinta propositiva del mercato verso la generazione distribuita ha contribuito a rendere disponibili soluzioni di rilevazione anemometrica specificatamente realizzate per il micro, mini e medio eolico, che consentono agli operatori di usufruire di servizi completi e di qualità (derivanti dal grande eolico), a prezzi competitivi e apprezzati dal mondo bancario.

L’importanza di una corretta valutazione anemologica per il settore bancario

Nell’ambito delle operazioni di investimento e finanziamento di impianti di produzione dell’energia elettrica, la costruzione del modello economico (business plan) da parte dei Soggetti investitori e degli Istituti di Credito deve adeguatamente computare lo scenario di ricavi teoricamente conseguibile dall’iniziativa in esame. Nel caso di progetti eolici di qualsiasi taglia, tale studio è strettamente legato alla corretta previsione di producibilità dell’impianto nel corso della sua vita utile o, quantomeno, negli anni di copertura del finanziamento.

La principale variabile nelle simulazioni di business plan è quindi costituita da quanta “ricchezza” l’impianto è in grado di generare nel corso della sua vita utile, ossia da quanta energia l’impianto può produrre e cedere al mercato secondo i meccanismi incentivanti previsti dalla normativa. Per apprezzare la stretta relazione tra il livello di prestazione dell’aerogeneratore ed i risultati del business plan, si può infatti considerare che un’oscillazione del 10%, in termini di produzione, si traduce in un’analoga variazione del risultato di DSCR (Debt Service Coverage Ratio) medio. Da un punto di vista tecnico, dunque, una stima di producibilità affidabile assicura un basso livello di variabilità del modello economico, contribuendo in maniera decisiva a valutare correttamente l’effettiva sostenibilità dell’iniziativa e, quindi, ad individuare i giusti profili di rischi nell’investimento sul progetto.

A differenza di altre fonti rinnovabili di generazione di energia (come il fotovoltaico o le biomasse) - per le quali la valutazione della producibilità per il business plan può essere effettuata facendo riferimento anche a parametri prestazionali definiti contrattualmente, o da input determinabili mediante database tecnici di settore - i parametri che definiscono la capacità produttiva di un parco eolico risultano strettamente interconnessi tra loro e fortemente legati alla ventosità specifica del sito. Tale dato è reso principalmente disponibile da una campagna anemologica sito-specifica, tale che, opportunamente processata con l’effettiva configurazione del parco e con le caratteristiche di potenza dell’aerogeneratore, definite da una curva reale e certificata, consenta di pervenire direttamente al valore di produzione finale in termini di kWh.

Per queste ragioni, nella valutazione del progetto eolico gli investitori richiedono sempre un accurato studio del vento e del layout di progetto, finalizzato a calcolare la producibilità attesa per l’intervento in analisi. Secondo le migliori pratiche, tale stima deve essere valutata in riferimento ad almeno tre livelli probabilistici, in modo da sviluppare una simulazione di sensitivity del modello.

Generalmente, la simulazione è effettuata sui percentili probabilistici P50, P75 e P90, ossia le produzioni annue la cui probabilità di essere superate è pari, rispettivamente, al 50%, al 75% e al 90%: maggiore è la probabilità di superamento “P”, minore risulterà la produzione attesa e, di conseguenza, maggiore sarà il livello di cautela adottato. Nella pratica tecnica, è prassi considerare il livello P75 per modellizzare il “Caso Base” del modello economico, utilizzando gli altri due scenari come input per l’analisi di sensitività (i.e. “Best Case” per il P50 e “Worst Case” per il P90) finalizzata a valutare la solidità dell’operazione. E’, pertanto, lecito considerare che il valore P75 sia un compromesso tra la necessità di un approccio conservativo, legato alla volubilità della fonte eolica, ed il livello di produzione medio, calcolato mediante la simulazione basata sui dati anemometrici registrati in sito.

Lo studio della producibilità: considerazioni generali

Una valutazione affidabile della producibilità energetica di un parco eolico deve essere basata su una campagna anemometrica, eseguita direttamente sul sito oggetto dell’indagine.

È pur vero che, nella pratica, sono disponibili metodi di simulazione che consentono di eseguire delle valutazioni anemologiche tramite reanalisi, ossia utilizzando modelli meteorologici basati su dati provenienti dai satelliti e/o da stazioni di misura terrestri rilevati in zone più o meno vaste (similmente a quanto avviene per il fotovoltaico). Tali metodi, tuttavia, devono essere considerati “di stima preliminare”, in quanto l’affidabilità previsionale è fortemente limitata da:

• la mancata conoscenza delle caratteristiche orografiche, di rugosità e presenza di ostacoli dell’area esaminata, che possono influire sulla ventosità utile per l’iniziativa in esame;

• la tipologia e quantità dei dati anemometrici esaminati dalle stazioni di misura, spesso non certificate Measnet (International Network For Harmonised And Recognised Measurements In Wind Energy), e dalla loro distanza dal sito d’intervento.

La metodologia tuttora considerata affidabile dagli istituti di credito è certamente la misurazione anemometrica tramite struttura fissa. La norma tecnica internazionale stabilisce che la struttura debba avere un’altezza pari ad almeno 2/3 del mozzo della futura turbina e che la campagna anemologica duri almeno 12 mesi.

Per maggiori informazioni si veda la norma IEC-61400-12 e il documento tecnico Evaluation of site-specific wind conditions, che specifica la procedura adottata dai membri Measnet (International Network For Harmonised And Recognised Measurements In Wind Energy) al fine di valutare le caratteristiche anemologiche sito-specifiche.

Per limitare i costi delle campagne anemometriche, la tendenza di alcuni promotori di iniziative di micro (fino a 6 kW), mini (fino a 60 kW), e medio eolico (fino a 200 kW) è quella di ridurre al massimo la tempistica di misurazione (intorno ai 6 mesi), talvolta utilizzando pali anemometrici di dimensioni anche inferiori a 2/3 l’altezza del mozzo del futuro aerogeneratore.

Tuttavia, la riduzione dei tempi di misurazione e dell’altezza del mozzo (le turbolenze generate dall’orografia del territorio aumentano quanto più ci si avvicina al livello del suolo) rendono meno affidabili le previsioni di producibilità energetica dell’impianto e, di conseguenza, le previsioni sui ricavi conseguibili.

Quali, allora, le soluzioni per soddisfare le esigenze dei promotori di impianti di media e piccola taglia coniugando affidabilità nelle previsioni, contenimento dei costi e appeal alla soluzione proposta da parte del mondo finanziario? Un pool di aziende italiane, EOS Consulting, EnergyCUBE e Geoves, attraverso stretti accordi di collaborazione hanno messo in comune le loro esperienze per poter fornire un servizio completo che copre la fornitura di stazioni anemometriche specificatamente progettate per il mini-eolico, l’analisi anemologica e stima di producibilità energetica che applica gli stessi criteri ed accorgimenti utilizzati nello sviluppo di parchi eolici di grande taglia, ed un servizio di due diligence tecnica dell’intero progetto secondo i dettami richiesti dal sistema bancario.

Stazioni anemometriche: best practise per il corretto rilevamento della risorsa eolica

In conformità alle norme IEC61400-12, le stazioni anemometriche proposte per il rilevamento della producibilità energetica di impianti di micro, mini e medio eolico, presentano le seguenti caratteristiche:

1. Acquisitore dati (Datalogger) certificato da centro Measnet per le misure di velocità vento:

a. campionamento continuo delle misure di 1Hz (1 misura al secondo). Tale aspetto è fondamentale in quanto il datalogger deve poter acquisire in continuo le variazioni della forza del vento. Campionamenti >1s non sono significativi per le misure nell’energia eolica;
b. elaborazioni anemometriche e meteorologiche ogni 10’. Le elaborazioni significative eseguite sono: minima, media, raffica, deviazione standard e turbolenza;
c. registrazione dei dati su memoria protetta da manomissioni per la bancabilità dei dati;
d. trasmissione dati via e-mail o via ftp (per la sicurezza dell’integrità dei dati si raccomanda la modalità via e-mail);
e. possibilità di inserimento da tastiera delle costanti anemometriche di slope e offset di ogni sensore;
f. visualizzazione dei dati a display;
g. possibilità di attivare eventuali riscaldatori degli anemometri mediante controllo del punto brina ricavato dalle misure di temperatura-umidità dell’aria e della pressione atmosferica.

2. Anemometro (sensore velocità vento):

a. tipo a mulinello di Robinson a 3 coppette con profilo aerodinamico studiato per installazioni in campo aperto;
b. precisione: elevato numero di impulsi/giro;
c. certificabilità: da centri Measnet. Tali centri sono riconosciuti a livello internazionale per la qualità e le tarature nel settore dell’energia eolica a garanzia degli investitori e degli istituti bancari;
d.
altezza di installazione:
1° anemometro di sommità: > 2/3 altezza mozzo dell’aerogeneratore prescelto (rif. Measnet_SiteAssessment_V1-0);
2° anemometro: ad una quota più bassa del 1° ad una distanza significativa che permetta di estrapolare la curva di crescita del vento in base all’altezza da terra.

3. Banderuola: (sensore direzione vento)

a. Tipo a banderuola a basso sbandieramento;
b. Range di misura: 0…359°;
c. Precisione: ±2°.

4. Protezione: elevatissima immunità alle fulminazioni (sensori non alimentati o isolati galvanicamente).

5. Consumi ridottissimi che consentono l’alimentazione con batterie a basso amperaggio e pannelli solari di bassa potenza anche con anemometri riscaldati.

6. Torre di supporto e sbracci

a. lunghezza e orientamento sbracci conformi IEC61400-12;
b. torre corredata di calcolo di stabilità rilasciato da professionista abilitato.

7.  Installazione: in conformità alle norme IEC61400-12 con report conforme alle linee guida Measnet.

8. Software in grado di in grado di monitorare, gestire ed elaborare i dati anemometrici e meteorologici acquisiti e ricavare una stima preliminare di producibilità della turbina eolica utilizzata.

Studi anemologici: la stima del kWh

Al termine della campagna di rilevamento, le misurazioni sperimentali vengono adeguatamente processate al fine di addivenire ad una corretta stima di producibilità energetica dell’impianto. Implementando le migliori pratiche di settore anche in ambito micro, mini e medio eolico le analisi sono eseguite tramite l’utilizzo di software previsionali, in analogia agli studi effettuati nel caso di installazioni di grande taglia. 

Tali software, infatti, sono in grado di tenere in debita considerazione non solo i dati sito-specifici del vento, ma anche gli effetti orografici, di rugosità e degli ostacoli in sito e sul punto di misurazione, in modo da migliorare sensibilmente la stima del vento effettivamente processato dagli aerogeneratori. In aggiunta, il principale vantaggio dei software è quello di combinare adeguatamente i dati di ventosità con le effettive caratteristiche tecniche delle turbine eoliche selezionate e, in particolare, di processare i dati del vento con la curva di potenza specifica della macchina. Non in ultimo, i software sono in grado di tenere in considerazione l’effettivo layout di progetto e gli effetti di disturbo provocati da altre pale eoliche eventualmente presenti.
Secondo tale approccio innovativo per il settore del mini-eolico, dunque, l’operazione di finanziamento e/o investimento può beneficiare di una stima più stabile e accurata, e conseguire i vantaggi esposti nelle precedenti sezioni. 


*Giovanni Chiesurin, GEOVES
 Claudio Ceruti e Daniel Tadini, EnergyCUBE
 Alessandro Chiusolo e Daniele De Sanctis, EOS Consulting Srl

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