Wind Energy Report

Transcript

Wind Energy Report

Wind Energy Report
Il sistema industriale italiano
nel business dell’energia eolica
Luglio 2012
www.energystrategy.it
Wind Energy Report
Il sistema industriale italiano
nel bussines dell’energia eolica
Luglio 2012
Indice
Introduzione
11
Executive Summary
13
1
1.1
La tecnologia
Il principio di funzionamento, la
struttura ed i costi di un impianto eolico
I principali trend tecnologici nello
1.2
sviluppo dell’eolico onshore
1.2.1 Le peculiarità del caso italiano
1.3
I principali trend tecnologici nello
sviluppo dell’eolico offshore
2
2.1
2.2
2.3
2.4
3
3.1
3.2
3.3
4
4.1
4.2
4.3
4.4
La normativa
Il sistema di incentivazione attualmente
in vigore
Un confronto con alcuni Paesi europei Gli extra-oneri legati all’autorizzazione
ed alla connessione degli impianti eolici
in Italia
Il cambiamento del sistema di
incentivazione in Italia
19
19
24
28
30
35
37
37
41
42
43
Il mercato
Il mercato eolico nel Mondo
Il mercato eolico in Europa
Il mercato eolico in Italia
3.3.1 L’investimento in un parco eolico in
Italia
3.3.2 Il potenziale eolico in Italia e le
previsioni di mercato
53
53
55
58
La filiera di Riccardo Vecchiato
L’articolazione della filiera eolica
Il volume d’affari
Le marginalità
I player della filiera eolica italiana
73
73
74
74
75
63
67
4.4.1 Area di business “Produzione di
aerogeneratori”
4.4.2 Area di business “Tecnologie e
componenti”
4.4.2.1 Le imprese produttrici di pale
eoliche
4.4.2.2 Le imprese produttrici del
moltiplicatore di giri
4.4.2.3 Le imprese produttrici di sistemi di
regolazione e di controllo
4.4.2.4 Le imprese produttrici del gruppo
generatore
4.4.2.5 Le imprese produttrici di torri e
strutture
4.4.3 Area di business “Progettazione e
installazione”
4.4.3.1 Le imprese di consulenza sui
progetti eolici
4.4.3.2 Le imprese di sviluppo dei progetti
eolici
4.4.3.4 Le imprese di trasporto di impianti
eolici
4.4.4 Area di business “Gestione impianti”
5
5.1
5.2
5.3
76
81
82
83
84
85
86
87
88
88
92
93
Il mini eolico
La tecnologia
La normativa
Il mercato
5.3.1 Le previsioni ed il potenziale di
mercato
5.4
La filiera
97
97
100
105
Gruppo di lavoro
115
Metodologia
117
Bibliografia
119
Elenco delle organizzazioni intervistate
121
La School of Management
e l’Energy & Strategy Group
123
I Partner della ricerca
125
WIND ENERGY REPORT • COPYRIGHT © DIG – POLITECNICO DI MILANO
108
111
3
Indice delle figure
Figura 1.1
Figura 1.2
Figura 1.3
Figura 1.4
Figura 1.5
Figura 1.6
Figura 1.7
Figura 1.8
Figura 1.9
Figura 1.10
Componenti di un aerogeneratore con generatore asincrono
Impatto componenti su costo di un impianto eolico (con generatore asincrono)
Composizione del costo di investimento per un impianto eolico in Europa
Costi di produzione dell’energia eolica
Composizione del costo di investimento per un impianto eolico in Italia
Andamento del LEC in Italia negli ultimi anni
Confronto tra i prodotti installati da Vestas in Italia e nel Mondo nel 2011
Confronto tra i prodotti installati da Vestas in Italia e nel Mondo nel 2004 e nel 2008
Andamento delle installazioni in Europa di impianti eolici offshore nell’ultimo decennio
Distribuzione geografica della potenza complessivamente installata in Europa alla fine
del 2011
Sistemi di “fondazione” utilizzati fino ad oggi in impianti offshore
21
22
23
24
28
29
30
30
31
Figura 2.1
Figura 2.2
Variazione percentuale della potenza eolica installata in Italia anno su anno
Confronto tra il livello di incentivazione per la fonte eolica in Italia e nei principali Paesi europei
41
Figura 3.1
Figura 3.2
Figura 3.3
Figura 3.4
Figura 3.5
Figura 3.6
Andamento della potenza eolica cumulata installata a livello globale
Peso dei principali Paesi asiatici sul totale della potenza installata in Asia nel 2011
Andamento della potenza cumulata in impianti eolici nei principali Paesi europei
Andamento della potenza eolica cumulata installata in Italia
Ripartizione della potenza eolica installata nelle principali Regioni italiane
Evoluzione della taglia media dei parchi eolici entrati in esercizio anno per anno in
Italia (in MW)
Andamento della taglia media degli aerogeneratori entrati in esercizio anno per anno
in Italia (in kW)
Andamento dell’altezza media degli aerogeneratori entrati in esercizio anno per anno
in Italia (in m)
Quota totale di mercato dei principali produttori di aerogeneratori in Italia a fine 2011
Quota della potenza installata da Vestas in Italia e nel Mondo con diversi modelli di
aerogeneratori
Ripartizione in classi di potenza degli aerogeneratori installati nelle Regioni italiane
più ventose
Elenco delle prime 15 società titolari di impianti eolici in Italia per potenza totale installata
Ripartizione dei produttori di energia eolica in Italia per provenienza geografica
Ripartizione dei produttori di energia eolica attivi in Italia per settore di appartenenza
Attività e tempi per l’entrata in esercizio di un impianto eolico da 20 MW in Italia
Andamento dell’IRR di un impianto eolico da 20 MW installato in Italia al variare del
costo di investimento e della producibilità del sito (con incentivo rappresentato dai CV)
Andamento dell’IRR di un impianto eolico da 20 MW installato in Italia al variare del
costo di investimento e della producibilità del sito (con incentivo rappresentato dall’asta al ribasso)
Producibilità specifica delle diverse Regioni italiane a 75 m di altitudine (in MWh/MW)
53
55
58
57
58
Figura 1.11
Figura 3.7
Figura 3.8
Figura 3.9
Figura 3.10
Figura 3.11
Figura 3.12
Figura 3.13
Figura 3.14
Figura 3.15
Figura 3.16
Figura 3.17
Figura 3.18
32
34
42
58
59
59
60
60
61
62
63
63
64
65
66
67
5
Indici
Figura 3.19
Figura 3.20
Figura 3.21
Figura 3.22
Potenziale eolico nelle principali Regioni italiane con il livello di incentivazione in essere al 2012
Previsioni di nuove installazioni eoliche in Italia nel triennio 2013-2015
Potenziale di potenza eolica installabile in interventi di repowering in Italia nel triennio
2013-2015
68
68
69
70
Figura 4.1
Figura 4.2
Figura 4.3
Figura 4.4
Figura 4.5
Articolazione della filiera eolica e principali aree di business
EBITDA margin medio delle imprese operanti delle diverse fasi della filiera eolica nel 2011
Le imprese nella filiera eolica italiana
Ripartizione del mercato mondiale 2011 degli aerogeneratori eolici
Livello di installazioni per i principali produttori di aerogeneratori attivi sul mercato
italiano dell’eolico di grande taglia dal 2000 ad oggi
73
75
76
78
Figura 5.1
Figura 5.2
Figura 5.3
Figura 5.4
Esempio di aerogeneratore ad asse verticale dell’impresa italiana Pramarc
LEC degli impianti mini eolici al variare della taglia
Analisi della numerosità degli impianti mini eolici per taglia
Confronto tra investimenti in un impianto da 20 kW nel 2012 e nel 2013 al variare del
sistema di incentivazione
Confronto tra investimenti in un impianto da 80 kW nel 2012 e nel 2013 al variare del
sistema di incentivazione
Andamento della potenza installato in impianti mini eolici in Italia
Distribuzione dell’installato totale alla fine del 2011 in impianti mini eolici
Distribuzione di territorio italiano caratterizzato da una certa ventosità media
Filiera italiana del mini eolico
98
100
102
Figura 5.5
Figura 5.6
Figura 5.7
Figura 5.8
Figura 5.9
6
79
104
104
106
107
110
111
Indice delle tabelle
Tabella 1.1
Tabella 1.2
Tabella 1.3
Tabella 1.4
Tabella 1.5
Tabella 1.6
Tabella 2.1
Tabella 2.2
Tabella 2.3
Tabella 2.4
Tabella 2.5
Tabella 2.6
Tabella 2.7
Tabella 2.8
Tabella 3.1
Tabella 3.2
Tabella 3.3
Tabella 3.4
Tabella 3.5
Tabella 4.1
Principali progetti di sviluppo di nuovi aerogeneratori per potenza
Principali produttori di aerogeneratori e tecnologia utilizzata (ordinati per quota di
mercato a livello mondiale nel 2011)
Portafoglio prodotti attuale di Siemens e Vestas
Parametri della velocità del vento per le classi di turbine eoliche
Principali impianti offshore entrati in esercizio o in stato avanzato di completamento
nel corso del 2011 e del 2012
Principali progetti offshore presentati in Italia negli ultimi anni
Gli strumenti di incentivazione della produzione di energia elettrica da fonte eolica in
Italia
Le principali modifiche al sistema dei Certificati Verdi in Italia
Ricavi totali per MWh prodotto da fonte eolica negli ultimi anni in Italia
Meccanismi di incentivazione in funzione della taglia dell’impianto
Potenza eolica incentivabile tramite registro
Contingente di potenza disponibile per impianti eolici tramite asta al ribasso
Requisiti autorizzativi per accedere all’asta al ribasso per gli impianti eolici
Tariffe previste dallo Schema di Decreto del 13 Aprile per gli impianti eolici
Principali Paesi per potenza eolica installata e cumulata (dati in MW)
Principali impianti eolici entrati in esercizio in Italia nei primi mesi del 2012
Investimento “tipo” in un impianto eolico in Italia
Potenziale di repowering derivante dalla sostituzione di turbine da 850 kW con turbine
da 2 MW
Potenziale eolico installabile nelle aree marine italiane con ipotesi di sfruttamento delle
aree idonee pari al 2,5% Tabella 4.6
Tabella 4.7
Tabella 4.8
Tabella 4.9
Tabella 4.10
Tabella 4.11
Tabella 4.12
Principali scelte di esternalizzazione delle imprese attive nella produzione di aerogeneratori
I principali operatori attivi nella produzione di aerogeneratori
I principali operatori attivi nella produzione di pale eoliche
I principali operatori attivi nella produzione di gearbox
I principali operatori attivi nella produzione di cuscinetti e sistemi di regolazione
(pitch e yaw)
I principali operatori attivi nella produzione di componenti del gruppo generatore
I principali operatori attivi nella produzione di torri e strutture per impianti eolici.
I principali operatori attivi nella fornitura di servizi di consulenza sul progetto eolico
I principali operatori attivi nello sviluppo di progetti eolici in Italia
I principali operatori attivi nell’installazione di impianti eolici in Italia
I principali operatori italiani attivi nel trasporto di impianti eolici
I principali operatori attivi nella gestione degli impianti
Tabella 5.1
Nuove modalità di accesso ai sistemi di incentivazione
Tabella 4.2
Tabella 4.3
Tabella 4.4
Tabella 4.5
25
26
27
28
33
36
37
40
40
45
46
47
47
49
54
57
65
70
71
77
79
83
84
85
86
87
89
90
91
92
94
101
7
Indici
Tabella 5.2
Tabella 5.3
Tabella 5.4
Tabella 5.5
8
Taglie, durata e nuovi livelli di incentivazione per il mini eolico Caratteristiche di due investimenti in impianti mini eolici
Disponibilità di dighe foranee nei principali porti italiani
I principali produttori di aerogeneratori per il mercato del mini eolico attivi in Italia
103
103
109
112
Indice dei box
Box 1.1
Box 1.2
Box 1.3
Box 1.4
Box 1.5
Il LEC degli impianti eolici e la grid parity
La classificazione CEI (Commissione Elettrotecnica Internazionale) degli aerogeneratori
Bard
I sistemi di “fondazione” degli impianti offshore
L’eolico offshore galleggiante
23
27
32
34
35
Box 2.1
Box 2.2
Box 2.3
Box 2.4
Box 2.5
Box 2.6
L’impatto dell’eolico sul PUN e sulla componente A3
Il sistema di incentivazione in Germania
Il sistema di incentivazione in Francia
Il sistema di incentivazione in Gran Bretagna
Gli oneri di dispacciamento
Alcune richieste delle Regioni sullo Schema di Decreto
39
42
43
43
44
50
Box 3.1
Box 3.2
Box 3.3
Box 3.4
Box 3.5
La mancata produzione eolica
Il processo di autorizzazione di un impianto eolico
La sicurezza nei parchi eolici
Modalità di finanziamento di un parco eolico in Italia
Il potenziale dell’eolico offshore in Italia
61
64
66
67
71
Box 4.1
Box 4.2
Box 4.3
Box 4.4
Box 4.5
Box 4.6
Box 4.7
Box 4.8
Vestas Italia Leitwind
Moncada Energy Group
Brevini Group
MF Trasformatori
Falck Renewables
Italian Vento Power Corporation (IVPC)
Alerion Clean Power
80
80
81
85
86
91
94
95
Box 5.1
L’integrazione architettonica del mini eolico: la BAWT, Building-Augmented Wind Turbines
L’iter autorizzativo per i piccolissimi impianti
L’accordo Federcasse – Legambiente
Il mini eolico nel porto di Genova
Box 5.2
Box 5.3
Box 5.4
99
102
108
109
9
Introduzione
L’eolico è indubbiamente una delle tecnologie per la
produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile
più mature, con costi di generazione al kWh ormai
prossimi, nei siti caratterizzati da buona ventosità,
alla grid parity. Ciò nonostante non si è arrestato
lo sforzo dei produttori nell’incrementare le prestazioni (ad esempio agendo sull’ampiamento del
diametro del rotore o implementando sistemi di generazione sincrona) e l’efficienza di trasformazione
elettrica. Ancora più significativi sono stati gli investimenti per le tecnologie dell’eolico offshore, per il
quale a livello europeo si stimano opportunità assai
significative di sviluppo, e – anche se su scala comparabilmente più limitata – un discreto fermento
si osserva nel cosiddetto mini eolico, ossia aerogeneratori di piccola taglia (da pochi kW a circa 200
kW) in grado di abilitare la generazione di energia
elettrica distribuita al servizio del fabbisogno di varie utenze elettriche.
In Italia ad oggi sono installati poco meno di 7
GW di potenza eolica in impianti di grande taglia, con una crescita di oltre il 25% negli ultimi 10
anni. Questi parchi eolici assicurano una produzione di circa 10 TWh di energia elettrica all’anno,
in grado teoricamente di soddisfare il fabbisogno
di 3 mln di famiglie. I segnali positivi sono molti. Il
mercato italiano ha fatto registrare tassi di crescita importanti, nonostante i continui cambiamenti
al sistema dei Certificati Verdi, che hanno creato
forte incertezza tra gli operatori, procedure per
l’autorizzazione e la connessione degli impianti
così complesse da determinare extra-costi per gli
investitori nell’ordine del 20% rispetto alla media
europea, e una producibilità media di circa 1.550
MWh/MW. La generosità della tariffa onnicomprensiva ha inoltre permesso di realizzare una crescita nelle installazioni di impianti mini eolici che,
nonostante siano ancora una nicchia di mercato
(con circa 10 MW di potenza totale installata in
Italia), hanno attirato l’interesse di diversi produttori italiani, che si sono cimentati con questo tipo
di tecnologia. Resta invece al palo l’eolico offshore,
a causa delle caratteristiche poco adatte dei fon-
dali marini italiani e, soprattutto, delle procedure
burocratiche eccessivamente complesse e caratterizzate da “conflitti di interesse” fra attori locali e
nazionali. È partendo da questa situazione che il
Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili, messo a punto dal Governo nel 2010, ha fissato degli obiettivi “sfidanti” per l’eolico italiano al
2020, che si stabilisce debba raggiungere i 12 GW
(+70%) di potenza installata con tecnologia onshore, oltre a (ancor più ambiziosi giacché si parte da
zero) 600 MW offshore.
Più recentemente, tuttavia, il D.Lgs. 28/2011 (noto
come Decreto Rinnovabili) e lo schema di Decreto
Attuativo pubblicato il 13 Aprile 2012 (di cui si attende la versione definitiva dopo il dibattito di inizio Giugno in Conferenza Unificata Stato-Regioni)
hanno completamente modificato il sistema di incentivazione a supporto della produzione eolica in
Italia, sia per quanto riguarda i grandi impianti che
per il mini eolico. C’è molta preoccupazione tra gli
operatori del settore in merito all’impatto che il
nuovo sistema di incentivi potrà avere sul mercato e soprattutto sulla filiera nazionale dell’eolico, e
forti dubbi sono stati avanzati sulla effettiva possibilità di raggiungere i risultati stabiliti nel Piano di
Azione Nazionale, anche per la parte onshore.
La prima edizione del Wind Energy Report dell’Energy & Strategy Group intende innanzitutto approfondire e discutere l’impatto che il cambiamento del sistema di incentivazione in atto avrà sullo
sviluppo futuro dell’eolico nel nostro Paese e condividere le aspettative degli operatori e delle associazioni su questo tema. A questo approfondimento
si affianca un’analisi sullo stato e sulle prospettive
del mini eolico in Italia, oltre ad una presentazione
delle principali dinamiche tecnologiche, di mercato
e normative, che hanno interessato e che interesseranno l’eolico nei prossimi anni nel nostro Paese.
Ancora una volta, la ricerca è stata resa possibile dal
supporto delle imprese partner e dai patrocinatori,
a cui va la nostra profonda gratitudine. Il prossimo
appuntamento con le ricerche dell’Energy & Stra-
11
Introduzione
tegy Group è per il prossimo Novembre, quando
verrà presentata la seconda edizione dell’Energy Ef-
Umberto Bertelè
School of Management
12
ficiency Report, dedicata all’efficienza energetica nei
processi industriali.
Vittorio Chiesa
Direttore Energy & Strategy Group
Executive Summary
Il Wind Energy Report, che viene oggi presentato
nella sua prima edizione, costituisce per così dire
il naturale completamento dell’offerta di Rapporti
di Ricerca dell’Energy&Strategy Group, andando
ad analizzare il business della seconda fonte rinnovabile in Italia per potenza installata dopo il
fotovoltaico nel 2011 e la prima per produzione
elettrica nel 2010 (in entrambe i casi ovviamente
escludendo la “storica” presenza dell’idroelettrico
nel nostro Paese). Anche per l’eolico – che ha avuto una crescita estremamente rilevante negli ultimi
anni – abbiamo applicato il nostro consueto framework per l’interpretazione delle dinamiche di
business, che consiste nell’analizzare ed il discutere le dinamiche che hanno interessato la tecnologia, la normativa ed ovviamente il mercato e la
filiera industriale dell’eolico in Italia. Nell’executive summary, tuttavia, abbiamo deciso di proporre
– lasciando al lettore dell’intero Rapporto l’approfondimento verticale sulle singole tematiche sopra
identificate – una lettura orizzontale per “macrosegmenti” di mercato, riassumendo i risultati più
interessanti emersi dalla analisi in relazione agli
impianti sulla terraferma di medie e grandi dimensioni (ossia comunque sopra i 200 kW e che
corrispondono oggi a oltre il 99% dell’installato
in Italia), agli impianti mini eolici (meno del restante 1%) ed infine agli impianti offshore di cui,
nonostante l’elevato potenziale del nostro Paese,
non si registra ad oggi alcuno sviluppo in Italia.
L’eolico onshore di medie e grandi dimensioni
L’installazione di un impianto eolico onshore di medie e grandi dimensioni richiede complessivamente
– se si prende a riferimento il dato medio europeo
dell’ultimo biennio – investimenti nell’ordine di
1,4 mln €/MW. Larga parte di questi costi (circa
il 72%) è dovuto al costo dell’aerogeneratore, il
vero e proprio cuore del sistema eolico, che ha il
compito di “catturare” l’energia cinetica del vento,
trasformarla in energia meccanica attraverso l’impiego delle pale eoliche (con diametri di oltre 100
metri per impianti singoli di taglia pari a 3,5 MW)
ed infine, con l’ausilio di un generatore, in energia
elettrica. La restante parte dell’investimento serve a
coprire i costi di consulenza tecnica e sviluppo del
progetto (che pesano circa per l’8%, comprensivo
anche della gestione delle pratiche autorizzative), ed
i costi per la realizzazione delle infrastrutture civili
ed elettriche indispensabili a garantire il collegamento dell’impianto alla rete.
Soprattutto a causa dei limiti fisici insiti nel modo
in cui si “cattura” l’energia del vento, gli impianti
eolici oggi installati hanno una efficienza media misurata “ai morsetti”, ovvero tenendo conto
dell’energia elettrica effettivamente immessa in rete
rispetto a quella eolica impattante sulle pale e dalla
disponibilità media di vento, in assoluto piuttosto
bassa e compresa fra 12 e 15%. Ciò nonostante –
tenendo conto di una producibilità media in Europa
corrispondente a 2.000 ore equivalenti di pieno funzionamento (ovvero rispetto alle quali un impianto
della taglia di 1 MW produce 2.000 MWh/anno) e
di un ciclo di vita pari almeno a 20 anni – il costo
dell’energia prodotta (o LEC – Levelized Energy
Cost) da impianti eolici in Europa è in media pari
a 7 c€/kWh, ovvero si sta già lavorando in condizioni molto prossime alla grid parity.
E’ evidente come in questo caso la sfida principale
a livello di sviluppo della tecnologia sia quella di
rendere ancora più competitiva la produzione di
energia da fonte eolica. E’ indubbio, infatti, che il
valore di LEC sopra riportato risenta direttamente
delle scelte di posizionamento degli impianti che
hanno ad oggi privilegiato naturalmente le aree a
maggiore ventosità. Siamo ancora però ben lontani dal pieno sfruttamento dell’energia del vento
e la ricerca si sta concentrando sull’incremento
dell’efficienza, ovvero sulla riduzione della soglia
di ventosità (ad oggi attorno ai 6 m/s) che rende
appetibile un investimento in un impianto eolico.
Le strade da percorrere in questo senso possono ricondursi a tre, con una elevata varietà di competenze di base (dall’aerodinamica, alla meccanica, alla
fisica) in gioco: (i) l’incremento – mediante l’intro-
13
Executive Summary
duzione di più complessi sistemi di posizionamento
e controllo delle pale del rotore – dell’efficacia di
“cattura” del vento impattante; (ii) l’aumento – attraverso la “scala” degli aerogeneratori, che è passata
dagli 800 kW di 10 anni fa ai 3,5 MW di oggi, e la
conseguente ampiezza del diametro delle pale – della efficienza di trasformazione meccanica dell’energia del vento; (iii) la riduzione delle perdite
di trasformazione in energia elettrica, soprattutto
con l’adozione di generatori elettrici sincroni basati sul principio dei magneti permanenti rispetto ai
tradizionali sistemi trifase ad induzione (che richiedono un delicato meccanismo di moltiplicazione
dei giri).
Rispetto a questo quadro “idilliaco”, la situazione
specifica dell’Italia presenta non poche caratteristiche negative. In primo luogo va sottolineato come
il livello medio di costo di un impianto eolico nel
nostro Paese, registrato negli ultimi anni, è stato
pari a 1,6 mln €/MW (circa il 20% in più rispetto
alla media europea), soprattutto a causa degli extracosti di sviluppo e progettazione (dovuti agli elevati
tempi e costi necessari alla concessione delle autorizzazioni) e al costo per l’acquisizione dei terreni e la
predisposizione delle necessarie infrastrutture viarie, che risulta doppio rispetto alla media europea.
Inoltre, sembra che il nostro Paese sia rimasto “indifferente” al trend di incremento delle dimensioni
e delle potenze dei singoli aerogeneratori, con una
dimensione media decisamente più limitata rispetto
agli altri Paesi europei. Poiché la crescita della taglia
è, come discusso prima, “sinonimo” di innovazione
tecnologica, il gap misurato equivale a dire che ogni
anno in Italia vengono installati aerogeneratori
che negli altri mercati eolici più sviluppati non si
utilizzano più ormai da più di 2 anni. La ragione,
in questo fortemente connessa alla precedente, è il
lungo processo di autorizzazione e realizzazione di
un impianto nel nostro Paese che, con una durata
complessiva di circa 4 anni, è più lungo di oltre il
50% rispetto a quello tedesco. A questo si aggiunge
il fatto che, per limitare l’impatto dei complessi processi autorizzativi, gli operatori preferiscono installare macchine di limitate dimensioni, anche se meno
efficienti e performanti.
Il mercato italiano è pur tuttavia il settimo mercato al mondo ed il quarto in Europa (dopo Germania, Spagna e Francia), con una potenza cumulata a fine 2011 di 6,7 GW (il 7% del totale a livello
europeo e il 3% a livello mondiale), distribuita in
oltre 5.300 aerogeneratori. Di questi circa 0,95
GW (e 587 aerogeneratori) sono stati installati
14
nel corso dell’ultimo anno, in linea con i livello
di domanda dell’anno precedente e con un trend
estremamente positivo che negli ultimi 10 anni ha
fatto segnare incrementi medi della nuova potenza
installata pari al 26% l’anno.
La nostra analisi ha permesso di evidenziare come il
livello della redditività full equity di un impianto
eolico di medie dimensioni in Italia sia compreso tra il 10 e il 15% per producibilità intorno ai
2.000 MWh/MW (condizioni che si riscontrano, ad
esempio, nel Sud Italia ed in particolare in Puglia
ad altezze di 75 metri dal suolo, ove appunto si concentra la gran parte delle installazioni), e tra il 2
e il 5% per producibilità intorno ai 1.000 MWh/
MW (condizione tipica, ad esempio, del Nord Italia,
in Regioni come la Lombardia sempre a 75 metri di
altezza). E’ ovvio che, perché il mercato si sviluppi e
per ottenere rendimenti di questo tipo, lo svantaggio indicato in precedenza con riferimento al maggior costo di investimento deve necessariamente
essere controbilanciato da un generoso sistema di
incentivazione (in media ancora nel 2012 del 20%
più “generoso” rispetto alla media europea).
Dopo un periodo di “espansione”, nel 2007 e soprattutto nel 2008, conseguente all’introduzione
dell’obbligo di ritiro da parte del GSE dei Certificati Verdi invenduti (il sistema di incentivazione
con cui a partire dal 2000 si è “finanziato” il settore
dell’eolico, oltre alle altre rinnovabili elettriche non
fotovoltaiche), si sono susseguiti a partire dalla
metà del 2009 interventi di contenimento della
spesa da parte del legislatore che hanno più volte
messo in dubbio dalle fondamenta il meccanismo
dei Certificati Verdi. Sino ad arrivare al 2011, con
l’emanazione del Decreto Rinnovabili (D.Lgs.
28/11) che ne ha previsto la definitiva cessazione
a partire dal 2013 ed il conseguente rallentamento delle installazioni cui stiamo oggi assistendo.
Il 13 Aprile 2012 è stato pubblicato – anche se si
attende ancora a giorni la pubblicazione della versione definitiva, dopo il dibattito e l’intervento della
Conferenza Stato-Regioni nelle prime settimane di
Giugno – lo schema di Decreto Interministeriale
che deve dare corso “operativo” alle linee guida
stabilite nel 2011.
Il sistema a detta degli operatori presenta luci ed
ombre, ma con le ultime purtroppo a prevalere.
Se infatti non paiono esserci problemi di sorta per
gli impianti che entreranno in funzione entro la
fine del 2012 e per tutti quelli attualmente in fun-
Executive Summary
zione, per i quali è previsto un transitorio verso
l’eliminazione dei Certificati Verdi estremamente “morbido” e non impattante sulla redditività
dell’investimento.
Molto più complessa è la situazione per i nuovi impianti, soprattutto quelli con taglia superiore a
5 MW (oltre il 99% della nuova potenza entrata in
funzione nel 2011), per i quali è prevista l’assegnazione degli incentivi tramite procedura pubblica
di asta al ribasso, bandita dal GSE con cadenza annuale. Le tariffe incentivanti (ossia la base d’asta)
sono state riviste al ribasso ma se ne è prolungata l’applicazione (da 15 a 20 anni) garantendo
in buona sostanza livelli di redditività, almeno
sulla carta, assolutamente sostenibili. Quello che
gli operatori del settore però criticano fortemente,
probabilmente a ragione, è il livello estremamente
limitato del contingente di potenza incentivabile attraverso il meccanismo dell’asta (1.500 MW
per il prossimo triennio, circa metà di quanto fatto
registrare come installato del triennio appena trascorso) e l’introduzione di un ulteriore grado di
complessità burocratica ed incertezza (in altre parole maggiori costi, tempi e difficoltà nel negoziare
il debito con le banche).
In una situazione come questa le nostre previsioni
sull’installato dei prossimi 3 anni sono comprese
tra molto meno di 1 GW – in uno scenario pessimistico in cui l’acuirsi della competizione nelle aste
comportasse che il 50% degli impianti aggiudicatari
non saranno in realtà realizzati a causa di livelli tariffari troppo bassi, oppure dello svilupparti di un
deleterio “mercato della carta”, quale quello di cui
si è già avuto esempio nel fotovoltaico della prima
ora – a quasi 1,5 GW nel caso in cui il settore sia comunque in grado di adattarsi rapidamente al nuovo
meccanismo. In entrambe i casi decisamente inferiore al potenziale di circa 3 GW nel prossimo
triennio, che gli operatori riconoscevano al settore prima dell’entrata in vigore dei nuovi incentivi.
Al potenziale per il nuovo installato andrebbe
poi aggiunto il mercato, sulla carta estremamente interessante, del repowering di parchi eolici già
esistenti. La sostituzione di aerogeneratori datati
con tecnologie più innovative consente di sfruttare la maggiore efficienza di macchine che hanno
raggiunto più elevati diametri e altezze del mozzo
a parità di occupazione del suolo. L’aumento possibile della potenza che si otterrebbe sostituendo gli
impianti dotati di turbine con potenza inferiore a 1
MW installati fino al 2001 in Italia è pari a 1,6 GW.
Se si amplia l’orizzonte di analisi considerando gli
impianti realizzati fino al 2005, il potenziale raggiungibile per repowering è di circa 2,7 GW. Anche in questo caso, però, purtroppo le procedure
di incentivazione previste dallo Schema di Decreto del 13 Aprile 2012 penalizzano questi interventi di ri-potenziamento, prevedendovi il medesimo,
e particolarmente complesso, processo di autorizzazione che si applica ai nuovi impianti. In base alle
interviste effettuate, emerge come siano molto pochi gli operatori disposti a sobbarcarsi questi oneri burocratici, il che lascerà probabilmente ampiamente inespresso questo potenziale di repowering.
Le previsioni di riduzione dei volumi installati certo non aiutano una filiera che ha generato
nel 2011 complessivamente 3,3 mld € di volume
d’affari, già sostanzialmente stabile rispetto al 2010.
Nel Rapporto si analizza con dovizia di particolari
l’articolazione della filiera industriale dell’eolico nel
nostro Paese e quindi alla lettura integrale del capitolo 4 si rimanda per ulteriori approfondimenti su
questo articolato tema. Giova qui però sottolineare
come anche per l’eolico, come per tante altre fonti
rinnovabili, la presenza italiana – che pure è rilevante con oltre 230 imprese censite nella nostra
indagine – si concentra sostanzialmente nelle fasi
“a valle” della filiera. Il 71% delle imprese di progettazione e installazione è italiano (con margini
medi calcolati sull’EBITDA del 14%) ed analoghe
percentuali si rilevano nella fase di gestione e manutenzione degli impianti (con EBITDA margin
più elevati e variabili), mentre la restante parte è per
lo più rappresentata da operatori esteri con filiale in
Italia. La quota di aziende del nostro Paese scende però al 48% se consideriamo la produzione di
componenti (9% di EBITDA margin)e rappresenta
solo il 14% sul totale delle realtà che producono
aerogeneratori (10% di EBITDA margin). Nei segmenti più a monte della filiera le aziende straniere
con filiale italiana sono più presenti dal punto di
vista numerico e c’è più spazio per l’import puro
dall’estero.
Il mini eolico
Si identificano in questo Rapporto con il termine mini eolico, coerentemente con quanto previsto
dalla normativa italiana (anche se giova sottolineare
come non esiste una definizione universalmente riconosciuta), gli aerogeneratori per la produzione di
energia elettrica di taglia compresa fra 1 e 200 kW.
Si tratta in buona sostanza di sistemi di trasformazione dell’energia del vento in energia elettrica molto
15
Executive Summary
simili (ad eccezione delle soluzioni, assai poco diffuse
però, con asse di rotazione verticale e quindi “parallelo” anziché ortogonale alla direzione del vento) a
quelli di più grandi dimensioni, ma con la possibilità
– particolarmente interessante in Italia – di avviarsi
e quindi di produrre energia anche a velocità nell’intorno di 3 m/s (circa 11 km/h) contro i 5-6 m/s dei sistemi più grandi. L’incremento delle ore potenziali
di funzionamento è però più che controbilanciato
dalle minori efficienze di “scala” nella generazione
elettrica e nel costo di investimento, che va dal +70%
sino al +300% (per gli impianti sotto i 10 kW) rispetto all’eolico di medie e grandi dimensioni. A questo
vanno poi aggiunti – salvo i casi “fortunati” in cui il
dato è già a disposizione – i costi per la realizzazione della campagna anemometrica, che costituisce un
ulteriore aggravio sino al 10% del totale dell’investimento per le taglie inferiori a 5 kW.
In buona sostanza, un impianto da 10 kW che
funziona per 20 anni e produce mediamente 15
MWh all’anno ha un LEC di 16 c€/kW. Un valore
certo quasi doppio rispetto all’analogo registrato per gli impianti più grandi, ma se si considera
che in questo caso l’impianto può essere al servizio
di utenze residenziali, commerciali o industriali di
piccola taglia, il termine di paragone per la grid
parity si sposta al costo di acquisto dell’elettricità
dalla rete (in media proprio 16 c€/kW in Italia per
questo tipo di utenze).
Nonostante questo, le problematiche autorizzative
cui anche in questo caso (anche se su scala relativamente inferiore) si va incontro e, soprattutto, il paragone “impietoso” con sistemi di generazione alternativi quali il fotovoltaico (che oggi costa mediamente
il 30% in meno e genera rendimenti di investimento
per queste taglie comunque più elevati a parità di potenza) hanno fatto sì che il mercato italiano del mini
eolico rimanesse un mercato di nicchia. Alla fine
del 2011, in Italia la potenza complessivamente installata in impianti mini eolici ha raggiungo i 13
MW (il 2% del totale mondiale, che è per l’80% equamente suddiviso fra Cina e USA), distribuiti in circa
300 installazioni. Il valore assoluto è certo non significativo ma vi sono comunque almeno due segnali
importanti che devono essere sottolineati: il trend di
crescita quasi esponenziale che dal 2009 ad oggi ha
permesso al mercato del minieolico di “guadagnare” un ordine di grandezza, da poco più di 1,5 MW
a oltre 13 MW appunto; il balzo delle installazioni
nel corso del 2011, anno nel quale si sono installati impianti per 9,1 MW, corrispondenti a 2,1 volte
la potenza cumulata alla fine del 2010. E’ la Puglia,
16
anche in questo caso, con oltre 4,7 MW di potenza
installata, la Regione leader in Italia per il mini eolico,
seguita al 25% di quota (3,4 MW) dalla Campania e
dalla Basilicata (14% con 1,8 MW). Le Regioni del
Centro (25%) e del Nord Italia (5%) giocano invece
un ruolo marginale. Le previsioni di mercato per
il 2012 appaiono ancora positive con una crescita
delle installazioni nell’intorno di 10 MW, portando ancora una volta al quasi raddoppio dell’installato
totale nel corso di un anno. Ancora più interessante
sottolineare come i titolari di impianti mini eolici
in Italia siano in buona sostanza le imprese agricole e le tenute olivicole e vitivinicole. Si tratta del segmento di mercato che si è rivelato e si attende nel breve rimanere più sensibile – soprattutto in un periodo
di fortissima crisi della produzione agricola – alla
possibilità di integrare il proprio reddito con l’incentivazione derivante dalla produzione di energia elettrica da mini eolico. La disponibilità di grandi aree e
quindi la possibilità, da un lato, di scegliere quelle ove
fosse migliore l’esposizione al vento e, dall’altro lato,
di ridurre le “opposizioni” all’installazione da parte
di altri soggetti e soprattutto dalla Pubblica Amministrazione, ha fatto il resto.
Se si sposta l’orizzonte di riferimento al 2013, tuttavia, la situazione diviene molto più incerta. Si
attende infatti l’introduzione – per effetto delle conseguenze del Decreto Rinnovabili del 2011 – di un
meccanismo di regolamentazione degli accessi agli incentivi mediante Registro per tutti gli impianti sopra i
50 kW. Le tariffe onnicomprensive garantite per gli
impianti eolici di piccola taglia (a cui accedono direttamente gli impianti sotto i 50 kW) sono giudicate
interessanti e, pur in un contesto generale di “tagli”,
ancora ben remunerative. Il tasso di ritorno relativo al
nuovo sistema di incentivazione è pressochè identico
(e addirittura superiore per gli impianti più piccoli,
dove minore è il taglio della tariffa) a quello garantito
dall’attuale incentivazione, con rendimenti di tutto rispetto che vanno dal 6-7% (se si assume la condizione
di ventosità media nel nostro Paese) sino a oltre il 10%
per i siti maggiormente ventosi. Eppure, ancora una
volta, ed anche visti i numeri limitati del minieolico,
il legislatore pare non aver tenuto in debito conto (il
93% delle installazioni attuali ha una taglia inferiore
a 80 kW) di come rendere complesso il processo di
autorizzazione introduce maggiore incertezza nelle
tempistiche e aumenti la difficoltà di avere accesso a
finanziamenti dal sistema bancario.
Nonostante quindi un potenziale molto ampio –
fino a 1.000 MW di installazioni nel lungo termine
– il mercato italiano sembra destinato (in assenza
Executive Summary
di modifiche che possano intervenire a valle delle
discussioni dello schema di Decreto) a rimanere
“mini” anche nei numeri. A risentirne in particolare è la filiera industriale, estremamente parcellizzata e caratterizzata dall’assenza di grandi operatori,
ma che comunque può contare su oltre 150 imprese
(in larga parte italiane e con 10/15 addetti in media)
impiegate sia nella attività di progettazione e installazione, che nelle attività di produzione degli aerogeneratori e dei componenti. Le imprese del mini
eolico tuttavia - la maggior parte delle quali nate
negli anni 2000 – stanno dimostrando una buona
capacità di reazione, puntando sull’innovazione tecnologica e sull’espansione in altri mercati
europei come “ricetta” per superare la crisi, non
tanto quella di oggi quanto quella che si troveranno
verosimilmente ad affrontare dal 2013.
L’eolico offshore
Le installazioni eoliche marine rappresentano indubbiamente una delle frontiere, sia dal punto di vista della tecnologia che del business, più interessanti
del settore nel suo complesso. Va però chiarito, quasi in premessa, che tutti i progetti presentati negli
ultimi anni in Italia sono stati bocciati o si sono
“arenati” nella fase autorizzativa.
La situazione appare completamente diversa se
si guarda all’Europa nel suo complesso, con 3,8
GW complessivamente installati nel 2011 e con
un tasso di crescita annuo ponderato nel periodo 2007-2011 del 41%. Nel corso dell’ultimo anno
sono stati installati nei mari dell’Europa 9 impianti
per 235 turbine, con una potenza complessiva pari
a 866 MW. La realizzazione di questi impianti ha richiesto investimenti per oltre 2 mld € (il 25% del
totale investito in Europa nel settore eolico nel
suo complesso), in crescita questi del 40% rispetto
agli 1,5 mld € circa investiti nel 2010. Le previsioni
più accreditate riportano la quota di investimenti in
impianti offshore in possibile crescita sino a raggiungere il 50% del totale investito nel settore eolico in
Europa entro il 2020. L’interesse per questo tipo di
applicazioni è confermato dal fatto che Regno Unito
Davide Chiaroni
Responsabile della Ricerca
e Germania stanno guidando la corsa per le nuove
installazioni, avendo attivato già oggi nuovi progetti che dovrebbero portare a 2,3 GW installati entro i
prossimi 5 anni.
L’interesse per le installazioni offshore si basa sul
fatto che: (i) possono sfruttare maggiormente,
per l’assenza di ostacoli (edifici o alture), le correnti
aeree, che peraltro si manifestano con maggiore intensità sul mare; (ii) non hanno, purché opportunamente distanziate dalla costa, un impatto negativo
sul paesaggio e certamente non interferiscono con
le attività umane. Ovviamente a questi vantaggi si
accoppiano altrettanti svantaggi che possono per
simmetria essere raccolti in due punti principali:
(i) necessitano di “fondazioni” ad hoc per adattarsi
all’ambiente marino, e perciò hanno un costo ancora
oggi circa doppio degli analoghi onshore; (ii) necessitano di infrastrutture ad hoc di collegamento
alla rete elettrica, che potrebbero rivelarsi a breve un
“collo di bottiglia” importante per lo sviluppo del settore. Le attuali forniture a livello mondiale possono
arrivare a 1.700 km di linee, sufficienti per aggiungere al massimo 3,5 GW di potenza l’anno, ma già dal
2015 la domanda di cavi potrebbe superare l’offerta,
giacché la capacità produttiva dei fornitori, che sono
pochi in tutto il mondo (tra i principali Nexans, ABB,
NKT, Scanrope e l’italiana – prima parte del gruppo
Pirelli – Prysmian), non reggerà il passo con lo sviluppo degli impianti offshore.
I grandi fornitori internazionali di tecnologie si
stanno muovendo attivamente in questo campo
ed altrettanto stanno facendo i grandi investitori, interessati a “sponsorizzare” i principali parchi
marini che hanno taglie medie nel 2011 di circa
200 MW per singolo investimento. L’Italia non
può certo competere sulle attività “a monte” e
pur tuttavia – se si superano le barriere normative e procedurali che hanno bloccato anche i pochi
progetti presentati negli ultimi anni – ci sarebbe
spazio per tutte le attività “locali” e “di servizio”,
con un potenziale ancora del tutto non sfruttato
che viene stimato in circa 10 GW su 1.600 km2 di
mare del nostro Paese.
Federico Frattini
Responsabile della Ricerca
Riccardo Terruzzi
Project Manager
17
1. La tecnologia
Q
uesto capitolo ha un duplice obiettivo:
da un lato, essendo questa la prima edizione del Wind Energy Report, proporre
un inquadramento di base della tecnologia che
permette la produzione di energia da fonte eolica
in modo da aiutare il lettore che si affacci per la
prima volta a queste tematiche a comprendere ed
approfondire le restanti parti del Rapporto; dall’altro lato, pensando invece a coloro che cercano in
questo Rapporto degli spunti di approfondimento delle loro conoscenze del settore, di offrire un
quadro sintetico delle principali tendenze di sviluppo in ambito tecnologico – sia per le installazioni onshore che offshore – e di discutere se e
come tali trend si manifestano in maniera più o
meno evidente nella realtà del nostro Paese. Su
quest’ultimo punto vale già la pena anticipare, la
nostra analisi mette in luce i significativi ritardi
accumulati dall’Italia sul piano tecnologico, non
certo con riferimento alle abilità delle proprie imprese quanto alle “peculiarità” del nostro sistema
normativo.
1.1 Il principio di
funzionamento, la struttura
ed i costi di un impianto eolico
E’ il sole il vero “motore” dell’energia eolica, giacché
è proprio dal differente assorbimento di energia solare in diverse zone dell’atmosfera terrestre e quindi
dal conseguente differenziale di temperatura e pressione che si generano i venti, in tutte le possibili varianti dovute alle caratteristiche locali e all’orografia
del suolo.
Su base annuale, circa il 2% delle radiazioni solari vengono effettivamente convertite in correnti
aeree – e quindi sono possibile fonte di energia
eolica – per un corrispondente valore di oltre 2
mld tep1.
Considerando tuttavia la quota parte di questa
energia che può essere, almeno dal punto di vista
teorico, effettivamente sfruttata per la produzione
di energia elettrica (e quindi ad esempio escludendo
le correnti di media/alta quota) è necessario ridurne
di quasi il 95% il valore: in buona sostanza l’energia
eolica effettivamente sfruttabile può essere stimata
in circa 100 mln tep all’anno.
Il potenziale è quindi estremamente rilevante,
così come concettualmente semplice è il principio di funzionamento degli impianti (aerogeneratori) che da questo potenziale sono chiamati
a produrre energia elettrica: la forza del vento
mette in movimento una serie di pale opportunamente sagomate e calettate ad un perno centrale
(mozzo) che le costringe a compiere un moto rotatorio attorno all’asse del perno; al mozzo sono
collegati una serie di dispositivi che trasmettono
il moto ad un generatore elettrico. La corrente
elettrica così generata viene quindi “trattata” (mediante gruppi di rifasamento, banchi di condensatori, trasformatori, elevatori di tensione, ecc.)
per renderla compatibile con la rete di trasporto
a cui, con un cavidotto apposito, verrà collegato
l’aerogeneratore.
Ovviamente il problema è nei “dettagli” ovvero nei fattori che rendono più o meno efficiente la
trasformazione dell’energia eolica in energia elettrica, soprattutto (o meglio in maniera differenziale
a quanto avviene per altre tecnologie) nella prima
parte della trasformazione energetica, ovvero
quella che imprime il moto alle pale degli aerogeneratori.
Fatta 100 la potenza presente (ovvero l’energia incidente nell’unità di tempo) sulle pale degli aerogeneratori per effetto del vento, la potenza che può
essere teoricamente tra sferita al sistema rotante
dell’aerogeneratore è influenzata dalla relazione:
P=
1
Adv3
2
ovvero
•• dall’area “A” spazzata dall’aerogeneratore, ov-
1
Tep, ovvero tonnellata equivalente di petrolio, rappresenta la quantità di energia rilasciata dalla combustione di una tonnellata di petrolio grezzo e vale
circa 42 GJ, ovvero 11.628 MWhth o 5.347 MWhe.
19
1. La tecnologia
vero dall’area della circonferenza descritta dalle
pale nel loro moto (e che quindi è dipendente
dal diametro delle pale stesse);
•• dalla densità “d” dell’aria, ovvero dalla sua temperatura (la densità è maggiore alle basse temperature) e dalla pressione atmosferica (la densità
è minore in quota, rispetto a quanto si misura a
livello del mare);
•• dalla velocità “v” del vento, con un fattore “cubico”, ovvero in ragione di x3. Un vento che soffia
a 40 km/h esprime una potenza pari a circa 8 volte un vento che soffia a 20 km/h.
In buona sostanza una pala eolica con un diametro di 80 metri (e quindi un’area spazzata di oltre
5.000 m2), a livello del mare e con 20°C (e quindi
densità dell’aria di 1,2 kg/m3), impattata da un vento a 40 km/h (e quindi 11,1 m/s) ha a disposizione
un potenza di quasi 4 MW.
Da questo limite teorico ci si discosta tuttavia
ancora per effetto della legge di Betz2 secondo
cui non è comunque possibile convertire in energia meccanica alle pale una quantità superiore
al 59,3% (o meglio ai 16/27) dell’energia cinetica del vento. Infatti, poiché la conseguenza della
“estrazione” dell’energia cinetica dal vento è che le
pale eoliche ne “rallentino” la velocità (la parte di
energia cinetica trasformata in energia meccanica
non è infatti più disponibile), non è possibile pensare ad un arresto completo del flusso d’aria (che
equivarrebbe ad una cessione del 100% dell’energia
cinetica).
Nel caso di specie vorrebbe dire che la potenza
massima “estraibile” è comunque pari a 2,3 MW,
cui vanno poi “sottratte” le perdite3 che intercorrono nella “normale” trasformazione da energia
meccanica ad energia elettrica.
E’ ovvio che l’energia erogata (MWh) dipende
poi dal tempo di funzionamento ed è soggetta,
soprattutto considerando il citato impatto del cambiamento di velocità, ad una significativa variabilità
da istante a istante: correntemente si utilizza per il
territorio italiano un valore medio pari indicativamente a 1.550 ore di funzionamento equivalente, ovvero considerando che l’aerogeneratore sia in
grado di erogare la potenza nominale per cui è stato
costruito.
Gli aerogeneratori (o turbine eoliche) oggi installati al mondo hanno una efficienza media
misurata “ai morsetti”, ovvero tenendo conto
dell’energia elettrica effettivamente immessa in
rete rispetto a quella eolica impattante sulle pale,
compresa fra 12 e 15%.
Il meccanismo di trasformazione da energia eolica
ad energia elettrica richiede infatti ulteriori passaggi oltre a quelli che sono stati sommariamente
descritti sopra e che appiano più evidenti dalla Figura 1.1, che rappresenta uno “spaccato” di un
aerogeneratore cosiddetto a generatore asincrono (delle cui peculiarità si discuterà meglio più
avanti, ma che rappresenta oltre l’80% delle attuali
installazioni a livello mondiale) realizzato onshore, ovvero al suolo.
E’ opportuno qui ricordare che in tutta la prima
parte del Rapporto si discuterà - coerentemente
con la definizione italiana4 – il caso di aerogeneratori la cui potenza singola è superiore a 200 kW,
rimandando invece al Capitolo 5 per la trattazione
(che presenta diverse peculiarità) degli impianti di
dimensioni inferiori che vanno generalmente sotto
il nome di mini eolici.
Il successivo Paragrafo 1.3 tratterà invece del caso
delle installazioni offshore, ovvero in mare.
Le componenti principali di un aerogeneratore (o
turbina eolica) sono:
•• il rotore, che ne è la componente più importante
essendo il meccanismo che fisicamente “raccoglie” l’energia del vento. E’ formato da un mozzo
centrale su cui sono montate le pale. Gli aerogeneratori moderni adottano rotori tripala con tre
pale montate a 120° l’una rispetto all’altra, in
modo da ottimizzare il rapporto fra il costo (che
evidentemente cresce al crescere del numero di
pale) e la capacità di “catturare” energia dal vento (che cresce anch’essa al crescere del numero
di pale aumentando l’effetto di rallentamento del
vento – si ricordi la legge di Betz sopra citata –
che si osserva a valle dell’aerogeneratore. Le pale
più utilizzate sono realizzate in fibra di vetro
o alluminio ed hanno un profilo simile ad una
2
Betz, A. (1966) Introduction to the Theory of Flow Machines. (D. G. Randall, Trans.) Oxford: Pergamon Press.
Le perdite dovute alla normale trasformazione elettro-meccanica sono dell’ordine del 10-15%.
In Italia la definizione di mini eolico è quella attribuibile agli impianti incentivabili con la tariffa onnicomprensiva istituita dalla Legge n.244 del 2007, art. 2,
comma 145, e quindi impianti con potenza fino a 200 KW (si veda Capitolo 5).
3
4
20
1. La tecnologia
Figura 1.1
Componenti di un aerogeneratore con generatore asincrono. Fonte: ENI – Enciclopedia degli idrocarburi, Volume III
ala di aereo, anche se di recente sono apparsi sul
mercato anche modelli in fibra di carbonio, più
leggeri e rigidi ma ancora decisamente più costosi. Il diametro delle pale può andare – come si
vedrà meglio anche più avanti – dai 10 metri per
un aerogeneratore da 10 kW fino agli oltre 100
metri di un aerogeneratore singolo da 5 MW;
•• la navicella, ovvero lo chassis dell’aerogeneratore, che contiene tutte le componenti necessarie alla trasformazione dell’energia meccanica
in energia elettrica e che ha ovviamente anche
il compito di proteggerle dagli agenti e fenomeni atmosferici cui sono naturalmente esposte.
Una apposita flangia con cuscinetti, con asse
orizzontale o leggermente inclinato verso l’alto (a seconda delle dimensioni e caratteristiche
dell’aerogeneratore), collega alla navicella il rotore.
•• il moltiplicatore di giri ed il generatore, che
rappresentano il cuore di un impianto eolico.
Poiché il numero di giri caratteristico di un
rotore eolico è piuttosto limitato e pari a circa 30 rotazioni per minuto, per ottenere corrente elettrica a 50 Hz (corrispondente ad una
frequenza di 3.000 oscillazioni al minuto) ovvero
compatibile con l’immissione nella rete elettrica,
è necessario un complesso sistema di coppie di
ingranaggi di tipo epicicloidale o ad assi paralleli che prende appunto il nome di moltiplicatore di giri. Questo elemento rappresenta una delle
parti più delicate dell’intero sistema ed anzi è dal
suo corretto ed efficiente funzionamento che dipende in larga misura – e a parità di altre condi-
zioni – l’efficienza di un aerogeneratore oltre che
la sua rumorosità. Una volta ottenuto un moto
rotatorio della frequenza desiderata è possibile
– secondo il ben noto principio di una dinamo,
o più correttamente con un motore trifase ad
induzione – generare corrente elettrica in un
normale generatore;
•• la torre di sostegno,che oltre a tenere in posizione l’aerogeneratore, ha il compito di assorbire le vibrazioni provenienti dalla navicella
evitando che le stesse vadano a scaricarsi eccessivamente sul basamento e sulle fondazioni. La
maggior parte delle torri – che possono andare
da una altezza di 15-30 metri per un aerogeneratore da 10 kW fino agli 80-100 metri di
un aerogeneratore singolo da oltre 3 MW – è
realizzata con elementi componibili di forma
tronco-conica, collegati con flange o ad incastro, in modo che la forma tubolare conferisca
elasticità alla torre e consenta di “tagliare” le
sollecitazioni provenienti dalla navicella, permettendo risparmi di costo nella realizzazione delle fondazioni (non è infatti tanto il peso
dell’aerogeneratore da sostenere quanto la forza
contraria del vento da vincere a dover essere
considerata nel calcolo);
•• sistemi di controllo e accessori, ovvero il complesso di sistemi di misura (ad esempio della forza e direzione del vento), monitoraggio
dell’efficienza di funzionamento, e controllo
dell’aerogeneratore (che ad esempio aziona il
dispositivo di sicurezza che blocca il funzionamento dell’aerogeneratore in caso di malfunzio-
21
1. La tecnologia
namento e di sovraccarico dovuto ad eccessiva
velocità del vento5) che sono solitamente montati
a bordo macchina e si interfacciano con una centrale di controllo al suolo, nel caso di aerogeneratore singolo, o “di parco”, nel caso di installazioni
eoliche più diffuse.
La figura 1.2 riporta l’impatto percentuale medio – misurato su un campione di aerogeneratori
entrati in funzione nel corso degli ultimi due anni
in Europa – dei diversi componenti di un aerogeneratore. Ovviamente le quote possono variare
in funzione della potenza dell’aerogeneratore, così
come varia il costo complessivo di un aerogeneratore che varia dai 900 €/kW a 1.000 €/kW a seconda delle dimensioni.
A questi costi dell’aerogeneratore – che nel complesso ammontano a circa il 72% dell’investimento complessivo necessario per la realizzazione
di un impianto eolico – vanno poi aggiunte altre
quattro componenti di costo:
•• la consulenza tecnica e sviluppo del progetto,
comprensiva della gestione delle pratiche autorizzative, che in media – sempre considerando il
citato campione di impianti installati negli ultimi
2 anni a livello europeo – conta per un ulteriore
8% del costo complessivo;
•• l’acquisizione dei terreni e la relativa predisposizione delle necessarie infrastrutture viarie, prima per il cantiere e successivamente per
la gestione e manutenzione dell’impianto. Nella
maggior parte dei casi e soprattutto per gli impianti di grandi dimensioni, infatti, le installazioni sono realizzate in aree lontane dai centri
abitati e devono quindi essere creati dei collegamenti adeguati. Considerando che l’occupazione di suolo media è pari a 0,1 km2/MW (di
cui poi l’aerogeneratore occupa meno del 2%)
l’impatto di questa voce è misurabile in circa
il 5% del costo di investimento complessivo;
•• la realizzazione delle fondazioni, ovvero delle
basi portanti delle torri degli aerogeneratori, che
conta per un altro 6%;
•• la costruzione delle infrastrutture di collegamento alla rete elettriche (cabine di media tensione per impianti sino a 6 MW e di alta tensione per le taglie superiori, oltre a cavi e tralicci di
collegamento alla rete) che consentono effettivamente l’immissione dell’energia elettrica prodotta dall’impianto nella rete. Il contributo medio
al costo totale dell’impianto è risultato in questo
caso pari a circa il 9%.
La Figura 1.3 riassume quanto detto e mostra la
composizione di costo per un impianto eolico com-
Figura 1.2
Impatto componenti su costo di un impianto eolico (con generatore asincrono)
Rotore
5%
Navicella
34%
31%
10%
5%
15%
Moltiplicatore di giri
Generatore
Torre
Sistemi di controllo
e accessori
5
Oltre una certa velocità di vento, chiamata velocità di cut off, il generatore smette di produrre energia e si mette in sicurezza, ricorrendo a sistemi attivi
o passivi di protezione, al fine di evitare danni alle componenti meccaniche. Questa soglia è in media pari a 20-25 m/s (70-80 km/h) a seconda del tipo di
aerogeneratore. Gli aerogeneratori inoltre sono anche caratterizzati da una velocità di cut-in, che corrisponde alla minima velocità di vento necessaria per
attivarli, mediamente pari a 4/5 m/s.
22
1. La tecnologia
Figura 1.3
Composizione del costo di investimento per un impianto eolico in Europa
Consulenza tecnica
e sviluppo progetto
8%
9%
Costruzione delle infrastrutture
di collegamento alla rete elettrica
6%
5%
72%
Realizzazione delle fondazioni
Acquisizione dei terreni e
predisposizione delle necessarie
infrastrutture varie
Generatore
pleto. Secondo le nostre rilevazioni il costo medio
registrato in Europa negli ultimi due anni è compreso fra 1.300 €/kW e 1.400 €/kW.
E’ immediato raffrontare questi costi di investimento
con la produzione di energia elettrica che è possibile
ottenere dall’installazione di un impianto eolico.
Il Box 1.1 discute a questo proposito l’andamento
del LEC (Levelized Energy Cost).
Box 1.1
Il LEC degli impianti eolici e la grid parity
Il costo della generazione elettrica da fonte eolica è influenzato da due fattori:
•• il costo dell’investimento, di cui si è discusso a lungo
in questo paragrafo, e che ha subito nel corso degli ultimi anni delle notevoli riduzioni. Dal 2000 ad oggi il
costo degli aerogeneratori misurato in €/MW si è ridotto di circa 15 punti percentuali e nell’ultimo anno
si è assistito anche ad offerte “predatorie” da parte di
operatori cinesi sul mercato europeo sino a 500.000
€/MW;
•• la quantità di energia elettrica prodotta che dipende,
da un lato dall’efficienza dell’aerogeneratore (di cui si
parlerà più diffusamente nel successivo paragrafo) e
dall’altro lato (e a dire il vero per la maggior parte)
dalla ventosità specifica del sito, misurata in numero di ore di funzionamento equivalente alla massima
potenza.
Considerando quindi questi due parametri ed ipotizzando una vita utile dell’impianto di 20 anni, è possibile
stimare il costo di produzione dell’energia elettrica come
in Figura 1.4.
Il LEC – che si ricorda è qui calcolato sulla base dei dati
medi registrati a livello europeo – è compreso tra gli 11
c€/kWh per gli impianti più costosi realizzate in zone relativamente poco ventose sino ai circa 5 c€/kWh degli
impianti meno costosi ubicati in zone ad elevata ventosità. La media fatta registrare a livello europeo è attorno
ai 7 c€/kWh.
E’ interessante sottolineare come:
•• nel caso del costo di investimento, una differenza pari
al 30% nell’ammontare richiesto per realizzare l’impianto nei casi evidenziati fra la linea blu e la linea
rossa, comporta una differenza di circa il 20% sul
LEC risultante;
•• nel caso della ventosità, una differenza del 30% nelle
ore di pieno funzionamento comporta una differenza
nei LEC di oltre il 25%, che tende tuttavia a “smorzarsi” con l’aumentare della ventosità.
23
1. La tecnologia
Appare evidente in ogni caso come per quegli impianti ubicati in siti con ventosità superiori a 1.800 ore (se
a costo basso) o comunque sopra le 2.200 ore abbiano
6
già raggiunto la grid parity (supposta in questo caso a
8 c€/kWh). Anche per gli impianti, nel nostro grafico,
in condizioni peggiori la distanza con la parità rispetto
alla generazione da fonti tradizionali è comunque “limitata” ad un 30%, facendo dell’eolico chiaramente la fonte
rinnovabile più economica fra quelle oggi commercialmente sfruttate.
Figura 1.4
Costi di produzione dell’energia eolica
11
c€/kWh
10
9
8
7
6
5
4
1.500
1.700
1.900
2.100
2.300
2.500
2.700
2.900
Ore di pieno funzionamento
Costo installazione 1.200 €/kW
1.2 I principali trend tecnologici
nello sviluppo dell’eolico
onshore
Nel paragrafo precedente si è riportato lo stato attuale della tecnologia (e dei relativi costi) per la
realizzazione di impianti eolici onshore. E’ interessante tuttavia discutere anche quali sono i principali filoni di sviluppo della ricerca – soprattutto
industriale – in questo campo, per identificare
le eventuali soluzioni alternative che potrebbero
maggiormente diffondersi nei prossimi anni.
L’obiettivo ultimo dell’avanzamento tecnologico in
questo campo è quello di incrementare le efficienze
di funzionamento, ovvero la quantità di energia del
vento che può essere effettivamente trasformata in
energia elettrica.
L’incremento di questa efficienza di trasformazione
Costo installazione 1.500 €/kW
passa proprio dalla citata formula della potenza teorica del vento impattante e quindi si concentra su:
•• una maggiore efficacia di posizionamento rispetto al vento impattante, con la conseguenza di incrementarne la velocità relativa rispetto
alle pale del rotore. Anziché essere fissi, infatti,
gli aerogeneratori possono essere realizzati per “inseguire” il vento o meglio per posizionare le pale con un angolo il più possibile
ortogonale al vento impattante. Un vento che
soffia a 50 km/h, ma che impatta con un angolo
di 30° rispetto all’ortogonale delle pale è in realtà
equivalente ad un vento impattante “in pieno” di
“soli” 25 km/h, la perdita del 50% della velocità
è ancor più rilevante considerando il fattore cubico che la lega alla potenza teorica. In particola
si distinguono due tipi di sistemi, quelli di yaw
(o imbardata), disponibili in realtà già da diverso tempo e che con un sistema di attuatori elettrici e relativi riduttori provvedono a far ruotare
la navicella sul proprio asse verticale a seconda
6
La grid parity è la condizione in cui l’energia elettrica prodotta da fonte eolica raggiunge lo stesso valore di costo dell’energia elettrica prodotta da fonti
tradizionali. In questo caso stiamo considerando la grid parity per il produttore di energia eolica e quindi si confrontano i costi di produzione con il prezzo a
cui viene scambiata l’energia elettrica sulla borsa nazionale (IPEX). Nel 2011 questo valore è stato in media pari 8 c€/kWh.
24
1. La tecnologia
della direzione di provenienza del vento, e quelli
di pitch (o calettamento per usare un altro termine del gergo velico) che invece permettono di
inclinare le pale verso l’alto o verso il basso. Variando l’angolo di pitch è possibile regolare l’angolo di incidenza del vento sulla pala e di conseguenza effettuare una regolazione attiva della
macchina. La variazione dell’angolo di pitch avviene con un meccanismo a bielle simile a quello
dei rotori degli elicotteri: un attuatore idraulico
posto sul rotore viene mosso in direzione assiale,
un sistema di rinvii meccanici a bielle trasforma
questo movimento in una rotazione di tutte la
pale rispetto ai rispettivi assi longitudinali. Più
di recente, si sono sviluppati nuovi sistemi di regolazione del pitch per tramite di servomotori
inseriti direttamente sulle pale.
•• un incremento dell’area “spazzata” dalle pale,
ovvero della loro capacità di intercettare una
maggiore quantità di vento. I produttori hanno
investito notevolmente sulla crescita dimensionale: 10 anni fa la taglia “di riferimento” per
un singolo aerogeneratore era attorno agli 800
kW e con un diametro del rotore di circa 50
metri, 5 anni fa questo valore era già cresciuto
sino a superare 2 MW e 90 metri di diametro per
il rotore, oggi la taglia “di riferimento” è pari
a 3,5 MW con diametri di oltre 120 metri ma
già sono allo studio (si veda Tabella 1.1) sistemi singoli ancora più potenti. E’ evidente come
la crescita dimensionale sia andata di pari passo
con la crescita della cosiddetta rated capacity ovvero la potenza nominale7, ma anche come l’impatto ambientale e visivo sia decisamente più
rilevante.
•• una riduzione delle “perdite” di efficienza nel
passaggio da energia meccanica ad energia
elettrica. In particolare, come già discusso in
precedenza, il moltiplicatore di giri – componente essenziale dei generatori asincroni – è soggetto
a sollecitazioni estremamente significative e può
andare incontro con maggior frequenza a rotture o comunque a cali dell’efficienza di funzionamento. In conseguenza di questo anche i costi di
manutenzione sono più elevati.
L’eliminazione del moltiplicatore di giri, richiede però un cambio tecnologico significativo, dovendosi abbandonare il tradizionale sistema dei
motori trifase ad induzione per adottare motori
elettromagnetici a magneti permanenti. In un generatore sincrono, ovviamente, la tensione e la fre-
Tabella 1.1
Principali progetti di sviluppo di nuovi aerogeneratori per potenza
Produttore
Nazionalità
Turbine codice
Potenza [MW]
Diametro Rotore [m]
Areva
Francia
Areva M5000
5
116/135
REpower
Svizzera
REpower 5M
5
126
Bard
Germania
Bard 5.0
5
122
Siemens
Germania
Siemens SWT-6.0
6
120/154
Nordex
Germania
Nordex N150
6
150
REpower
Svizzera
REpower 6M
6
126
Gamesa
Spagna
Gamesa G11X
5
128
Alstom Wind
Francia
Alstom Haliade 150
6
150
Vestas
Danimarca
Vestas V164
7
164
Gamesa
Spagna
Gamesa G14X
7
145
AMSC
USA
SeaTitan
10
190
Sway
Norvegia
Sway 10 MW
10
n.d.
Gamesa
Spagna
Gamesa Azimut
15
n.d.
7
La quantità di potenza che può produrre una turbina eolica alla velocità del vento per cui è stata progettata, ad esempio 100 kW a 30 km/h. La velocità
del vento indicata corrisponde solitamente al punto in cui l’efficienza di conversione raggiunge il massimo.
25
1. La tecnologia
di operatori specialistici evidentemente interessati a
sfruttare in termini competitivi lo sviluppo di soluzioni innovative.
quenza d’uscita variano con il numero dei giri del
rotore ed è quindi necessario per l’immissione in
rete passare tramite un circuito intermedio a corrente continua ed un invertitore. La soluzione con
generatore sincrono è quindi più affidabile e comporta minori costi di manutenzione, oltre che una
minore rumorosità dell’impianto, ma sconta ancora
una differenza nel costo di investimento piuttosto
rilevante e dell’ordine del 10-15% rispetto alla soluzione “tradizionale”.
Accanto a questi trend, che come detto hanno a che
vedere principalmente con la formula di base della
produzione di energia da fonte eolica, ve ne è da segnalare un altro che invece fa riferimento alla maggiore differenziazione dell’offerta di aerogeneratori,
in ottica di “personalizzazione” della soluzione alle
caratteristiche specifiche del sito di installazione.
Sino a qualche anno fa, esisteva infatti una relazione diretta e pressoché fissa fra il diametro del rotore e la potenza dell’aerogeneratore. Negli ultimi
anni si è assistito ad una “rottura” di questa relazione con l’obiettivo di massimizzare l’efficienza
di funzionamento in determinate condizioni.
Nonostante questo la diffusione degli impianti a
generatori sincroni è in crescita (+200% negli ultimi due anni, con una quota delle installazioni totali
2011 per la prima volta superiore al 20%) e vi si sta
catalizzando l’attenzione di diversi produttori.
Da questo punto di vista – come indicato nella Tabella 1.2 – è interessante sottolineare come i
principali player “dedicati” del settore, fra i quali il
leader indiscusso Vestas (si veda Capitolo 4) siano
ancora restii all’adottare questa soluzione, sulla
quale invece stanno puntando i grandi produttori
“generalisti”, come Siemens e Alstom, ed una serie
Due siti che, a parità di ventosità media (su cui si
dimensiona in genere la potenza dell’impianto),
abbiano condizioni di velocità massima del vento
significativamente diverse possono essere sfruttati in maniera più efficace (ossia con maggiore
produzione di energia elettrica) usando rotori
Tabella 1.2
Principali produttori di aerogeneratori e tecnologia utilizzata (ordinati per quota di mercato a livello mondiale nel 2011)
Impresa
Generatore Asincrono
Vestas
X
Sinovel
X
GE Energy
X
Goldwind
Gamesa
X
X
Enercon
X
Siemens
X
X
Dongfang
X
X
Suzlon
X
Nordex
X
REpower
X
Clipper
X
Acciona Windpower
X
Mitsubishi
X
Alstom Wind
X
Moncada Energy
X
Leitwind
26
Generatore Sincrono
X
X
1. La tecnologia
Tabella 1.3
Portafoglio prodotti attuale di Siemens e Vestas
Portafoglio prodotti Siemens
Portafoglio prodotti Vestas
Modello
Potenza
[MW]
Diametro Rotore
[m]
Modello
Potenza
[MW]
Diametro Rotore
[m]
V52-850 kW
850 kW
52
SWT-2.3-82 VS
2,3
82
V80-2.0 MW
2.0
80
SWT-2.3-93
2,3
93
V90-1.8 MW
1.8
90
SWT-2.3-101
2,3
101
V90-2.0 MW
2.0
90
SWT-3.0-101 DD
3,0
101
V90-3.0 MW
3.0
90
SWT-3.6-107
3,6
107
V100-1.8 MW
1.8
100
SWT-2.3-108
2,3
108
V100-2.6 MW
2.6
100
SWT-2.3-113 DD
2,3
113
V112-3.0 MW
3.0
112
SWT-3.6-120
3,6
120
V164-7.0 MW
7.0
164
SWT-6.0-120 DD
6,0
120
SWT-6.0-154 DD
6,0
154
più grandi ove si raggiungo velocità maggiori del
vento8. Un altro importante parametro è l’intensità
della turbolenza, che quantifica la variazione del
vento a cui si assiste tipicamente nell’arco di 10
minuti: essa, infatti, determina il grado di “affaticamento” e usura a cui saranno soggetti molti dei
componenti principali dell’aerogeneratore. Anche
in questo caso per i siti più turbolenti possono essere impiegate soluzioni differenti rispetto a quelle
per siti dove è minore la rapidità di cambiamento
della velocità del vento. Maggiori sono le turbolen-
ze minori saranno le dimensioni ideali del rotore,
in modo da ridurre l’inerzia e favorire l’adattamento rapido al cambiamento di velocità. Il Box
1.2 riporta la classificazione che la Commissione
Elettrotecnica Internazionale (CEI) ha introdotto
proprio per facilitare l’identificazione dell’adattabilità dell’aerogeneratore alle caratteristiche dei siti,
mentre la Tabella 1.3 evidenzia l’impatto del citato trend di differenziazione dell’offerta fornendo
alcuni esempi dal portafoglio prodotti di Vestas
e Siemens.
Box 1.2
La classificazione CEI (Commissione Elettrotecnica Internazionale) degli aerogeneratori
Dal 1999, come risultato di un processo avviato già nel
1995, le turbine eoliche sono classificate dalla CEI sulla
base di tre diversi parametri di ventosità, determinabili
con opportune misurazioni anemometriche e con un’adeguata analisi dei dati storici reperibili. I parametri in
questione sono i seguenti:
•• la velocità media del vento, che va misurata all’altezza
del mozzo del rotore e che in primissima approssimazione può essere ricavata dalle mappe eoliche del
territorio;
•• la raffica di vento più forte nell’arco di 50 anni, che è
in linea di principio ricavabile da una opportuna rianalisi dei dati storici forniti, ad es., degli anemometri
di un aeroporto, di una stazione meteo, di altri impianti eolici, etc.;
•• la classificazione CEI identifica 4 grandi classi di turbine corrispondenti ad altrettante condizioni di ventosità di un sito, con il numero romano identificativo
8
Secondo la legge di Betz, il contributo dell’area spazzata dall’aerogeneratore è solo proporzionale alla potenza erogata mentre la velocità del vento contribuisce alla generazione elettrica con un fattore “cubico”, ovvero in ragione di x3. Un vento che soffia a 40 km/h esprime una potenza pari a circa 8 volte
un vento che soffia a 20 km/h.
27
1. La tecnologia
della classe (I, II, III, IV) che cresce al diminuire della
velocità di riferimento del vento.
La maggior parte degli aerogeneratori di più grandi dimensioni ha già adottato la classificazione CEI o ICE,
usando il termine inglese, ed il trend di certificazioni è
in crescita soprattutto considerando il valore informativo
immediato che questa ha per il cliente, potenzialmente in
grado di valutare l’effettiva rispondenza dell’aerogeneratore che gli viene proposto alle caratteristiche del sito in
questione. Allo stesso per i produttori diviene uno strumento utile per spiegare le differenze di portafoglio di
cui si sono visti degli esempi nella Tabella 1.4.
Tabella 1.4
Parametri della velocità del vento per le classi di turbine eoliche. Fonte: IEC (1999)
Parametri
Classe I
Classe II
Classe III
Classe IV
Velocità di riferimento del vento Vrif (m/s)
50
42,5
37,5
30
Velocità media annua del vento Vmed (m/s)
10
8,5
7,5
6
Velocità media (calcolata su 10 minuti)
di una raffica con periodicità 1 anno (m/s)
52,5
44,6
39,4
31,5
Velocità media (calcolata su 10 minuti)
di una raffica con periodicità 50 anni (m/s)
70
59,5
52,5
42
Appare opportuno a conclusione del paragrafo sugli
sviluppi tecnologici dell’eolico onshore fare alcuna
considerazioni – che si riprenderanno poi nei successivi Capitoli 3 e 4 su mercato e filiera – sulle peculiarità del nostro Paese.
Rispetto a quanto visto a livello europeo, l’Italia
infatti sconta due sostanziali differenze che purtroppo ne mostrano la relativa arretratezza.
In primo luogo il livello medio di costo di un impianto eolico nel nostro Paese, registrato negli ultimi anni, è stato pari a 1.600 €/kW, ovvero di circa il 20% più elevato rispetto alla media europea.
Le ragioni non vanno certo ricercate nel costo
degli aerogeneratori, trattandosi di prodotti in
un mercato globale ed in ogni caso certamente
europeo (data anche l’assenza di operatori italiani di una qualche significatività). A modificarsi, talora in maniera sostanziale ( si veda
Figura 1.5), sono due componenti di costo “ac-
Figura 1.5
Composizione del costo di investimento per un impianto eolico in Italia
Consulenza tecnica
e sviluppo progetto
10%
Costruzione delle infrastrutture
di collegamento alla rete elettrica
11%
6%
66%
7%
Realizzazione delle fondazioni
Acquisizione dei terreni e
predisposizione delle necessarie
infrastrutture varie
Aerogeneratore
28
1. La tecnologia
cessorie”:
•• il costo per l’acquisizione dei terreni e la relativa predisposizione delle necessarie infrastrutture viarie, che risulta doppio rispetto
alla media europea, in parte a causa della più
complessa orografia del territorio italiano, ma
soprattutto a causa dei fenomeni speculativi che hanno interessato e interessano le aree
soggette ad investimento ed al peso della burocrazia per la realizzazione delle opere viarie;
•• il costo di sviluppo e progettazione, anche qui
soprattutto per quanto riguarda la concessione
delle autorizzazioni (si veda Capitolo 2) che richiede agli operatori un investimento in media
del 25% superiore rispetto a quanto fatto registrare in Europa.
Aumento dei costi che si riflette inevitabilmente in
un incremento del LEC, ossia del costo della produzione di energia elettrica da fonte eolica che in
Italia, nonostante sia sceso di quasi 2 punti percentuali l’anno negli ultimi 8 anni (si veda Figura 1.6)
si attesta ancora oggi mediamente attorno ai 9 c€/
kWh, di oltre il 25% più alto rispetto al livello medio fatto registrare in Europa. A questo contribuisce
anche la ventosità che non premia il nostro Paese (la
producibilità media italiana negli ultimi anni è stata
pari a circa 1.550 MWh/MW rispetto a Paesi come la
Spagna in cui si superano i 2.000 MWh/MW).
Il secondo aspetto peculiare del nostro Paese riguarda il fatto che sembra rimasto “indifferente”
al trend di incremento delle dimensioni e delle
potenze dei singoli aerogeneratori.
Se si analizzano (si veda Figura 1.7) le turbine installate da Vestas – cui corrisponde il 40% dell’installato totale italiano al 2011 e oltre il 20% dell’installato totale a livello mondiale alla medesima data
– appare con evidenza come il mercato italiano
sia caratterizzato da una dimensione media del
singolo aerogeneratore decisamente più limitata.
Ancora nel 2011 la taglia da 850 kW (che era il riferimento di dieci anni orsono) conta per oltre il
35% dell’installato, contro meno del 10% a livello
mondiale.
L’analisi è ancor più sconfortante (Figura 1.8) se
si guarda a ritroso e si ricostruisce la situazione nel
2008 e nel 2004, ovvero a 4 e 8 anni da oggi.
Il ritardo accumulato dall’Italia nel recepimento
di questo trend è doppiamente negativo:
•• a parità di potenza complessivamente installata,
l’impiego di aerogeneratori di minore potenza
incrementa il consumo di suolo per la realizzazione degli impianti e l’impatto ambientale
dovuto al maggior numero di aerogeneratori
utilizzati. A solo titolo di esempio se si volesse
installare un parco eolico da 20 MW, con l’impiego di aerogeneratori da 850 kW sarebbero
necessari 24 aerogeneratori, utilizzando invece
per il medesimo parco aerogeneratori da 2 MW
sarebbero sufficienti 10 aerogeneratori;
•• la potenza nominale, rated capacity, degli aerogeneratori installati in Italia è mediamente
Figura 1.6
Andamento del LEC in Italia negli ultimi anni
14
c€/kWh
13
12
11
10
9
8
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Anno
Producibilità 1.400 MWh/MW
Producibilità 1.700 MWh/MW
29
1. La tecnologia
Figura 1.7
Confronto tra i prodotti installati da Vestas in Italia e nel Mondo nel 2011. Fonte: elaborazioni su dati Vestas
100%
V 112 - 3.0
V 100 - 1.8
V 90 - 3.0
V 90 - 2.0
V 90 - 1.8
V 82 - 1.65
V 82 - 1.5
V 80 - 2.0
V 80 - 1.8
V 52 - 850
80%
60%
40%
20%
0%
Italia
Mondo
2011
inferiore rispetto a quella degli aerogeneratori
più grandi, con conseguente ulteriore incremento del LEC.
Le ragioni di questo ritardo sono invece unanimemente riconosciute nella complessità della
burocrazia relativa alle autorizzazioni. La stessa
che aumenta i costi di sviluppo per i nuovi impianti.
Qui l’impatto è ancora più significativo: in sostanza è tale il tempo necessario per vedersi autorizzato l’impianto che la tecnologia oggi installata nel
nostro Paese è quella di riferimento di 3-4 anni
fa a livello europeo. Si avrà modo di approfondire
ulteriormente questo tema nel Capitolo 3, ma è qui
opportuno comunque segnalare questa anomalia e
la perdita di opportunità che essa genera per l’Italia.
1.3 I principali trend tecnologici
nello sviluppo dell’eolico
offshore
L’eolico offshore, ovvero la realizzazione di impianti
eolici sulla superficie marina, rappresenta indubbiamente una delle evoluzioni tecnologiche più signi-
Figura 1.8
Confronto tra i prodotti installati da Vestas in Italia e nel Mondo nel 2004 e nel 2008. Fonte: elaborazioni su dati Vestas
100%
V 80 - 2.0
V 52 - 850
80%
100%
80%
60%
60%
40%
40%
20%
20%
0%
Italia
Mondo
0%
2004
30
Italia
Mondo
2008
V 90 - 3.0
V 90 - 2.0
V 90 - 1.8
V 82 - 1.65
V 82 - 1.5
V 80 - 2.0
V 80 - 1.8
V 52 - 850
1. La tecnologia
ficative e per certi versi più interessanti dal punto di
vista dell’innovazione, osservabili in questo settore.
tività di ricerca e sviluppo tecnologico in questo
ambito.
Le installazioni offshore hanno indubbiamente un
duplice vantaggio rispetto a quelle onshore:
•• possono sfruttare maggiormente, per l’assenza
di ostacoli (edifici o alture), le correnti aeree,
che peraltro si manifestano con maggiore intensità sul mare;
•• non hanno, purché opportunamente distanziate
dalla costa, un impatto negativo sul paesaggio
e certamente non interferiscono con le attività
umane.
E’ tuttavia importante partire da alcune considerazioni di fatto, circa la consistenza delle installazioni offshore e la loro diffusione geografica ad oggi.
La Figura 1.9 mostra l’andamento delle installazioni in Europa di impianti eolici offshore
nell’ultimo decennio. Alla fine del 2011 il totale
installato in Europa era pari a 3,8 GW, solo il 3,8%
del totale installato in Europa, ma sempre pari
a oltre il 57% dell’installato complessivo in Italia.
Quello che colpisce, al di là di un primo periodo
sostanzialmente “esplorativo” dal 2001 al 2006, è
che nel periodo 2007-2011 il tasso di crescita annuo ponderato è stato del 41%.
Ovviamente a questi vantaggi si accoppiano altrettanti svantaggi che possono per simmetria essere
raccolti in due punti principali:
•• necessitano di “fondazioni” ad hoc per adattarsi
all’ambiente marino, non potendo evidentemente scaricare “al suolo” (come avviene per le installazioni onshore) le sollecitazioni derivanti dal
funzionamento e dovendo anche sopportare ed
adattarsi al moto ondoso (a sua volta potenzialmente più intenso quanto più intenso è il vento);
•• necessitano di infrastrutture ad hoc di collegamento alla rete elettrica, dovendo peraltro non
disperdere nelle inefficienze del trasporto il vantaggio in termini di produzione elettrica che deriva dal poter massimizzare lo sfruttamento delle
correnti aeree.
Nel corso dell’ultimo anno sono stati installati nei
mari dell’Europa 9 impianti per 235 turbine con
una potenza complessiva pari a 866 MW, con un
leggero calo (-2%) rispetto a quanto fatto registrare
nel 2010; un segnale che – se letto alla luce della crisi
economica che ha colpito l’Europa – appare più che
incoraggiante.
La realizzazione di questi impianti ha richiesto investimenti per oltre 2 mld € (il 25% del totale investito in Europa nel settore), in crescita questi del
40% rispetto agli 1,5 mld € circa investiti nel 2010.
L’interesse da parte del mercato è ulteriormente corroborato dall’EWEA9, che stima la quota di
Alla risoluzione di questi trade off si dedica l’at-
Figura 1.9
Andamento delle installazioni in Europa di impianti eolici offshore nell’ultimo decennio
4.000
KW
3.000
annuo
2.000
cumulato
1.000
9
11
20
10
20
09
20
08
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
20
00
0
EWEA, European Wind Energy Association.
31
1. La tecnologia
Figura 1.10
Distribuzione geografica della potenza complessivamente installata in Europa alla fine del 2011
5%
Regno Unito
5% 4%
Danimarca
6%
55%
23%
Olanda
Germania
Belgio
Svezia
investimenti in impianti offshore crescere sino a
raggiungere il 50% del totale investito nel settore
eolico in Europa entro il 2020.
Se si guarda alla distribuzione geografica della potenza complessivamente installata in Europa alla
fine del 2011 si vede (Figura 1.10) come sia il Regno Unito (636 aerogeneratori offshore per circa
2 GW di potenza) ad accaparrarsi la lion’s share,
seguito a distanza dalla Danimarca (401 aerogeneratori per 857 MW ed una lunga tradizione nello
sfruttamento dell’energia eolica).
Assai diverso è il quadro se si analizzano gli impianti entrati in esercizio nel solo 2011 dove ancora il Regno Unito, ma questa volta con la Germania, si è spartito la “torta” delle nuove installazioni
con rispettivamente 750 e 108 MW (87 e 13% del
totale). Oppure se si guardano gli impianti in fase
di realizzazione. Attualmente ci sono nove “parchi
eolici” marini in costruzione, che una volta completati aggiungeranno oltre 2.300 MW alla capacità disponibile in Europa, e per altri nove progetti
offshore sono iniziati i lavori preparatori. Il 45% di
tutti i nuovi progetti, e ben sette dei nove parchi
eolici marini in costruzione sono riconducibili
alla Germania.
La centralità del ruolo tedesco è ancor più evidente se si guarda – come ragionevole in un paragrafo dedicato alla tecnologia – ai produttori di
aerogeneratori offshore, con Siemens che ha fornito l’85% degli impianti entrati in funzione nello
scorso anno, seguita a lunghissima distanza da altre
due imprese tedesche la REpower di Amburgo e la
Bard di Emden (si veda Box 1.3). Vestas, dal canto
suo, che complessivamente detiene il 39% dell’in-
Box 1.3
Bard
Il Gruppo tedesco BARD è stato fondato nel 2003 a
Emden con l’obiettivo di sviluppare, produrre, installare
e gestire il funzionamento di turbine eoliche offshore in
alto mare, fornendo quindi un servizio “chiavi in mano”.
L’impresa ha attualmente attivi due progetti che riguardano l’eolico offshore: il “BARD 1” e il “Veja Mate”. L’area
di progetto per la wind farm nel mare del Nord “BARD
1” si estende per circa 60 km2 ed è situata a circa 90 km
32
a Nord Ovest dell’isola di Borkum, del gruppo delle isole
Frisone Orientali nel Mare del Nord appartenenti al land
tedesco della Bassa Sassonia. La profondità dell’acqua nel
luogo previsto dell’installazione è di circa 40 m. Nel Marzo 2010 sono iniziate le installazioni di un totale di 80
turbine eoliche del tipo “BARD 5.0” e le prime turbine
sono state collegate alla rete nel Novembre dello stesso
anno. Entro il 2013, la centrale eolica offshore sarà ter-
1. La tecnologia
minata. Il secondo progetto «Veja Mate», i cui lavori inizieranno dopo aver terminato «BARD 1» è tuttavia già
stato autorizzato e prevede l’installazione di 80 turbine
eoliche per una potenza complessiva di 400 MW localizzate accanto all’altro parco eolico del gruppo nei pressi
dell’isola di Borkum.
stallato totale offshore ha collegato nel 2011 solo
una turbina galleggiante sperimentale (si veda
Box 1.5) da 2 MW in Portogallo dimostrando,
come già sottolineato quando si è discusso dell’introduzione dei generatori sincroni, la forte pressione competitiva delle imprese tedesche nel campo
dell’innovazione.
della trivellazione del fondale, si affiancano i sistemi flottanti, a tripode e a tralicci (si vedano
Box 1.4 e 1.5).
•• in seconda battuta, il costo e la disponibilità di
infrastrutture di connessione elettrica. La potenza media degli impianti offshore è cresciuta
negli ultimi anni sino ad arrivare a circa 200
MW per “parco eolico marino” nel 2011 (+29%
rispetto a quanto fatto registrare dagli impianti installati nel 2010). L’impatto di economie di
scala sia nella realizzazione che nella gestione
dell’impianto, unito all’assenza di vincoli “fisici”
all’estensione del parco o alla dimensione degli
aerogeneratori, ha portato infatti inevitabilmente ad un incremento della “taglia” delle installazioni, cui si è accompagnato naturalmente un
analogo aumento della distanza media dalle
coste (circa 33 km per gli impianti in fase di
realizzazione).
Molti però sono ancora i problemi da risolvere:
•• innanzitutto quello del costo di investimento,
che pur variando in maniera significativa in dipendenza dalle caratteristiche del sito marino
dove si colloca, varia da 1.800 a 2.800 €/kW, ovvero a valori anche doppi rispetto alle normali
installazioni onshore.
Fra le ragioni, l’assenza di un design dominante ovvero di una “configurazione” definita soprattutto per quanto riguarda la “fondazione”
dell’impianto. Se si guarda la Tabella 1.5 che
raccoglie alcuni dei più significativi impianti entrati in esercizio o in stato avanzato di completamento nel corso del 2011 e del 2012 si vede come
al sistema monopalo – che sostanzialmente
“ricopia” il modello degli impianti onshore –
ma che contribuisce a tenere alti i costi per via
Il collegamento degli aerogeneratori fra di loro in
un parco eolico marino e successivamente con la
terraferma deve quindi avvenire con cavi sottomarini ad alto voltaggio. Le attuali forniture possono arrivare a 1.700 km di linee, sufficienti per
Tabella 1.5
Principali impianti offshore entrati in esercizio o in stato avanzato di completamento nel corso del 2011 e del 2012
Impianto
Nazione
Potenza
[MW]
Profondità Distanza
[m]
Costa [km]
Windfloat
Portogallo
2
50
BARD 1
Germania
150
Baltic 1
Germania
Walney 1
Turbine
Fondamenta
Stato
Connessione
5
Vestas
V80-2.0
Flottanti
Connesso
2011
40
95
Bard 5.0
Tripode
Connesso
2011
48,3
18
15
Siemens
SWT-2.3
Monopalo
Connesso
2011
Regno Unito
183,6
24
15
Siemens
SWT-3.6
Monopalo
Connesso
2011
Walney 2
Regno Unito
183,6
29
15
Siemens
SWT-3.6
Monopalo
Connesso
2012
Ormonde
Regno Unito
150
29
12
REpower
5M
Tralicci
Connesso
2012
Greater
Gabbard
Regno Unito
504
29
34
Siemens
SWT-3.6
Monopalo
In completamento
2012 (E)
Lincs
Regno Unito
270
12
7
Siemens
SWT-3.6
Monopalo
In completamento
2012 (E)
33
1. La tecnologia
Box 1.4
I sistemi di “fondazione” degli impianti offshore
La struttura di fondazione richiesta da un parco eolico
offshore è la principale differenza con l’analogo realizzato a terra ed anzi è il principale (insieme ai cavi di
collegamento alla rete) elemento che rende molto più
complesso e costoso il progetto. Si stima, infatti, che il
costo di fornitura e di installazione delle “fondazioni”
rappresenti in questi casi circa il 20-25% del costo di
investimento, compreso tra i 600-700 €/kW installato,
contro solo il 6% delle installazioni onshore. In questo settore le protagoniste sono ovviamente le grandi
imprese di ingegneria marina che erano già presenti
nel mercato dell’oil&gas, quali ad esempio le olandesi Smulders e Sif Group, l’inglese BiFAB e la danese
Bladt, con una certa prevalenza quindi per il Mare del
Nord. Sul mercato esistono diverse tipologie di strutture di fondazione e generalmente la scelta avviene
sulla base del costo, della profondità e della consistenza del fondale, e dalle caratteristiche della turbina che
dovranno reggere.
La struttura più diffusa è quella monopalo in acciaio che
è un tipo di fondazione ormai consolidato e di facile realizzazione nei fondali sabbiosi, poiché si tratta di infiggere un palo tubolare mediante un apposito battipalo. Purtroppo, in Italia, i fondali sabbiosi sono piuttosto rari e
quindi sarebbe necessario operare delle trivellazioni preliminari per poi poter inserire il palo nel manto roccioso.
Inoltre questo tipo di struttura diventa poco stabile per
acque profonde e la sua applicazione viene attualmente
limitata a profondità massime di 25 metri.
A seguire vi sono i sistemi a gravità in calcestruzzo, che
sono strutture depositate sul fondale marino, in modo
da adattarsi a qualsiasi tipo di condizione ambientale ed
evitare forze di trazione ed elevazione. Queste strutture
vengono costruite, trasportate al sito e una volta depositate vengono appesantite attraverso il pompaggio di sabbia, rocce o ferro.
Anche in questo caso la profondità massima è limitata a
30 metri; le installazioni sono concentrate nel Mar Baltico, dove le condizioni oceanografiche sono adatte: l’unico impianto realizzato nel 2011 con queste fondazioni è
quello di Avedøre in Danimarca.
Infine, vi sono le soluzioni space-frame, quali i tralicci
(solitamente strutture in acciaio a quattro gambe che
vengono calate in acqua interamente montate e quindi fissate al fondale attraverso quattro pali verticali) e i
tripodi (strutture a tre gambe fatte di tubi cilindrici in
acciaio, nel cui centro viene montata la turbina eolica),
che permettono l’insediamento in aree sempre più lontane dalla costa e più profonde. Ad oggi queste tecnologie rappresentano solo il 4% degli impianti installati
ma la loro applicazione è iniziata solo nel 2007 e già nel
2011 la loro quota di mercato è stata pari al 30%.
Figura 1.11
Sistemi di “fondazione” utilizzati fino ad oggi in impianti offshore
2% 2%
21%
Monopalo in acciaio
A gravità in calcestruzzo
75%
Traliccio in acciaio
Tripode in calcestruzzo
34
1. La tecnologia
Box 1.5
L’eolico offshore galleggiante
La prima sperimentazione di impianto completamente “galleggiante” è in corso a circa sei miglia dalla costa
sud occidentale norvegese, dove è stata installata una
turbina Siemens SWT-2.3 MW montata su un cilindro
galleggiante, sviluppato dall’impresa Statoil, ancorato su
un fondale di 200 metri. Dal 2010, anno in cui la turbina è stata installata, la torre ha superato test severissimi, resistendo a impetuose tempeste, con venti fino a
150 chilometri all’ora e alle onde alte oltre i cinque metri.
Recentemente è partita in Portogallo un’altra sperimentazione di una turbina non ancorata al fondo. L’impianto,
denominato WindFloat del costo complessivo di 23 mln
aggiungere al massimo 3,5 GW di potenza l’anno,
ma già dal 2015, secondo le previsioni di EWEA,
la domanda di cavi supererà l’offerta, giacché la
capacità produttiva dei fornitori, che sono pochi in
tutto il mondo (tra i principali Nexans, ABB, NKT,
Scanrope e l’italiana – prima parte del gruppo Pirelli – Prysmian,), non reggerà il passo con lo sviluppo degli impianti offshore. TenneT, uno dei gestori
della rete elettrica tedesca, ha dichiarato che completerà i collegamenti già avviati per nove centrali
nel Mare del Nord, dopodiché dovrà interrompere queste attività, per l’assenza di disponibilità di
cavi di collegamento.
In Italia, dove uno studio recentemente realizzato
dall’RSE – ex ERSE, ha stimato possibile impiegare per la realizzazione di impianti eolici offshore
sino a 1.600 km2 di mare, per un potenziale di
installazioni di circa 10 GW (si veda Box 3.5 nel
Capitolo 3), le problematiche identificate nel paragrafo precedente sono ancor più acuite da alcune
peculiarità del nostro Paese:
•• innanzitutto le aree marine con maggiore ventosità - ossia quelle del mar Tirreno - presentano fondali profondi e quindi di difficile fruibilità con le attuali tecnologie per le “fondazioni”
(si veda Box 1.4) mentre le aree con fondali più
adatti (ossia quelle del mare Adriatco, soprattutto in Puglia e Marche) presentano delle ventosità
troppo ridotte e non assicurano quindi ritorni
economici adeguati;
•• la connessione con la rete elettrica nazionale è
€ è stato installato a 350 chilometri a largo di Aguadoura.
La turbina da 2 MW è stata realizzata dall›azienda danese Vestas, mentre il supporto triangolare che la sostiene
è opera della statunitense Principle Power. Il test durerà
un anno, e se verrà superato aprirà la strada alla realizzazione di prototipi più potenti, fino a 7 MW. Questa tecnologia potrebbe permettere di fare un salto pari a quello
fatto dall›industria petrolifera negli anni ‹70, quando
sono state introdotte le piattaforme galleggianti, permettendo di diminuire i costi di assemblaggio e di portare gli
impianti in aree con fondali molto profondi e più ricche
di vento.
particolarmente difficoltosa, tenendo conto del
grado di saturazione di parecchi “nodi” della
rete e della competizione (si pensi ad esempio
all’area pugliese) con gli impianti fotovoltaici
o eolici “a terra”;
•• il problema di posizionamento “geografico” degli
impianti è acuito da un problema normativo,
tutto italiano, che prevede che i diritti di sfruttamento delle aree marine siano incamerati direttamente dallo Stato mentre l’autorizzazione
alla realizzazione degli impianti sia in capo ai
Comuni sui quali l’impianto si affaccia. E’ evidente come l’assenza di un corrispettivo economico per le comunità locali renda assai ardua la
battaglia autorizzativa, con tempi che si possono
definire “biblici”, come ben evidenziato dal caso
dell’impianto di Termoli, sul mare in provincia
di Campobasso. Dopo quasi sei anni dalla prima
richiesta per il progetto, l’istanza della società Effeventi, con sede a Milano in Lombardia, di creare tra Termoli e Petacciato il primo parco eolico
offshore d’Italia – che nel frattempo aveva subito
numerose modifiche per andare incontro alle
richieste locali – è stata bocciata nel Dicembre
2011 con una sentenza del Tar del Molise. A far
pendere la bilancia sul piatto dell’accoglimento
del ricorso amministrativo i rischi di deturpamento del paesaggio, già al centro di precedenti
negative pronunce da parte della relativa Soprintendenza.
In buona sostanza tutti i progetti presentati negli
ultimi anni (e riportati nella Tabella 1.6) sono
stati bocciati o si sono “arenati” nella fase autorizzativa.
35
1. La tecnologia
Tabella 1.6
Principali progetti offshore presentati in Italia negli ultimi anni
Sede
Potenza
(MW)
Imprese coinvolte
Golfo di Manfredonia (FG)
300
Trevi Energy
Banco di Pantelleria e Banchi Avventura (TP)
228
Four Wind
Termoli (CB)
162
Effeventi
Chieuti (FG)
150
Trevi Energy
Golfo di Gela – Comune di Butera (CL)
150
Torre S. Gennaro (BR)
150
Trevi Energy
Tricase (LE)
90
Sky Saver (Blue H partecipata dalla Dufenergy)
Secche di Vada – Rosignano (LI)
60
Ravano Green Power – Progetto Progeco
Taranto
30
Societ Energy
Ciò nonostante va segnalata qualche attività di
rilievo, che perlomeno consente al nostro Paese di
monitorare gli sviluppi di questa tecnologia. Vanno ascritti a questa categoria almeno due progetti. Il progetto GEOMA, presentato dal Consorzio
guidato dalla Blue H R&D con il coinvolgimento
di Ansaldo, Cesi Ricerca, Tozzi Renewable Energy
nell’ambito di “Industria 2015” – ed in quanto tale
soggetto al blocco dei finanziamenti che ha interessato il programma – che si propone di sviluppare
un generatore eolico offshore da 3,5 MW, ideale
36
Mediterranean Wind Offshore
(Gruppo Termomeccanica)
per i profondi mari del Mediterraneo su una piattaforma flottante ibrida in calcestruzzo e acciaio. Il progetto Powered (Project of Offshore Wind
Energy: Research, Experimentation, Development)
finanziato con oltre 4 mln € provenienti dal Programma Transfrontaliero Ipa Adriatico, e che è in
pratica uno studio estensivo preliminare di monitoraggio del vento nel mar Adriatico. Una rete di
anemometri, sia sotto costa che in mare aperto, monitoreranno i dati meteo per fornire dati sulle possibilità di installare successivamente i parchi eolici.
2. La normativa
L
’obiettivo di questo capitolo è analizzare gli
elementi che caratterizzano il quadro normativo che regola l’incentivazione della
produzione di energia da fonte eolica in Italia,
offrendo anche alcuni spunti per un benchmark
con altri Paesi europei. In particolare ci si intende soffermare sui cambiamenti attualmente in atto
per effetto della prossima approvazione, attesa da
tempo da tutti gli operatori del settore, dei provvedimenti attuativi del Decreto Legislativo n. 28
del 3 Marzo 2011, noto come Decreto Rinnovabili, che ridefinisce in Italia il sistema complessivo a
supporto della produzione di energia da fonti rinnovabili, tra cui ovviamente quella eolica. A questo
proposito, il 13 Aprile 2012 è stato pubblicato uno
Schema di Decreto attuativo, che è attualmente,
nei giorni in cui questo Rapporto viene redatto, in
fase di discussione presso i Ministeri competenti e
la Conferenza Unificata Stato-Regioni. Nonostante alcune modifiche allo Schema potrebbero essere
introdotte durante il processo di discussione, i suoi
elementi caratterizzanti saranno con ogni probabilità confermati. Conoscere questi ultimi è quindi
di importanza fondamentale per poter pianificare le proprie attività nel settore eolico in Italia nei
prossimi anni.
2.1 Il sistema di incentivazione
attualmente in vigore
Gli strumenti attualmente previsti in Italia per
incentivare la produzione di energia da fonte eolica sono, come noto, la Tariffa Onnicomprensiva ed i Certificati Verdi, di cui si forniscono
alcuni dettagli nella Tabella 2.1. Bisogna ricordare che questi due meccanismi sono utilizzati per incentivare anche la produzione da altre
fonti rinnovabili. Per ulteriori informazioni sul
funzionamento di questi sistemi a supporto della
produzione di energia da impianti alimentate a
biomasse si rimanda al Biomass Energy Report
20091.
Come evidente dalla Tabella 2.1, la Tariffa Onnicomprensiva si applica ad impianti eolici di
piccola taglia, noti anche come mini eolici. Le
caratteristiche di questo sistema di incentivazione e l’impatto che esso ha avuto sul mercato
italiano degli impianti eolici di piccola taglia
verranno illustrati in dettaglio nel Capitolo 5 di
questo Rapporto.
I grandi impianti eolici nel nostro Paese sono invece stati incentivati attraverso i cosiddetti Certificati Verdi (CV). Meccanismo introdotto dal
D.Lgs. 79/99 e in vigore dal 2001, è stato il primo
strumento di mercato per l’incentivazione della
produzione di energia da fonti rinnovabili in Italia.
Il funzionamento del meccanismo si basa sulla creazione di un sistema di domanda-offerta di particolari titoli, detti appunto CV. Questo si ottiene imponendo ai produttori ed agli importatori di energia
Tabella 2.1
Gli strumenti di incentivazione della produzione di energia elettrica da fonte eolica in Italia
Tariffa Onnicomprensiva
Certificati Verdi
1
Gli impianti eolici con potenza nominale media annua non superiore a 200 kW,
entrati in esercizio dopo il 31/12/2007 a seguito di nuova costruzione, rifacimento
o potenziamento, hanno accesso ad una tariffa onnicomprensiva di ammontare fisso
pari a 0,30 € per ogni kWh prodotto, per un periodo di 15 anni.
Gli impianti con potenza nominale media annua superiore a 200 kW beneficiano dei
Certificati Verdi (CV), con coefficienti moltiplicativi di 1 per gli impianti sopra a 200 KW
2
e di 1,5 per impianti offshore .
Cfr. Biomass Energy Report 2009, p.47.
2
Per ogni MWh generato, viene normalmente riconosciuto al produttore 1 CV. Questo valore può venire incrementato tramite un opportuno coefficiente
moltiplicativo nel caso di alcune fonti rinnovabili la cui produzione è soggetta a particolari onerosità, ad esempio in termini di difficoltà di approvvigionamento
della materia prima o di entità di investimento iniziale, come nel caso dell’eolico offshore.
37
2. la normativa
elettrica italiani l’obbligo di coprire una certa percentuale3 del totale dell’energia prodotta o importata attraverso fonti rinnovabili. I soggetti obbligati,
al momento dell’introduzione del sistema dei CV,
dovettero quindi adeguarsi al dettato normativo,
costruendo impianti alimentati da fonti di energia
rinnovabili (FER) oppure acquistando un corrispettivo analogo di CV, che certificassero la provenienza “verde” dei MWh prodotti da altri soggetti. I
certificati, rilasciati ai produttori dal GSE (Gestore
dei Servizi Energetici) proporzionalmente ai MWh
di energia elettrica prodotta da FER, garantiscono
che la produzione sia stata realizzata secondo le disposizioni di legge ed è per questo che essi possono
essere utilizzati per ottemperare all’obbligo in capo
ai produttori ed importatori italiani. I CV vengono riconosciuti sulla produzione per un periodo di
tempo pari a 15 anni e possono essere venduti sul
mercato entro tre anni dal rilascio.
L’idea di fondo del legislatore è stata quella di favorire la nascita di un vero e proprio mercato dei CV
(istituito dal GME – Gestore dei Mercati Energetici –
nel 2001) in cui i produttori e importatori di energia
tradizionale acquistano titoli, mentre i produttori da
FER li vendono. Il corrispettivo derivante dalla vendita dei CV costituisce per il produttore da FER un
extra-ricavo che si aggiunge alla vendita di energia
elettrica, assicurando così un’opportuna incentivazione (almeno in linea teorica) della produzione da fonti
rinnovabili, senza che l’onere della stessa sia in capo
alla collettività, bensì ai produttori di energia da fonti
tradizionali. Dato il funzionamento di questo sistema, l’incentivazione ha tuttavia un’entità variabile e
non determinabile completamente a priori, essendo le
dinamiche di prezzo dei CV influenzate dal bilanciamento tra domanda e offerta dei titoli. Questo è un
aspetto, come facilmente intuibile, non particolarmente amato dai produttori FER, che devono scontare
un forte elemento di aleatorietà nei loro business plan.
Sin dalla sua introduzione, tuttavia, il meccanismo
dei CV ha sperimentato seri problemi di applicazione in Italia. Dopo poco tempo dalla sua entrata in
funzione, si è compreso come non vi fosse un corretto bilanciamento tra domanda (derivante dalla quota
d’obbligo di produzione da FER in capo agli operatori
tradizionali) e offerta (associata all’energia elettrica
prodotta da fonte rinnovabile). In particolare, mentre l’offerta di CV è cresciuta in modo molto rapido,
la domanda si è mantenuta a livelli decisamente più
contenuti, per effetto principalmente di parecchie
deroghe alle quote d’obbligo previste per produttori
e importatori di energia da fonti convenzionali, nonché per il fatto che al fine di garantire ai produttori
tradizionali il soddisfacimento dell’obbligo, il D.Lgs.
79/99 prevedeva che il GSE offrisse CV sul mercato4.
L’energia “verde” sottostante era effettivamente prodotta dagli impianti FER convenzionati CIP6, per cui
lo stesso GSE ritirava e vendeva l’energia. Questo ha
causato forti fluttuazioni del prezzo dei CV, oltre
all’accumularsi di un ampio stock di titoli invenduti. Di conseguenza il legislatore, per assicurare un’adeguata incentivazione alla produzione da FER, è stato
costretto ad introdurre nel 2007 l’obbligo di ritiro dei
CV scaduti5 da parte del GSE, al prezzo medio fatto
registrare sul mercato nell’anno precedente, e successivamente a disporre6 per il periodo 2009-2011, il ritiro dei CV invenduti anno per anno, al prezzo medio
fatto registrare nei tre anni precedenti. L’onere del funzionamento del sistema dei CV si è spostato quindi
in larga parte dai produttori da fonti tradizionali agli
utenti elettrici, dato che le risorse da destinare al ritiro
dei CV scaduti sono recuperate attraverso il prelievo
dalla bolletta elettrica (con la Componente A3 relativa
agli oneri di sistema). Il Box 2.1 riporta alcuni dati relativi all’impatto delle installazioni eoliche sul Prezzo
Unico Nazionale dell’energia.
La decisione di ritirare tutti i CV invenduti ha ovviamente comportato una forte crescita di interesse da
parte degli operatori del settore eolico. La certezza del
prezzo di ritiro ha infatti rassicurato gli investitori,
che hanno cominciato ad indirizzare risorse sempre
più consistenti alla realizzazione di grandi centrali.
Come spesso è accaduto con le energie rinnovabili in
Italia (si pensi ad esempio al tumultuoso sviluppo del
fotovoltaico avvenuto nel 20107), con la crescita molto forte delle installazioni e la conseguente esplosione
degli oneri per la collettività, il legislatore si è preoccupato di introdurre dei meccanismi di freno, cambiando in corsa e dopo poco tempo le regole del gioco. In
3
Tale quota è stata fissata per il 2002 al 2% dell’energia elettrica prodotta o importata da fonte non rinnovabile nell’anno precedente, eccedente i 100
GWh/anno. A partire dal 2004 e fino al 2006, la quota minima di elettricità prodotta da fonti rinnovabili da immettere in rete nell’anno successivo è stata
incrementata dello 0,35% annuo. Nel periodo 2007-2012, la quota è incrementata dello 0,75% annuo. Il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, ha poi
stabilito che i produttori e importatori da fonti convenzionali dovessero immettere in rete una percentuale di energia prodotta da fonti rinnovabili (art. 11,
commi 1 e 2 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79), pari al 7,55% per il 2012, valore che si riduce linearmente a partire dal 2013 fino ad azzerarsi
per l’anno 2015.
4
D.Lgs. 79/1999, Articolo 11 comma 3.
5
Legge n. 244 del 24/12/2007 “Finanziaria 2008” art.2 comma 149.
6
D.M. 18/12/2008 di attuazione Legge Finanziaria 2008, art.15.
7
Cfr. Solar Energy Report 2011, p.52.
38
2. la normativa
Box 2.1
L’impatto dell’eolico sul PUN e sulla componente A3
Il 2 e 3 Maggio 2012, nel sud del Paese, per la prima volta
l’energia alla Borsa Elettrica sul mercato del giorno prima ha toccato gli zero euro per MWh e li ha mantenuti
per diverse ore, grazie alla forte presenza in quelle zone
di produzione eolica e fotovoltaica. La conseguenza del
fatto di avere avuto per due giorni energia a costo marginale zero è stata evidente sul prezzo medio nazionale,
che si è ridotto. Ciò è dovuto al fatto che le rinnovabili
(quali il solare e l’eolico) che producono a costo marginale zero, dato che non hanno bisogno di combustibile
per generare un kWh in più, hanno prodotto più energia di quella richiesta dalla rete. In pratica in quella zona
tutti gli impianti termoelettrici che vendono la propria
energia sulla Borsa sono stati spinti fuori mercato e si
sono dovuti spegnere. Mediamente, quindi, al crescere
del peso delle rinnovabili (fotovoltaico ed eolico in par-
particolare, Il D.Lgs. 28/11, (oltre a prefigurare la fine
del sistema) ha modificato la modalità di calcolo del
prezzo di ritiro dei CV per gli anni dal 2011 al 2015,
cioè fino al loro esaurimento, previsto per tale data8.
Il prezzo di ritiro dei CV è stato fissato come pari al
78% del valore risultante dalla differenza tra 180 €/
MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione
dell’energia elettrica registrato nell’anno precedente e
definito dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas9. I
continui cambiamenti che hanno interessato il sistema dei CV in Italia hanno causato preoccupazione
ed incertezza negli operatori del settore, che hanno
dovuto ridimensionare i propri piani di investimento
e di crescita, con evidenti ripercussioni sull’andamento delle installazioni. La Tabella 2.2 riporta una sintesi
delle principali modifiche di cui è stato oggetto il sistema dei CV nel nostro Paese negli ultimi anni, che in
realtà hanno avuto inizio ben prima rispetto al D.lgs.
con cui il legislatore ha stabilito l’obbligo di ritiro da
parte del GSE nel 2007.
Come evidenziato dalla Tabella 2.2, le ultime modifiche al sistema dei CV sono state introdotte dal
D.Lgs. 28/11 che stabilisce l’esaurimento del sistema stesso; i Certificati Verdi verranno riconosciuti solo agli impianti entrati in esercizio entro il 31
Dicembre 2012 sulla quantità di energia prodotta
fino al 31 Dicembre 2015 e ritirati entro il primo
8
9
ticolare) al mercato elettrico nazionale, si osserva una riduzione dell prezzo unico nazionale (PUN) dell’energia
elettrica. Questo fenomeno, dovuto alla dinamica di formazione del prezzo sul mercato (merit order effect) si registra ormai nella metà delle ore di apertura mercato. E’
stato stimato che oltre a una partecipazione sul mercato
delle rinnovabili del 15%, la riduzione del PUN è compresa tra il 13% e il 22%. Terna ha stimato che per ogni
punto percentuale in più di elettricità da rinnovabili il
prezzo diminuisce di 2 €/MWh. In un sistema di mercato efficiente i benefici di questo risparmio che si viene
a generare sul prezzo di acquisto dell’energia elettrica in
borsa, dovuto alla elevata produzione eolica e fotovoltaica, dovrebbero essere trasferiti ai clienti e utilizzatori
finali, bilanciando così il prelievo dalla componente A3
per finanziare l’energia eolica e fotovoltaica.
semestre del 2016. Il Decreto ha modificato la modalità di calcolo del prezzo di ritiro dei CV per gli
anni dal 2011 al 2015. Quest’ultimo è in particolare calcolato come il 78% del prezzo a cui il GSE
può offrire CV sul mercato, valore stabilito dalla L.
244/07 “Finanziaria 2008” in 180 €/MWh, a cui viene sottratto il prezzo medio dell’energia elettrica registrato sul mercato italiano nell’anno precedente.
La Tabella 2.3 riporta il livello totale di ricavi di
cui un produttore da fonte eolica che riceve i CV
ha beneficiato negli ultimi 6 anni, considerando
sia il ricavo derivante dai certificati che il prezzo di
vendita dell’energia elettrica. Sono evidenti le differenze tra un anno e l’altro, che – è importante sottolineare – hanno interessato tutti i produttori da
fonte eolica (e, più in generale, da FER), indipendentemente da quando avessero installato il loro
impianto. Ciò ovviamente determina delle importanti ripercussioni non anticipabili sul business
plan del proprio progetto, che di colpo può vedersi
ridimensionare l’entità dei flussi di cassa in ingresso, nonostante sia già stato approvato e attuato.
Nel complesso, è possibile raggruppare i provvedimenti ed i cambiamenti normativi che hanno interessato i CV a supporto della produzione di energia da fonte eolica in Italia negli ultimi anni in tre
D.Lgs. 28/11, articolo 25 comma 4.
Prezzo di offerta dei Certificati Verdi da parte del GSE definito dal comma 148 dell’articolo 2 della Legge Finanziaria 2008.
39
2. la normativa
Tabella 2.2
Le principali modifiche al sistema dei Certificati Verdi in Italia
Legge
Data
D.Lgs. 79/99
16/03/99
D.M. 11/11/99
di attuazione del 11/11/99
D.lgs. 79/99
D.lgs. 387/03
29/12/03
L. 239/04
23/08/04
“Legge Marzano”
D.lgs. 152/06
L. 244/07
“Finanziaria
2008”
03/04/06
Descrizione
Viene introdotto il sistema dei CV a partire dall’anno 2001 e si stabilisce lo stop
all’incentivo CIP6
In attuazione al precedente D.Lgs., stabilisce che i CV abbiano durata per 8 anni, che
sia riconosciuto 1 CV per ogni 100 MWh prodotti e si instaura un mercato dei CV
introducendo obblighi di produzione da FER crescenti per i produttori tradizionali.
Viene incrementata la quota d’obbligo per i produttori tradizionali dello 0,35% all’anno
per gli anni 2004-2006
Si ridefinisce il numero di CV rilasciati ai produttori FER, con 1 CV per ogni 50 MWh prodotti
Il periodo in cui vengono riconosciuti i CV sulla produzione viene aumentato a 12 anni
Il numero CV rilasciati, a parità di MWh generati, è differenziato per fonte attraverso uno
specifico coefficiente moltiplicativo k (dove il numero di certificati verdi rilasciati è calcolato
come k x MWh generati). Si incrementa la quota d’obbligo di 0,75% all’anno per gli anni 200724/12/07 2012. Viene portato a 15 anni il periodo di incentivazione in cui vengono riconosciuti i CV, per
gli impianti in esercizio dal 01/01/2008. Si stabilisce di riconoscere 1 CV per ogni MWh
prodotto. Si introduce l’obbligo di ritiro dei CV scaduti da parte del GSE, al prezzo medio dell’anno
trascorso. Viene anche introdotta la tariffa onnicomprensiva per impianti eolici fino a 200kW
.Viene definito il prezzo di offerta (P offerta dei CV sul mercato da parte del GSE) in 180€/MWh
– Pmedio dell’elettrica nell’anno precedente al ritiro.
D.M. 18/12/08
di attuazione
18/12/08
Legge Finanziaria
2008, art.15
Si stabilisce il ritiro dei CV invenduti, anno per anno, nel periodo 2009-2011, al prezzo
medio di mercato dei CV nei tre anni precedenti.
L 99/09
23/07/09
Si stabilisce che i soggetti obbligati all’acquisto dei CV diventino i venditori e distributori
di energia elettrica e non più i produttori e importatori della stessa.
D.Lgs. 72/10
20/05/10
Viene abolito l’articolo della L. 99/09 che introduceva il cambiamento relativo ai
soggetti obbligati.
D.L. 78/10
31/05/10
Si stabilisce l’abolizione dell’obbligo di ritiro dei CV da parte del GSE.
30/07/10
Si realizza la conversione in Legge del D.L. 78/10, indicando solo obiettivi di
contenimento dei costi( senza abolire l’obbligo di ritiro dei CV) a carico del GSE per
l’anno 2011, rispetto a 2010, da raggiungere mediante la riduzione del numero di CV
in eccesso ritirati.
03/03/11
Si introduce una riduzione lineare della quota di obbligo di produzione da FER per i
produttori tradizionali a partire dal 2013, arrivando all’azzeramento al 2015. Viene
prevista la transizione ad un nuovo sistema di incentivazione a prezzo amministrato
che dovrà entrare in vigore a partire dal 2013. Viene modificata la modalità di calcolo
del prezzo di ritiro dei CV per gli anni 2011-2015, che viene fatto pari al 78% del
Pofferta dei CV determinato da Finanziaria 2008.
L. 122/10
D.Lgs. 28/11
diversi periodi, che riflettono diversi obiettivi del
legislatore e ovviamente hanno avuto una ripercussione importante sull’andamento delle installazioni
annuali. La Figura 2.1 fornisce una sintesi della variazione percentuale della potenza eolica installata
in Italia anno su anno.
Tabella 2.3
Ricavi totali per MWh prodotto da fonte eolica negli ultimi anni in Italia
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
CV + Vendita
dell’energia
elettrica
177
(€/MWh)
160
(€/MWh)
183
(€/MWh)
160
(€/MWh)
152
(€/MWh)
155
(€/MWh)
148
(€/MWh)
Variazione anno
su anno
–
- 9,6%
+14,3%
-12,5%
- 5%
+2%
- 4,5%
40
2. la normativa
Figura 2.1
Variazione percentuale della potenza eolica installata in Italia anno su anno
300%
250%
200%
150%
100%
50%
0%
-50%
2003
2004
2005
2006
Nei primi anni 2000 l’intento del legislatore è stato quello di mettere in moto il mercato delle FER
in Italia e, nello specifico, dell’eolico. È infatti con il
D.Lgs. 79/1999 che viene introdotto il sistema dei
Certificati Verdi in Italia, poi entrato in funzione a
partire dal 2001, senza dimenticare la forte semplificazione amministrativa prevista dallo strumento
dell’autorizzazione unica (D.Lgs. 387/03). Gli effetti
sulla potenza eolica installata di questo orientamento del legislatore si sono avuti in modo evidente nell’anno 2004 (si veda la Figura 2.1, da cui
si nota come il mercato eolico italiano abbia fatto
registrare la crescita più importante del decennio
proprio nel 2004). Tra il 2005 ed il 2008 sono state
invece messe a punto una serie di misure che possono essere definite espansive. Nello specifico, il
periodo di incentivazione è stato prolungato dagli
8 anni (previsti inizialmente dal D.Lgs.79/1999) a
quasi il doppio, 15 anni (con la L. 244/07). È stato inoltre introdotto l’obbligo da parte del GSE di
ritirate i CV invenduti (con la L. 244/07 e il D.M.
attuativo 18/12/08). Questo spiega l’importante
crescita delle installazioni nel corso del 2007 e,
soprattutto, del 2008. Da metà del 2009 ad oggi si
registra invece una forte incertezza sul sistema dei
CV con l’attenzione del legislatore che è stata rivolta
principalmente al contenimento della spesa. Nonostante fosse infatti prevista una revisione del sistema
finalizzata ad aumentare il numero dei soggetti obbligati e quindi la domanda di CV (con la L. 99/09),
2007
2008
2009
2010
2011
essa è stata poi cancellata (con il D.Lgs.72/10). Inoltre è stato abolito l’obbligo di ritiro dei CV da parte
del GSE con il D.Lgs. 78/10, anche se in sede di conversione in Legge (L.122/10) l’abolizione è stata resa
nella sostanza inefficace, con la sola definizione di
un obiettivo di riduzione del numero di Certificati
Verdi in eccesso da ritirare. Infine il Decreto Rinnovabili (D.Lgs. 28/11) ha previsto l’esaurimento del
sistema dei CV a partire dal 2013, anno dal quale gli
impianti di nuova realizzazione non accederanno
più al sistema dei CV, ed ha introdotto un periodo
di transizione (tra il 2011 e il 2015) verso un sistema
ad asta per i grandi impianti e a prezzo amministrato per tutti gli altri, come si discuterà più avanti in
questo capitolo. L’elevata incertezza dovuta ai continui cambiamenti della normativa di riferimento
ha comportato un repentino rallentamento delle
installazioni nel 2010 e 2011, anche se su questo
fenomeno ha sicuramente avuto un impatto importante il rallentamento globale dell’economia.
2.2 Un confronto con alcuni
Paesi europei
Considerando lo stato del sistema di incentivazione
in vigore in Italia nel 2012, un confronto di massima
con alcuni dei più importanti mercati europei per la
fonte eolica mostra come nel nostro Paese il livello
di incentivazione, espresso in €/MWh, sia di circa il 20% superiore10 rispetto alla media europea. Si
10
Per il confronto tra i diversi sistemi di incentivazione, l’entità degli incentivi è stata misurata in €/MWh, comprende il prezzo dell’energia elettrica, la
durata dell’incentivazione è stata armonizzata e nel calcolo si è fatto riferimento a il caso di un impianto da 10 MW.
41
2. la normativa
Figura 2.2
Confronto tra il livello di incentivazione per la fonte eolica in Italia e nei principali Paesi europei (l’entità degli incentivi è
misurata in €/MWh, comprende il prezzo dell’energia elettrica ed è calcolata nel caso di un impianto da 10 MW)
€/MWh
200
150
100
50
0
Italia
Germania
veda in proposito anche la Figura 2.2.
I BOX 2.2, 2.3 e 2.4 riportano un rapido quadro dei sistemi di incentivazione per la fonte eolica in essere in
alcuni paesi europei. Si nota come, oltre che per l’entità dell’incentivo, esistono importanti differenze
per quanto riguarda la forma che esso assume e le
condizioni con cui viene concesso. Ad esempio, esistono Paesi come la Germania e la Francia dove l’entità dell’incentivo (erogato nella forma di una tariffa
onnicomprensiva) è legato alla producibilità dell’area
Francia
Regno Unito
Media EU27
in cui è installato l’impianto. Germania e Francia
non incentivano quindi la produzione eolica attraverso un meccanismo di mercato come in Italia,
cosa che invece accade in Gran Bretagna.
2.3 Gli extra-oneri legati all’autorizzazione ed alla connessione
degli impianti eolici in Italia
Nonostante il livello di incentivazione per gli impianti eolici sia oggi particolarmente elevato nel
Box 2.2
Il sistema di incentivazione in Germania
La Renewable Energy Sources Act (o Erneuerbare
Energien Gesetz - EEG), la cui prima versione risale al
lontano 1991, promuove la produzione di energia rinnovabile attraverso tariffe feed-in. L’ultima modifica
della EEG (nota come EEG 2012) è entrata in vigore il
1 Gennaio 2012 e introduce la necessità di aumentare
ulteriormente la quota di produzione da fonti rinnovabili da immettere nella rete elettrica tedesca. In particolare, si stabilisce che le energie rinnovabili debbono
pesare per il 35% della produzione di elettricità entro il
2020, per il 50% entro il 2030, per il 65% entro il 2040 e
per l’80% entro il 2050. Nell’ambito di questi ambiziosi
obiettivi, il sistema di incentivazione per la produzione da fonte eolica prevede un incentivo nel 2012 pari a
89,3 €/MWh, di durata variabile in base al sito dove è
42
installato l’impianto e quindi alla ventosità specifica del
luogo (dai 20 anni in caso di installazioni in località con
poco vento, ai soli 5 anni in caso di installazioni in località costiere molto ventose). Per gli anni successivi al
2012, il sistema prevede riduzioni progressive del livello
della tariffa dell’1,5% all’anno. Il sistema tedesco contempla inoltre un incentivo aggiuntivo in caso di interventi di repowering pari a 5 €/MWh. Stessa logica viene
applicata alla produzione di energia da eolico offshore,
con un incentivo base di 150 €/MWh ed una durata
variabile (da 20 a 5 anni a seconda delle condizioni di
ventosità del sito scelto). Nel caso di inizio produzione
entro il 2018, per gli impianti eolici offshore è inoltre
previsto un incremento della tariffa a 190 €/MWh (su
una durata di 8 anni).
2. la normativa
Box 2.3
Il sistema di incentivazione in Francia
L’incentivo francese per l’eolico onshore si compone di due
parti. Per i primi 10 anni è previsto un incentivo pari a 82
€/MWh comune per tutti gli impianti, mentre per i restanti 5 anni di incentivazione l’incentivo è variabile a seconda
della ventosità del sito e quindi della produzione di energia complessiva dell’impianto. In particolare, la tariffa varia dagli 82 €/MWh per impianti che funzionano 2.400 ore
equivalenti all’anno e si riduce a 28 €/MWh per impianti
che funzionano per almeno 3.600 ore equivalenti. Per le
zone costiere è invece previsto un incentivo costante per
15 anni pari a 110 €/MWh. Per l’eolico offshore, invece,
nostro Paese, gli operatori intervistati hanno sottolineato con forza come una parte non piccola
di questo incentivo (che in ultima analisi ricade
sulle bollette degli italiani) sia necessaria per ripagare gli extra-costi che chi investe in un impianto eolico deve sostenere in Italia, rispetto
alle condizioni che mediamente si incontrano in
Europa, a causa delle complessità legate alle procedure di autorizzazione e connessione. L’autorizzazione per la realizzazione di un parco eolico è
regolata dal D.Lgs. 387/03 (Autorizzazione Unica)11. Mediamente il tempo per ottenere una autorizzazione per un parco da 20 MW è di 2-3 anni.
Una volta terminato l’impianto, la connessione
può richiedere in media 8-10 mesi. Considerando
quindi nello specifico i costi autorizzativi, i costi per la connessione alla rete (spesso comprendono anche la realizzazione della sottostazione
elettrica) ed eventuali royalties da corrispondere
ai comuni coinvolti nell’iniziativa (mediamente
la tariffa standard per i primi 10 anni è di 130 €/MWh,
mentre per i restanti 10 (le tecnologie offshore sono infatti
incentivate complessivamente per 20 anni), il valore della
tariffa feed-in varia dai 130 €/MWh per impianti che funzionano 2.800 ore equivalenti, ai 30 €/MWh per 3.600 ore
equivalenti. Le aree in cui è possibile installare parchi eolici offshore e le relative concessioni sono poi soggette ad
asta pubblica. I criteri per aggiudicarsi l’ultima asta svoltasi a inizio 2012 sono stati 3: il costo di produzione previsto
dell’energia elettrica, le ricadute economico occupazionali
e l’impatto ambientale delle installazioni.
pari al 3-5% dei ricavi), è possibile stimare che gli
investitori italiani sostengano oggi extra-costi
nell’ordine del 30-35% rispetto alla media europea, che hanno un impatto sui ricavi nell’ordine
di 30 €/MWh.
Bisogna ricordare che a breve i produttori di energia eolica dovranno sostenere un ulteriore extra-costo, legato ai cosiddetti oneri di dispacciamento, disciplinati dalla Delibera AEEG ARG/elt
160/11. Per un approfondimento si veda il BOX 2.5.
2.4 Il cambiamento del sistema
di incentivazione in Italia
Come anticipato nella Tabella 2.2, il sistema dei CV
è stato profondamente rivisto e di fatto interrotto con
l’approvazione del D.Lgs. 28/11. Il Decreto Rinnovabili in realtà rimandava a successivi provvedimenti la
Box 2.4
Il sistema di incentivazione in Gran Bretagna
In Gran Bretagna è previsto un meccanismo di obbligo di
acquisto di certificati per i produttori da fonte tradizionale, denominato sistema TGCs (Tradable Green Certificates). Il meccanismo prevede l’obbligo di presentare un
numero di certificati che attestino la produzione di una
determinata quota di energia da fonte rinnovabile rispetto al totale dell’energia prodotta, come accade in Italia. Il
valore di tale quota è crescente negli anni (dal 5,5% del
11
2005 al 10,4% del 2010, al 15,4% nel 2015). I produttori da fonte tradizionale possono provvedere ad acquistare sul mercato (dai produttori da fonte rinnovabile) i
Certificati Verdi necessari al raggiungimento della quota
d’obbligo. Nel caso in cui l’obbligo non venga rispettato
sono previste delle penali. Per l’eolico offshore è riconosciuto un coefficiente moltiplicativo sui certificati pari a
1,5 Certificati ogni MWh generato.
Cfr. Biomass Energy Report Giugno 2011, p.61.
43
2. la normativa
Box 2.5
Gli oneri di dispacciamento
Per gestione del dispacciamento si intende l’attività diretta ad impartire disposizioni per l’utilizzazione e l’esercizio coordinato degli impianti di produzione, della
rete di trasmissione e dei servizi ausiliari al fine di garantire il continuo equilibrio tra produzione e consumo
di energia in un sistema elettrico. Attualmente pochi
produttori FER si preoccupano di gestire il dispacciamento dell’energia prodotta dai loro impianti in funzione
del fabbisogno della rete, a causa del diritto alla priorità
12
di dispacciamento ad essi assicurato dal D.Lgs 79/99.
L’AEEG, con la Delibera ARG/elt 160/11, ha tuttavia avviato una riforma complessiva dei meccanismi di dispacciamento che porterà anche gli impianti oggi considerati
“non programmabili” (quali ad esempio quelli idroelettrici ad acqua fluente, eolici e fotovoltaici) a sostenere
eventuali oneri di sbilanciamento. Questi, a carico oggi
dei soli impianti definiti “programmabili” (quali quelli
alimentati a biomasse legnose, oli vegetali, fonti fossili), costituiscono un costo che deve essere sostenuto dal
produttore in caso di scostamento tra la previsione e il
consuntivo di immissione in rete dell’energia elettrica.
Tali oneri, possono essere molto pesanti (variano da pochi €/MWh a decine di €/MWh, a seconda dello sbilanciamento causato). Questo fa si che per gli operatori da
fonti non programmabili diventerà necessario acquisire
importanti competenze previsionali (legate ad esempio
all’operatività sul mercato ed alle previsioni meteo),
piuttosto che collaborare con partner affidabili che gestiscano l’immissione dell’energia rinnovabile in rete. La
tecnologia in questo senso può giocare un ruolo molto
importante, con l’adozione di sistemi “intelligenti” e la
diffusione di efficienti apparati di stoccaggio sulla rete.
Per approfondire questo tema si rimanda allo Smart Grid
definizione degli elementi di dettaglio dello schema
di incentivazione che avrebbe dovuto sostituire quello attualmente in vigore. Dopo una lunga attesa, il 13
Aprile 2012 è stato pubblicato lo schema di Decreto Interministeriale in attuazione del D.Lgs. 28/11.
Esso costituisce il Decreto che, salvo stravolgimenti
da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
e della Conferenza unificata Stato-Regioni, alle quali
è richiesto di manifestare il proprio parere positivo,
12
13
13
Executive Report 2012 . L’onere di dispacciamento per
i produttori di energia eolica potrebbe avere, specialmente nei primi tempi di applicazione della Delibera,
importanti ripercussioni sui ricavi. Dall’analisi di alcuni
parchi eolici, considerando i valori di tolleranza indicati
pari all’8%, è possibile stimare un impatto delle penali
pari anche a 15 €/MWh prodotto. Bisogna notare che
questo cambiamento di normativa riguarderebbe tutti
gli impianti eolici installati e non solo le nuove installazioni. Inoltre, confrontando la situazione Italiana con
quella di alcuni Paesi europei dove questo meccanismo è
già stato introdotto, è possibile notare alcune differenze
che, se opportunamente riviste, potrebbero favorire gli
operatori italiani nella minimizzazione di questi oneri:
•• in Paesi come Spagna, Germania o UK è possibile
prevedere l’invio dei dati di forecast fino a due ore prima dell›effettiva produzione, diversamente da quanto
è previsto al momento per l’Italia, dove l’invio dei dati
deve avvenire entro le ore 17 di due giorni prima;
•• in Spagna, mercato decisamente più maturo rispetto
a quello italiano, gli oneri di sbilanciamento possono essere socializzati tra più impianti di uno stesso
produttore, il che permette un effetto “aggregante”
che porta a una minimizzazione dei costi di sbilanciamento.
Attualmente la questione è ancora in discussione
(AEEG – Documento di Consultazione 35/2012/R/efr)
tra l’Autorità, le Associazioni di categoria e gli operatori
coinvolti, con l’obiettivo di trovare le misure più opportune e allineare il mercato eolico italiano a quello degli
altri Paesi europei. L’entrata in funzione del cambiamento introdotto da questa normativa è prevista non
prima del 2013.
si tradurrà nel sistema definitivo per l’incentivazione
delle fonti elettriche rinnovabili non fotovoltaiche in
Italia, tra cui quindi anche la produzione eolica. La
discussione dello Schema di Decreto da parte della Conferenza Stato-Regioni è in atto proprio nel
momento in cui questo Rapporto viene redatto.
Di seguito sono riassunti e brevemente commentati
i principali cambiamenti introdotti dallo Schema di
Decreto, focalizzandoci in particolare sulla produ-
D.Lgsl. 79/99, articolo 11 comma 4.
Cfr. Smart Grid Executive Report Marzo 2012.
44
2. la normativa
zione eolica in impianti tradizionali, di grande taglia.
Per quanto riguarda invece i cambiamenti relativi al
mini eolico, questi saranno affrontati nel capitolo ad
esso dedicato del presente Rapporto.
I Certificati Verdi nel periodo 2012-2015 e il transitorio per gli impianti entrati in esercizio entro il
31/12/2012
Lo Schema di Decreto stabilisce innanzitutto che i
Certificati Verdi riconosciuti per la produzione di
energia elettrica del 2011 (secondo semestre) saranno ritirati dal GSE in tre tranche, il 25% entro Giugno 2012, il 25% entro Settembre 2012 ed il restante
50% entro Dicembre 2012. Per la produzione relativa al 2012 il computo dei Certificati Verdi sarà su
base semestrale, come avveniva in precedenza, con
però la liquidazione dei corrispettivi a nove mesi.
Per la produzione degli anni dal 2013 al 2015, il
computo dei Certificati Verdi avverrà invece su base
trimestrale, mantenendo fermo il ritiro, e quindi la
liquidazione dei corrispettivi importi, a nove mesi.
Gli operatori segnalano con riferimento a questa
modifica il rischio di liquidità (oneri finanziari nei
confronti delle banche), soprattutto per gli impianti
entrati in funzione più di recente. Rispetto al meccanismo di liquidazione semestrale a 6 mesi, il nuovo sistema a regime comporta uno slittamento di 3
mesi a parità di importo, ma nel biennio 2011-2012
l’esposizione massima arriva a 9 mesi.
Il prezzo di ritiro dei Certificati Verdi a cui gli
impianti entrati in esercizio entro il 31/12/2012
hanno diritto viene confermato (come inizialmente previsto dal D.Lgs. 28/11), fino alla fine del 2015,
in misura pari a 78% x (180-Re) €/MWh, dove Re
rappresenta il valore medio annuo del prezzo di
cessione (in €/MWh) dell’energia elettrica, fatto re-
gistrare nell’anno precedente a quello di riferimento. A partire dal 1/1/2016, tuttavia, non verranno
più rilasciati Certificati Verdi, ma agli impianti che
avevano acquisito il diritto di riceverli (in quanto entrati in funzione entro la fine del 2012) verrà
concesso mensilmente un incentivo sulla quantità
di energia elettrica prodotta per il residuo periodo
di diritto ai CV. L’incentivo viene determinato nella
misura di 78% x k x (180-Re) €/MWh, dove k rappresenta il coefficiente moltiplicativo diversificato in
base alla fonte14 (pari a 1 nel caso dell’eolico onshore
e a 1,5 nel caso dell’offshore) e Re il valore medio annuo del prezzo di cessione (in €/MWh) dell’energia
elettrica, fatto registrare l’anno precedente a quello di riferimento. In sostanza un impianto entrato
in esercizio entro il 31/12/2012 riceverà, a partire
dal 2016 e per il periodo residuo per aveva diritto a
fruire dei CV, un incentivo pari a circa 80 €/MWh
nel caso dell’onshore e 120 €/MWh nel caso dell’ offshore15. Gli operatori segnalano come in sostanza
cambi solo la forma della incentivazione mentre rimane invariato (ed anzi con il vantaggio della liquidazione mensile) l’ammontare rispetto a quanto già
previsto per il 2012.
Per tutti gli impianti che entreranno in funzione
a partire dal Gennaio 2013, invece, si applicherà
un nuovo sistema di incentivazione con caratteristiche differenti in base alla taglia dell’impianto (si
veda in proposito la Tabella 2.4).
L’incentivazione diretta
Gli impianti che hanno accesso allo schema di
incentivazione diretta potranno beneficiare di
una tariffa onnicomprensiva (TO) riconosciuta
sull’energia netta immessa in rete. Essa è definita come TO = Tb + Pr, dove Tb è la tariffa incen-
Tabella 2.4
Meccanismi di incentivazione in funzione della taglia dell’impianto
14
15
Tipo di impianto
Potenza dell’impianto
Meccanismo di incentivazione
Micro-impianti
< 50 kW
Incentivazione diretta
Piccoli impianti
50 kW – 5 MW
Registri Piccoli Impianti
Grandi impianti
> 5 MW
Aste al ribasso
Come stabilito dalla Legge n. 244 del 2007.
Ipotizzando un valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica nell’anno precedente pari a 75€/MWh.
45
2. la normativa
tivante base fissata dal decreto, diminuita del 2%
annuo a partire dal 2014, mentre Pr rappresenta
l’ammontare totale dei premi a cui l’impianto ha
eventualmente diritto, come ad esempio i premi
per la cogenerazione ad alto rendimento nel caso
degli impianti a biomassa16. Nel caso dell’eolico, invece, non sono previsti premi aggiuntivi. Il totale
della potenza installata con incentivazione diretta concorre a determinare il cap massimo di potenza installata incentivabile, impattando dunque
su eventuali revisioni del contingente di potenza
complessiva a disposizione per altri schemi di incentivazione (ossia il registro e le aste al ribasso,
di cui si parlerà più avanti in questo capitolo). Per
gli impianti di taglia inferiore a 50 kW, quindi,
non esiste a priori una quantità di potenza massima incentivabile. Va detto che si tratta di un segmento estremamente di nicchia, che comprende
sostanzialmente i più piccoli impianti mini eolici
(si rimanda per approfondimenti al capitolo 5).
Sul totale della potenza eolica installata in Italia a
fine 2011, a titolo di esempio, gli impianti di taglia
inferiore a 50 kW pesavano per circa lo 0,1%. Di
fatto, quindi, il meccanismo dell’incentivazione
diretta verrà sfruttato da una quota prossima
allo zero del mercato eolico italiano dei prossimi anni.
so all’incentivazione in base a criteri di priorità. I
criteri più importanti sono relativi a: eventuale iscrizione a registri precedenti, da cui l’impianto è stato
escluso per raggiungimento del limite di potenza,
minore potenza degli impianti, anteriorità del titolo
autorizzativo e precedenza della data di richiesta di
iscrizione al registro. Al fine di poter richiedere l’iscrizione al registro, gli impianti devono essere provvisti di opportuno titolo autorizzativo e presentare
l’opportuna domanda corredata dai necessari allegati
specificati nelle procedure, la cui periodica pubblicazione è a carico del GSE. Le procedure di iscrizione
al registro dei piccoli impianti vengono pubblicate
semestralmente dal GSE a partire dal 2013.
Il Registro dei Piccoli Impianti
Come discusso ampiamente nell’ultima edizione del
Solar Energy Report17, il meccanismo del registro,
nonostante assicuri un rigoroso controllo della spesa
pubblica per l’incentivazione, ha il grosso svantaggio di burocratizzare eccessivamente le procedure
di autorizzazione e di rendere incerto il livello di
ricavi di cui beneficerà il titolare dell’impianto,
sino a quando non avrà certezza dell’ammissione al
registro o meno. Si consideri a questo proposito che,
come già detto, impianti che non rientrino all’intero di un registro unicamente a causa del raggiunto
limite di potenza incentivabile, hanno priorità di
accesso al registro dell’anno successivo. Di conse-
I cosiddetti Piccoli Impianti possono accedere alla
tariffa onnicomprensiva previa iscrizione ad un
apposito registro. Annualmente viene definito il
contingente di potenza che può essere ammesso ad
incentivazione tramite registro per il periodo 20132015 (si veda la Tabella 2.5):
Il titolare dell’impianto che intende accedere al registro e quindi beneficiare della tariffa onnicomprensiva presenta domanda di iscrizione allo stesso al
GSE. Quest’ultimo stila le graduatorie per l’acces-
Gli impianti inclusi nelle graduatorie, al fine di poter
accedere al meccanismo incentivante, devono entrare in esercizio entro un termine stabilito dal decreto, pari a 12 mesi per l’eolico onshore e di 18 mesi
per l’eolico offshore. Il mancato rispetto dei termini
di entrata in esercizio comporta una riduzione della
tariffa dello 0,5% per ogni mese di ritardo, entro i
12 mesi e una riduzione del 15% della tariffa vigente
alla data di entrata in esercizio, per ritardi superiori
ai 12 mesi. Per il contingente di potenza relativo al
primo semestre 2013, la procedura di iscrizione al
registro verrà pubblicata entro il 31/7/2012.
Tabella 2.5
Potenza eolica incentivabile tramite registro
16
17
Potenza annua incentivabile [MW]
2013
2014
2015
Eolico onshore
50
50
50
Eolico offshore
0
0
0
Cfr. Biomass Energy Executive Report, Capitolo 6.
Cfr. Solar Energy Report Aprile 2012, pag 80.
46
2. la normativa
Tabella 2.6
Contingente di potenza disponibile per impianti eolici tramite asta al ribasso
Contingenti di potenza da mettere ad asta [MW]
2013
2014
2015
Eolico onshore
500
500
500
Eolico offshore
650
0
0
di potenza relativo al 2013, il bando verrà pubblicato entro il 31/7/2012, e con cadenza annuale ogni
31/7 per i periodi successivi. Per l’eolico onshore, il
bando sarà pubblicato ogni sei mesi a decorrere dal
31/7/2012.
guenza, come l’esperienza del mercato fotovoltaico
in Italia insegna, ciò rende difficilmente finanziabili gli investimenti in impianti eolici da parte
degli istituti di credito. Considerando i livelli di
investimenti medi che caratterizzano i grandi parchi eolici (di cui si parlerà nel Capitolo 3, ma che
si aggirano tra i 25-30 mln €), si tratta di un aspetto
che avrà verosimilmente un impatto estremamente
negativo sullo sviluppo dell’industria eolica in Italia.
La fase di presentazione delle domande di partecipazione ha una durata di 60 giorni e inizia 30 giorni
dopo la pubblicazione del bando di riferimento. In
ogni procedura viene messo ad asta il contingente
disponibile (si veda Tabella 2.6) nell’anno, a cui si
sommano le quantità non assegnate nelle precedenti procedure e le quantità relative ad impianti ammessi che hanno poi effettuato al rinuncia.
Come si avrà modo di discutere anche nel Capitolo
5, inoltre, la soglia dei 50 kW di potenza nominale
oltre alla quale si deve passare attraverso il meccanismo del registro appare troppo bassa, di fatto
costringendo tutti gli impianti eolici fino a 5 MW
di potenza (ed, in particolare, anche gran parte di
quelli mini eolici) a sottostare a questa complessa
procedura autorizzativa. A fine 2011 in Italia si può
stimare che fossero installati circa 180 MW di potenza eolica in impianti di taglia compresa tra 50
kWe e 5 MW, che dovrebbero nel futuro sottostare
alla procedura dell’iscrizione al registro.
Il meccanismo di funzionamento delle aste al ribasso prevede:
• la definizione di una base d’asta, corrispondente
alla tariffa vigente per l’ultimo scaglione di potenza definita dal decreto per il periodo al quale
l’asta stessa fa riferimento. Più avanti in questo
capitolo si presenteranno nel dettaglio i valori
delle tariffe definite dal Decreto;
• la presentazione di una serie di offerte, strutturate come riduzioni percentuali rispetto al valore
posto a base d’asta. Bisogna notare che il valore
minimo della riduzione offerta non può essere
inferiore al 2% e il valore massimo non superiore
al 30% (tariffa minima comunque riconosciuta)
della base d’asta.
Le aste al ribasso
La definizione del livello di incentivazione per
i grandi impianti (di taglia superiore a 5 MW)
avviene tramite procedura pubblica di asta al ribasso, bandita dal GSE con cadenza annuale, ad eccezione degli impianti eolici onshore, per i quali è
prevista una cadenza semestrale. I bandi relativi alla
presentazione delle domande vengono pubblicati
entro il 31 Luglio di ogni anno. Per il contingente
Lo schema di Decreto definisce inoltre i requisiti autorizzativi per accedere all’asta ( si veda Tabella 2.7).
Tabella 2.7
Requisiti autorizzativi per accedere all’asta al ribasso per gli impianti eolici
Titoli necessari per partecipare all’asta
Eolico onshore
Titolo
autorizzativo
< 20MW
< 20MW
Giudizio di
compatibilità
ambientale
x
x
Eolico offshore
x
Preventivo di
connessione
Titolo
concessorio
x
x
x
47
2. la normativa
Un ulteriore importante requisito riguarda la solidità economico finanziaria del richiedente, a testimonianza della quale è richiesta una dichiarazione
dell’istituto bancario e una capitalizzazione pari almeno al 10% del costo dell’investimento.
all’asta successiva con una nuova offerta. Per questo motivo anche questo aspetto è stato decisamente
criticato dagli operatori del settore intervistati.
Per accedere alle tariffe incentivanti l’aggiudicatario deve inoltre:
• trasmettere al GSE la cauzione definitiva, sottoforma di fideiussione, pari al 10% del costo
di investimento previsto (per un impianto da 20
MW, questa può arrivare ad un valore di 2,5 mln
€), che viene restituita dal GSE entro un mese
dall’entrata in esercizio o trattenuta come penale
nel caso di mancata entrata in esercizio entro i
termini previsti;
• provvedere all’entrata in esercizio entro i termini
definiti dal Decreto (pari a 16 mesi per l’eolico
onshore e a 24 mesi per l’eolico offshore). In caso
di ritardo inferiore ai 24 mesi è prevista una decurtazione dello 0,5% della tariffa definita per
ogni mese di ritardo. In caso di ritardo superiore
ai 24 mesi, il GSE può provvedere alla esclusione
dalle graduatorie.
Lo Schema di Decreto stabilisce ovviamente anche il livello delle tariffe (con riferimento al primo
anno di applicazione, ossia il 2013) di cui possono
beneficiare gli impianti eolici che accedono al meccanismo di incentivazione diretta, quelli che passano attraverso il sistema del registro ed anche gli
impianti che partecipano alle aste al ribasso. Per gli
anni successivi al 2013, è prevista una decurtazione delle tariffe del 2% all’anno. Bisogna notare che
le tariffe relative agli impianti che partecipano alle
aste al ribasso rappresentano una base d’asta, per cui
i livelli di incentivazione saranno nei fatti inferiori
(di almeno il 2%, come descritto in precedenza). La
Tabella 2.8 contiene un’indicazione del valore di
queste tariffe, riportando anche un confronto con
i livelli di incentivazione previsti dall’attuale sistema in vigore al 2012. (ossia la Tariffa Onnicomprensiva e i Certificati Verdi).
Quello che gli operatori del settore criticano fortemente, probabilmente a ragione, è innanzitutto il
livello estremamente limitato del contingente di
potenza incentivabile attraverso il meccanismo
dell’asta, in particolare con riferimento alla tecnologia più matura dell’eolico onshore. Negli ultimi
anni il mercato eolico ha raggiunto, come si vedrà
nel Capitolo 3, valori di nuova potenza installata
annualmente pari a circa 1 GW e i contingenti di
asta al momento proposti sono pari a solo la metà
di questo valore.
Dall’analisi della tabella si notano delle importanti
riduzioni del livello di tariffe rispetto all’attuale
sistema di incentivazione, che penalizzano in particolare gli impianti di grande taglia, con potenza
superiore a 5 MW, che accederanno a queste tariffe
passando attraverso il sistema delle aste al ribasso.
Considerando, come accennato in precedenza, che
l’entità delle tariffe riportato in Tabella 2.8 per gli
impianti che accedono al meccanismo dell’asta è solamente la base della procedura d’asta e che le offerte devono partire da valori di almeno il 2% inferiori
rispetto alla base, si comprende come l’effetto sulla
redditività degli investimenti possa essere molto
importante.
L’analisi condotta e le interviste con gli operatori del
settore indicano inoltre come il meccanismo dell’asta, con l’unico vincolo finanziario di accesso legato
a una fideiussione che, in caso di rinuncia all’investimento, viene restituita, potrebbe determinare la
nascita di un mercato secondario dell’autorizzazioni, che andrebbe a scapito dell’intero settore e
soprattutto dell’efficienza del sistema degli incentivi.
Oltre a ciò, la procedura delle aste al ribasso comporta ovviamente i medesimi problemi, per quanto concerne l’incertezza relativa ai ricavi e la conseguente scarsa bancabilità dei progetti, descritti in
precedenza per il meccanismo del registro. In questo
caso, inoltre, chi viene escluso da un’asta non ha priorità ad essere ammesso al contingente incentivato
con la successiva procedura, ma dovrà partecipare
48
Le tariffe e le basi d’asta
Per un’analisi sul rendimento degli investimenti con
questi nuovi valori di incentivo si rimanda al Capitolo 3 del Rapporto, dove si riporta un confronto
dettagliato tra i diversi sistemi di incentivazione.
Le analisi condotte suggeriscono che il taglio delle tariffe, nonostante sia un aspetto importante,
potrebbe essere in sé sostenibile ed in grado di assicurare un sufficiente ritorno sull’investimento
per gli operatori del settore. Questo considerando
anche il fatto che la minore entità delle tariffe è controbilanciata da una durata delle stesse più elevata.
Inoltre il taglio delle tariffe avrà poi l’effetto di andare a rendere economicamente sostenibili solo quei
progetti che vengono localizzate in aree con alte po-
2. la normativa
Tabella 2.8
Tariffe previste dallo Schema di Decreto del 13 Aprile per gli impianti eolici
Tipologia di impianto
Onshore
Potenza
dell’impianto [kW]
Durata
dell’incentivazione
[anni]
Tariffa incentivante
[€/MWh]
Confronto con
tariffe previste dal
precedente sistema
di incentivazione
1< P ≤20
20
291
- 3%
20≤ P ≤200
20
268
- 10%
200< P ≤1.000
20
149
- 3%
1.000< P ≤5.000
20
135
- 12%
P >5.000
20
127
- 18%
1< P ≤5.000
25
176
- 12%
P >5.000
25
165
- 17%
Offshore
tenzialità ventose. Come si commenterà più avanti
e come si è già in parte discusso, gli elementi più
critici dello Schema di Decreto riguardano invece
le procedure per accedere a queste tariffe e i limitati
contingenti di potenza disponibili per l’incentivazione.
cimenti di impianti esistenti non comportano l’occupazione di nuovo spazio e migliorano l’efficienza
di parchi eolici esistenti, in cui sono normalmente
installate turbine di piccole dimensioni, e quindi
dovrebbero essere senza alcun dubbio incentivati e
promossi.
Disposizioni specifiche per impianti oggetto di
rifacimento
Punti di forza e di debolezza dello Schema di
Decreto
Particolari disposizioni sono contenute nello Schema di Decreto anche per quanto riguarda gli impianti eolici oggetto di rifacimento. Ad essi è garantito l’accesso diretto all’incentivazione, senza
passare attraverso le procedure d’asta, solo nel caso
in cui l’impianto sia in esercizio da almeno i 2/3 della sua vita utile e/o non benefici di alcuna incentivazione. È inoltre previsto un contingente di potenza
incentivabile per questo tipo di investimenti pari a
150 MW annui, tra il 2013 e il 2015 (per impianti
onshore). Tuttavia questa modalità di accesso diretto all’incentivazione non esclude che gli investitori
debbano ripetere l’intero iter autorizzativo standard,
il che richiede di passare attraverso la Valutazione
di Impatto Ambientale (VIA) che, come detto precedentemente, può richiedere un minimo di 2 anni
per essere ottenuta e rappresenta il vero ostacolo al
rifacimento di un impianto. Si tratta di un aspetto del nuovo Schema di Decreto particolarmente
criticato dagli operatori, se si considera che i rifa-
In generale lo Schema di Decreto, rifacendosi ai
principi definiti nel Decreto Rinnovabili del 3 Marzo 2011, è ispirato ad un totale controllo della spesa pubblica destinata all’incentivazione della produzione da fonte eolica. In particolare, il limite di
costo cumulato complessivo annuo degli incentivi,
per tutte le fonti rinnovabili elettriche non fotovoltaiche, previsto dal Decreto è fissato in 5,5 mld €. Lo
Schema di Decreto utilizza tre diversi strumenti per
ottenere questo obiettivo: la riduzione delle tariffe
incentivanti (in media pari a oltre il 10% rispetto
a quanto previsto per il 2012 dal sistema di incentivazione attualmente in vigore), la definizione di
procedure di accesso all’incentivo (in particolare il
sistema del registro e delle aste al ribasso) rigorose e controllate, l’identificazione di un contingente
massimo di potenza incentivabile su base annua.
L’analisi svolta mette in evidenza come il legislatore
abbia agito introducendo dei limiti molto stringenti per ognuna di queste tre variabili, il che
49
2. la normativa
Box 2.6
Alcune richieste delle Regioni sullo Schema di Decreto
Le Regioni, in occasione della Conferenza Unificata
(che ha avuto luogo il 6 Giugno 2012), hanno proposto delle modifiche allo Schema di Decreto al fine di
semplificare gli iter autorizzativi, garantire la giusta remunerazione degli investimenti e rispettare gli obblighi
europei al 2020. Nello specifico, esse hanno chiesto che:
•• il limite di 5,5 mld € annui come tetto di spesa per
l’incentivazione alle rinnovabili non fotovoltaiche
passi a 6 mld €;
•• i contingenti annuali di potenza incentivabile tramite i meccanismi del registro e delle aste siano rivisti.
In particolare, si richiede che attraverso il registro
si possa accedere ad una potenza complessiva che
passi da 50 a 100 MW per il 2013, 2014 e 2015 e che
il limite per le aste dell’eolico onshore sia innalzato
da 500 a 600 MW per i tre anni;
•• la soglia di accesso alle aste per impianti eolici venga
innalzata a 20 MW e quella relativa ai registri a 100
comporta il rischio di un pericoloso stallo del settore, quantomeno per gli impianti eolici tradizionali, di grande potenza. L’entità della riduzione delle
tariffe incentivanti, come mostra anche l’analisi dei
rendimenti riportata nel Capitolo 3, non è l’elemento che più preoccupa gli operatori del settore, convinti che si possano ancora realizzare progetti con
IRR interessanti in Italia anche con una riduzione
in media pari a oltre il 10% rispetto allo schema
di incentivazione attuale, selezionando solo quei
siti ancora disponibili e con ventosità interessanti.
La procedura di accesso al Registro per impianti di
taglia molto piccola (a partire da 50 kW) e l’asta al
ribasso che si applica già a partire da sistemi che
sono, per le caratteristiche intrinseche della tecnologia eolica, di taglia piuttosto limitata (ossia con
potenza superiore a 5 MW), rappresentano invece
gli elementi più negativi contenuti nello Schema di
Decreto, che potrebbero costituire un forte freno
allo sviluppo del settore ed al raggiungimento degli obiettivi in termini di potenza eolica cumulata al
2020 definiti nel Piano di Azione Nazionale (PAN)
presentato dal legislatore nel corso del 2010.
È fortemente auspicabile che questi vincoli vengano rilassati durante la discussione che sta attualmente avendo luogo tra i Ministeri competenti
e la Conferenza Unificata Stato-Regioni, dato che
50
kW;
•• le soglie non siano applicate agli impianti soggetti a
rifacimento, che quindi accederebbero senza meccanismo del registro o dell’asta al ribasso agli incentivi;
•• il contributo da riconoscere al GSE da parte dei titolari degli impianti alimentati da fonti rinnovabili
diverse dal fotovoltaico, anche già in esercizio e con
eccezione degli impianti ammessi al provvedimento Cip 6/92, a decorrere dal 1° gennaio 2013 (pari
a 0,03 c€ per ogni kWh di energia incentivata), non
possa superare il valore complessivo di 5.000 € per
impianto.
Infine, più in generale le Regioni chiedono che il Ministero dello Sviluppo Economico si impegni a proporre
una norma di salvaguardia per il periodo transitorio
con l’introduzione di un passaggio graduale dal vecchio
al nuovo regime incentivante, ma solo per gli impianti
già autorizzati.
essi non fanno altro che aumentare gli extra-costi
che chi vuole investire in impianti eolici in Italia
deve sopportare, rispetto alla media europea, a
causa della complicazione delle procedure di autorizzazione, estremamente burocratizzate. In
particolare, gli operatori sperano che il limite di
potenza oltre a cui viene richiesta l’iscrizione al registro venga innalzato almeno a 100 kW, così da
permettere un accesso agli incentivi a gran parte
degli impianti mini eolici, di cui si parlerà più nel
dettaglio nel Capitolo 5. Oltre a ciò, è auspicabile
che il contingente di potenza incentivata, almeno
per quanto riguarda la procedura dell’asta al ribasso, venga in qualche modo innalzato così da evitare una fuga degli investitori analoga a quella che
il mercato spagnolo del fotovoltaico ha sperimentato a partire dal 2009, per effetto proprio della
introduzione di un cap alla potenza incentivabile
eccessivamente penalizzante. Chiaramente questo
potrebbe comportare un innalzamento del costo
totale annuo per l’incentivazione delle fonti rinnovabili stabilite dallo Schema di Decreto o, più probabilmente, una diversa ripartizione del costo totale annuo (di 5 mld €) tra le varie fonti rinnovabili
di cui si occupa il Decreto. Il BOX 2.6 riporta alcune
anticipazioni sulle richieste che le Regioni stanno
avanzando, nell’ambito della Conferenza Unificata, nei giorni in cui sta venendo redatto il presente
2. la normativa
Rapporto. Una soluzione alternativa all’innalzamento della potenza incentivabile, che a priori non
comporterebbe necessariamente un aumento del
costo annuo per la collettività, potrebbe consistere
nel legare la crescita delle installazioni a una riduzione degli incentivi. Al crescere delle installazioni negli anni, specialmente se questa crescita
avviene in modo più repentino rispetto a quanto
previsto dal legislatore, le tariffe subiscono delle
forti decurtazioni, così da scremare nel tempo gli
investitori che cercano solamente forti ritorni sul
loro investimento e, nello stesso tempo, limitare il
costo totale degli incentivi per lo stato. Il fatto di
non imporre a priori un cap molto restrittivo alle
installazioni eviterebbe di scoraggiare del tutto gli
investitori, che potrebbero cercare altri mercati di
sbocco rispetto all’Italia a cui indirizzare le loro attenzioni. Infine, bisogna rilevare come lo Schema
di Decreto abbia un orizzonte di tre anni, riportando i contingenti di potenza disponibili solo fino al
2015. Sarebbe sicuramente stato auspicabile avere
una prospettiva più di medio-lungo termine sullo
sviluppo del mercato eolico, così come delle altre
fonti rinnovabili, in Italia.
51
3. Il mercato
Q
uesto capitolo intende approfondire le
peculiarità del mercato eolico italiano,
fornendo innanzitutto un quadro sull’andamento della potenza installata e delle caratteristiche
degli impianti in esercizio nel nostro Paese. Il capitolo riporta anche un’analisi degli investitori “tipo”
che si fanno promotori di questi investimenti in
Italia e della loro redditività attesa. Particolarmente
importante è il tema del potenziale di sviluppo futuro dell’eolico in Italia e delle previsioni di nuove
installazioni, che influenza ovviamente la raggiungibilità degli obiettivi definiti nel Piano di Azione
Nazionale del 2010 e offre una misura di quanto il
mercato italiano potrà essere attrattivo per gli investitori nei prossimi anni. Il capitolo contiene anche
dati sullo sviluppo dell’eolico nei principali Paesi
europei e non, in ottica di benchmark con il caso
italiano. I dati riportati in questo capitolo fanno
principalmente riferimento all’eolico tradizionale, di grande taglia, mentre il Capitolo 5 contiene
informazioni dettagliate sul mercato del mini eolico
nel nostro Paese.
tasso di crescita annuo cumulato tra il 2006 e il 2011
di circa il 12%. Se si confronta l’installato mondiale
eolico con quello delle altre FER, escludendo l’idroelettrico, si nota che la tecnologia eolica è responsabile di più del 55% delle capacità da rinnovabile installata al Mondo. Nel solo 2011, sono stati installati
oltre 40,7 GW di nuova potenza, per investimenti
totali di oltre 50 mld €. Un trend molto importante
fatto registrare nel 2011 riguarda l’aumento del
divario nella capacità installata annua tra la Cina
(con 18 GW installati nel solo 2011, pari al 44% del
dato mondiale, che portano il valore cumulato a
62,7 GW) e gli Stati Uniti (con 6,7 GW installati
nel 2011 e una potenza totale di 46,9 GW), dopo il
sorpasso del 2010. Oggi la Cina rappresenta quindi il principale mercato eolico a livello mondiale.
La Figura 3.1 riporta l’andamento della potenza installata annua in alcuni dei principali Paesi a livello
globale, da cui si può rilevare l’impressionante tasso
di crescita che ha fatto registrare il mercato cinese
(con un +40% tra 2010 e 2011 e +73% tra 2009 e
2010). Complessivamente, a livello mondiale, nel
2011 le installazioni eoliche sono cresciute del 20%.
Lo sviluppo della Cina ha avuto inizio nel 2008,
quando la neo-costituita National Energy Administration ha evidenziato l’energia eolica come una
priorità per diversificare il mix energetico del Paese,
avviando così il programma “Wind Base” con l’o-
3.1 Il mercato eolico nel Mondo
Nel Mondo a fine 2011 risulta installata una potenza totale in impianti eolici di 238 GW, con un
Figura 3.1
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
–
Installato cumulato al 2011
pari a 238 GW
2011
2010
Resto del
Mondo
Portogallo
Canada
Regno
Unito
Italia
Francia
India
Spagna
Germania
Stati
Uniti
2009
Cina
MW
Andamento della potenza eolica cumulata installata a livello globale
53
3. il mercato
Tabella 3.1
Principali Paesi per potenza eolica installata e cumulata (dati in MW)
Paese
Installato nel 2011 (MW)
Cumulato a fine 2011 (MW)
Cina
18.000
62.733
Stati Uniti
6.739
46.919
Germania
1.845
29.060
Spagna
1.002
21.674
India
3.019
16.084
Francia
1.140
6.800
Italia
950
6.747
Regno Unito
1.337
6.540
Canada
1.257
5.265
Portogallo
381
4.083
Resto del Mondo
5.044
32.446
Totale
40.714
238.351
biettivo di raggiungere i 150 GW al 2020.
Insieme alla Cina, i principali Paesi extra-europei
in cui si registra un trend di investimenti in crescita tangibile sono l’India, il Messico ed il Brasile. L’India nel 2011 ha realizzato nuove installazioni
per 3 GW, arrivando ad una capacità totale di 16
GW. Il Messico, con i suoi nuovi 354 MW, ha raggiunto una potenza totale a fine 2011 di 873 MW,
mentre il Brasile ha installato 583 MW di nuova potenza eolica, raggiungendo così gli 1,5 GW totali.
In Brasile, in particolare, le installazioni eoliche
stanno facendo registrare dei tassi di crescita
estremamente elevati, grazie ad un costo medio di
produzione che rende questi impianti assolutamente competitivi con quelli alimentati a fonti fossili. In
una delle ultime gare pubbliche bandite in Brasile
per distribuire permessi alla costruzione di centrali
elettriche, sia da fonti tradizionali che da FER, su un
totale di 3,9 GW di potenza disponibile, ben 1.928
MW sono stati attribuiti ad impianti eolici. Oggi
infatti l’energia dal vento costa in Brasile mediamente meno, ad esempio, di quella prodotta
da gas naturale, risorsa di cui tra l’altro il Brasile è
particolarmente ricco. Nel Dicembre del 2009 il costo di produzione dell’energia eolica richiesto nelle
aste, che rappresenta quindi una misura del prezzo
di acquisto dell’energia da fonte eolica sul mercato,
era pari a 148 real, ossia 91,93 dollari per MWh. Nel
2010 questo prezzo era sceso fino a 130 real, ossia a
80,75 dollari. Nell’estate del 2011 il prezzo del MWh
54
da eolico è sceso ancora, arrivando a 61,79 dollari,
con il prezzo del gas naturale che negli stessi giorni
era arrivato a 63,98 dollari, facendo segnare un sorpasso storico. Di fatto ciò ha reso l’eolico la fonte
di produzione elettrica meno cara nel Paese, grazie a condizioni climatiche ottimali ed alla stabilità
e lunga durata (tra i 15 e 20 anni) dei contratti di acquisto dell’energia prodotta da questi impianti, fattore che dà sicurezza ed incoraggia la competitività
negli sviluppatori. Bisogna ricordare come, contemporaneamente alla crescita delle installazioni, in
Brasile stia nascendo una solida filiera di operatori
locali, stimolata anche dal fatto che uno dei requisiti necessari per ottenere l’autorizzazione a realizzare un parco eolico è che esso sia realizzato con
almeno il 60% di componenti prodotti in Brasile.
Le prospettive future sono altrettanto positive, se si
considera che il potenziale eolico è stimato in ben
143 GW, con la maggior parte delle risorse eoliche
collocate proprio nelle zone più popolate e produttive, ossia lungo le coste e a nord est del Paese.
Per quanto riguarda gli Stati Uniti, nel 2011 essi
hanno comunque visto aumentare il livello di installazioni eoliche annue di circa il 31% rispetto
all’anno precedente. In totale, sono stati installati
nuovi impianti per 6.739 MW (contro i 5.116 MW
nel 2010). Il primo stato per potenza eolica installata nel 2011 è la California con 921 MW di capacità
istallata, seguita da Illinois, Iowa, Minnesota e Oklahoma. Ben 3.444 MW del totale installato nel 2011
è entrato in esercizio nel quarto trimestre del 2011,
3. il mercato
Figura 3.2
Peso dei principali paesi asiatici sul totale della potenza installata in Asia nel 2011
Cina
3%
India
20%
Giappone
Taiwan
76%
Sud Corea
Vietnam
Altri
con gli operatori che hanno agito dietro la spinta
dell’imminente interruzione del sistema di incentivazione, il cosiddetto Production Tax Credit (o PTC),
che assicura una remunerazione pari a 2,2 c$/kWh
di energia prodotta. Il sistema di incentivazione è
stato poi prolungato per un altro anno, così che per
il 2012 le proiezioni dell’Agenzia sono altrettanto
positive, con 8.300 nuovi MW previsti contando le
centrali attualmente in costruzione, ma con il timore
della nuova e imminente scadenza della PTC e quindi del taglio degli incentivi. In assenza dell’estensione
della PTC le previsioni per il 2013 potrebbero quindi
essere di una netta frenata nelle installazioni.
Come è intuibile considerando i dati sul mercato cinese di cui si è parlato sopra, l’Asia nel 2011 ha rappresentato il più grande mercato al mondo per la
nuova potenza eolica, con una potenza totale installata di oltre 82 GW. Circa il 76% circa di questa nuova
potenza installata è entrata in esercizio in Cina, Paese
che ha un potenziale stimato dal GWEC nel China
Wind Energy Outlook di oltre 230 GW di potenza
cumulata al 2020. Altro importante contributo è
quello dell’India, che pesa per il 20% del totale delle nuove installazioni nel 2011. La Figura 3.2 riporta un’indicazione del peso dei principali paesi asiatici
sul totale della potenza installata in Asia nel 2011.
3.2 Il mercato eolico in Europa
La potenza eolica totale installata in Europa, a
fine 2011, è di circa 97 GW (valore che corrisponde
a circa il 40% del totale installato a livello globale),
con Germania e Spagna che pesano da sole per il
52% del totale. I principali mercati in Europa, per
quanto riguarda la potenza installata annua, sono la
Germania (con 1.845 MW di potenza installata nel
2011), la Spagna (con 1.002 MW), l’Italia (con 950
MW), la Francia (con 1.140 MW), il Regno Unito
(con 1.337 MW) e il Portogallo (con 381 MW). La
Figura 3.3 rappresenta l’andamento nel tempo della
potenza cumulata nei principali paesi europei.
Per quanto riguarda la situazione nel principale
mercato dell’eolico in Europa, ossia la Germania,
nel 2011 sono state installate 895 turbine, per 1.845
MW di nuova potenza, in netta crescita rispetto
al dato di 1.551 MW del 2010. Bisogna considerare che in Germania il comparto dell’energia eolica
è arrivato a pesare per circa l’8% della produzione
totale nel 2011, con 48 TWh di produzione annua
(contro i 42 TWh della Spagna, gli 11,9 TWh della
Francia e i circa 10 TWh dell’Italia) e sta richiedendo importanti investimenti infrastrutturali da parte
dei gestori della rete. Questo aspetto testimonia l’elevato grado di maturità del mercato tedesco, che
verosimilmente farà registrare in futuro un livello
di nuove installazioni importante in valore assoluto,
ma ovviamente, con un installato totale di 29 GW, si
sta avvicinando alla saturazione.
Altro Paese che ha raggiunto un elevato grado di
maturità è la Spagna, dove nel mese di Aprile 2012
l’eolico è arrivato a coprire il 16,9% della produ-
55
3. il mercato
Figura 3.3
Andamento della potenza cumulata in impianti eolici nei principali Paesi europei
35.000
Installato cumulato al 2011
pari a 97 GW
30.000
MW
25.000
2011
2010
2009
20.000
15.000
10.000
5.000
–
Germania
Spagna
Francia
zione totale di energia, con 6.265 GWh prodotti,
in incremento del 26,8% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Questi dati, insieme ad un
livello di installazioni cumulate di oltre 21 GW ed
all’importante livello di installazioni realizzate attraverso altre tecnologie rinnovabili (principalmente solare), hanno spinto il nuovo governo in carica
dall’inizio del 2012, complice anche la difficile situazione delle finanze pubbliche spagnole, a sospendere da fine Gennaio 2012, e per un periodo di tempo
indefinito, gli incentivi per le nuove installazioni di
impianti a energia rinnovabili, eolica compresa.
Il Regno Unito è invece il Paese più attivo nel
mercato dell’offshore, sia a livello europeo che internazionale, con un totale di 487 turbine installate a fine 2011 ed una potenza totale di 1.524 MW.
Considerando inoltre gli impianti già in costruzione, la potenza potrebbe salire ben oltre i 2.093
MW nel corso del 2012. A questi si aggiungono poi
i numerosi progetti attualmente in fase di sviluppo.
Le previsioni delle principali associazioni del settore stimano che la capacità installata in impianti
offshore potrebbe raggiungere circa 8 GW entro il
2016, e fornire il 7-8% del fabbisogno di energia
elettrica del Regno Unito. Si consideri che nel luglio 2011 il governo britannico ha persino rivisto il
proprio obiettivo in tema di energia eolica offshore,
spostando da 13 GW a 18 GW entro il 2020, per
un contributo del 17-18% del fabbisogno di potenza
del Paese.
Le potenzialità di crescita e sviluppo più interes-
56
Italia
Regno Unito
Portogallo
santi, a detta degli operatori intervistati durante la
ricerca, riguardano però principalmente i Paesi
dell’Est (quali Turchia, Romania, Polonia, Bulgaria,
Serbia e Croazia), in cui una combinazione interessante di incentivi piuttosto generosi, iter autorizzativi lineari e tempi burocratici certi, oltre a delle
condizioni climatiche favorevoli, spiegano l’importante crescita delle installazioni sperimentata negli
ultimi anni e le favorevoli previsioni per il prossimo
futuro. Tra gli altri, il Paese che nel breve verosimilmente attrarrà più investimenti è la Romania, con una capacità potenziale teorica stimata
in ben 4 GW. Il balzo in avanti delle installazioni
in Romania è particolarmente impressionante, se si
considera che la potenza cumulata installata è salita
tra il 2010 e il 2011 da 463 a 982 MW, con una crescita di oltre il 100%. La Romania si è posta l’obiettivo di raggiungere il 24% del consumo di energia da
fonti rinnovabili entro il 2020.
3.3 Il mercato eolico in Italia
In Italia a fine 2011 sono installati oltre 5.300 aerogeneratori, per un totale 6.737 MW di potenza
installata, pari a circa il 7% della potenza installata in Europa ed il 3% di quella mondiale. Il totale
di energia elettrica prodotta nel 2011 da fonte eolica
è stimabile in circa 10 TWh, pari al fabbisogno di
circa 10 mln di persone. La Figura 3.4 rappresenta l’andamento della potenza cumulata installata in
Italia.
Il tasso di crescita medio fatto registrare ne-
3. il mercato
Figura 3.4
Andamento della potenza eolica cumulata installata in Italia
8.000
MW
6.000
4.000
2.000
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
–
gli ultimi 10 anni in Italia dal mercato eolico
è pari a circa il 26%, con un forte innalzamento negli anni 2004-2005 e, successivamente nel
2008-2009, per effetto dei cambiamenti apportati al sistema dei Certificati Verdi, come spiegato
in dettaglio nel Capitolo 2. Nei primi 2 mesi del
2012 sono entrati in esercizio i nuovi impianti riportai nella Tabella 3.2, per una potenza totale di
83,8 MW.
Si tratta di uno sviluppo del mercato in linea con
quanto fatto registrare nei primi mesi del 2011. Bisogna tuttavia notare che, essendo il tempo medio
di autorizzazione e realizzazione di un impianto eolico in Italia pari a circa 4 anni, questi impianti sono
stati programmati e avviati tempo fa, quindi non risentono ancora dell’incertezza e delle complicazioni
che hanno recentemente interessato il sistema dei
Certificati Verdi, di cui si è parlato nel capitolo 2.
Per quanto riguarda le prospettive per il 2012, gli
operatori del settore si aspettano un interessante
livello di installazioni, stimabile nell’ordine di 1
GW di nuova potenza, in linea con i livelli di mercato degli ultimi anni.
Per quanto concerne la localizzazione degli impianti installati nel nostro Paese a fine 2011, la Figura
3.5 contiene la ripartizione della potenza installata
nelle principali Regioni italiane.
Come si nota, ad oggi la quasi totalità delle centrali eoliche sono localizzate nel Sud e nelle isole, per
effetto delle migliori condizioni di vento in queste Regioni. Si pensi che nel Sud Italia la ventosità
media a 75 m di altezza varia tra i 5 e i 7 m/s, con
alcuni siti che raggiungono anche gli 8 m/s (corrispondenti a livelli di producibilità media compresi
tra i 1.750 e i 3.000 MWh/MW all’anno), rispetto al
Tabella 3.2
Principali impianti eolici entrati in esercizio in Italia nei primi mesi del 2012
Altezza
torre (m)
Potenza
totale parco
eolico (MW)
100
75
12,5
2.300
93
80
43,7
2.300
70
64
27,6
Diametro
Data
Produttore
Potenza
del rotore
Operatore connessione
turbina turbine (kW)
(m)
Regione
Località
Campania
Ginestra di
Schiavoni
Wind Farm
U. Avino
Febbraio
2012
General
Electric
2.500
Sardegna
Portoscuso
Enel Green
Power
Gennaio
2012
Siemens
Puglia
Volturino
Ferrovie del
Gargano
Gennaio
2012
Enercon
57
3. il mercato
Figura 3.5
Ripartizione della potenza eolica installata nelle principali Regioni italiane
Sicilia
Puglia
5%
4%
Campania
24%
Sardegna
11%
Calabria
20%
14%
Molise
15%
Basilicata
Abruzzo
Lazio
Toscana
Nord Italia, che presenta invece ventosità medie tra
i 3 e i 5 m/s (corrispondenti a producibilità massime di 1.500 MWh/MW). I Comuni con la maggiore potenza eolica installata sono praticamente tutti
pugliesi, partendo da Troia (FG), con i suoi 171,9
MW, seguito da Minervino Murge (BT) con 116,4
MW, dal Comune di Bisaccia (AV) con 101,9 MW,
da Sant’Agata di Puglia (FG) con 97,2 MW e, infine,
dal Comune di Rocchetta S. Antonio (FG) con 89
MW.
che del parco eolico installato in Italia. La Figura
3.6 riporta l’evoluzione della taglia media dei parchi
eolici entrati in esercizio anno per anno nel nostro
Paese.
Il più grande parco eolico italiano è quello recentemente realizzato ed entrato in funzione nel Luglio
2011 in Sardegna, tra i comuni di Alà dei Sardi e
di Buddusò con una potenza complessiva di 158
MW. La taglia media dei parchi eolici realizzati
negli ultimi 5 anni si attesta intorno ai 16,7 MW.
Strettamente collegato al dato precedente è quello
È anche interessante approfondire altre caratteristi-
Figura 3.6
Evoluzione della taglia media dei parchi eolici entrati in esercizio anno per anno in Italia (in MW)
20
MW
15
10
5
58
20
11
20
10
20
09
20
08
20
07
20
06
5
20
0
20
04
03
20
20
02
01
20
20
00
0
3. il mercato
Figura 3.7
Andamento della taglia media degli aerogeneratori entrati in esercizio anno per anno in Italia (in kW)
2.000
kW
1.500
1.000
500
riportato nella Figura 3.7 e nella Figura 3.8, in cui è
rappresentato l’andamento della taglia e dell’altezza
medie del singolo aerogeneratore installato in Italia.
Nel 2011 la taglia media degli aerogeneratori installati in Italia è stata di 1,5 MW, con un’altezza
media di circa 75 metri. Se si realizza un confronto
con le caratteristiche delle installazioni in altri Paesi europei e non, si nota come le dimensioni medie
degli impianti eolici italiani siano decisamente inferiori. Si pensi che la taglia media delle nuove installazioni in Germania nel 2011 è stata pari a 2,5 MW,
20
11
20
10
20
09
20
08
20
07
20
06
20
05
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
0
con l’80% delle installazioni realizzate con aerogeneratori di potenza compresa tra i 2 e i 3 MW e circa
il 9% con aerogeneratori di potenza compresa tra i 3
e i 5 MW. Alla luce di quanto discusso nel Capitolo
2 di questo Rapporto, si tratta di dati che indicano
una scarsa efficienza del parco eolico italiano, che
non sfrutta come potrebbe il potenziale dei siti
occupati. È come se ogni anno in Italia venissero
installati aerogeneratori che negli altri mercati
eolici più sviluppati ormai non si utilizzano più
da diversi anni. Questo è dovuto essenzialmente al
lungo processo di autorizzazione e realizzazione di
Figura 3.8
Andamento dell’altezza media degli aerogeneratori entrati in esercizio anno per anno in Italia (in m)
80
40
20
20
11
0
20
1
9
20
0
20
08
20
07
06
20
20
05
20
04
20
03
2
20
0
01
20
0
0
20
0
m
60
59
3. il mercato
Figura 3.9
Quota totale di mercato dei principali produttori di aerogeneratori in Italia a fine 2011
Vestas
Gamesa
7%
5% 2%
Enercon
REpower
8%
40%
Nordex
14%
General Electric
20%
Ecotecnica
Siemens
Acciona
Altri
un impianto nel nostro Paese, che con una durata
complessiva di circa 4 anni, è più lungo di oltre il
50% rispetto a quello tedesco. Ogni anno vengono
quindi installate tecnologie che erano all’avanguardia nel momento in cui il progetto è stato presentato,
ma che al termine del processo autorizzativo sono
ormai in larga parte obsolete. A questo si aggiunge
il fatto che, per limitare l’impatto dei complessi
processi autorizzativi, gli operatori preferiscono
installare macchine di limitate dimensioni, anche
se meno efficienti e performanti.
mo le caratteristiche delle installazioni nel nostro
Paese di Vestas, il principale produttore di aerogeneratori in Italia (con circa il 40% del mercato, come
si desume dalla Figura 3.9), con quelle che realizza
fuori dal nostro Paese.
In particolare, la Figura 3.10 riporta un’indicazione
dei modelli di aerogeneratori installati da Vestas in
Italia e nel Mondo negli ultimi anni.
Si nota, come si accennava in precedenza, che la
quota di potenza coperta con turbine di dimensione ridotta è decisamente superiore in Italia
Ad una conclusione simile si giunge se confrontia-
Figura 3.10
Quota della potenza installata da Vestas in Italia e nel Mondo con diversi modelli di aerogeneratori.
Fonte: elaborazione su dati Vestas
100%
100%
V 90 - 3.0
100%
80%
V 90 - 2.0
80%
60%
60%
V 82 - 1.65
60%
40%
40%
V 82 - 1.5
40%
20%
20%
0%
0%
V 80 - 2.0
V 52 - 850
80%
Italia
Mondo
2004
V 80 - 2.0
V 80 - 1.8
Italia
Mondo
V 52 - 850
20%
0%
2006
80%
60%
40%
20%
0%
60
2011
Mondo
2008
100%
Italia
Italia
Mondo
V 112 - 3.0
V 100 - 1.8
V 90 - 3.0
V 90 - 2.0
V 90 - 1.8
V 82 - 1.65
V 82 - 1.5
V 80 - 2.0
V 80 - 1.8
V 52 - 850
V 90 - 3.0
V 90 - 2.0
V 90 - 1.8
V 82 - 1.65
V 82 - 1.5
V 80 - 2.0
V 80 - 1.8
V 52 - 850
3. il mercato
Figura 3.11
Numero di
aerogeneratori
Ripartizione in classi di potenza degli aerogeneratori installati nelle Regioni italiane più ventose
1.200
1.000
800
600
400
200
0
Sicilia
Puglia
Campania
<1.000 kW
1.000 - 2.000 kW
rispetto al resto del mondo. Basti pensare che nel
2011 quasi il 40% delle installazioni in Italia di Vestas sono state ancora realizzate con il modello V52850 kW, la cui produzione negli impianti di Taranto
è iniziata nel 2002.
Questa evidente arretratezza delle tecnologie installate in Italia è particolarmente grave se si considera che la maggior presenza di aerogeneratori di
bassa potenza si registra proprio in quelle aree geografiche caratterizzate da una maggiore ventosità
(come si nota dalla Figura 3.11), il che determina una
maggiore perdita potenziale di produzione eolica.
Interessante è anche rilevare il livello di produzione
media degli impianti eolici in esercizio nel nostro
Paese, misurato in termini di ore equivalenti di funzionamento. Nel 2010 il 50% degli impianti eoli-
> 2.000 kW
ci è riuscito a produrre per oltre 1.550 h, mentre
il numero medio di ore di utilizzazione dell’intero
parco è pari nel 2010 a 1.748, in crescita rispetto alle
1.573 del 2009 (se si volessero considerare anche gli
impianti entrati in esercizio nel corso dell’anno, le
ore si ridurrebbero a 1.570 per il 2010 e a 1.336 per
il 2009). Rispetto agli altri Paesi europei, il valore
italiano di producibilità media è allineato a quello
tedesco, mentre è molto inferiore rispetto a quello
spagnolo, che grazie alla maggiore intensità dei venti, raggiunge livelli di producibilità media superiori
a 2.000 MWh/MW.
Un altro aspetto da considerare che caratterizza il
mercato eolico in Italia riguarda i cosiddetti ordini
di dispacciamento, che determinano oneri aggiuntivi per il GSE nel caso di mancata produzione eolica,
come illustrato nel BOX 3.1.
Box 3.1
La mancata produzione eolica
Al fine di garantire la sicurezza del sistema elettrico, gli
impianti eolici sono soggetti ai cosiddetti ordini di dispacciamento, ossia alla possibile riduzione della loro
produzione elettrica da parte di Terna. Come descritto
in precedenza, le aree del territorio italiano più ventose
e quindi maggiormente sfruttate dal punto di vista della
produzione eolica sono collocate nell’Appennino meridionale e nelle isole. Queste zone sono purtroppo anche
tra quelle in cui storicamente l’infrastruttura elettrica del
nostro Paese è stata meno sviluppata. Per questo motivo,
in momenti di elevata ventosità e in quelle aree con una
magliatura della rete particolarmente scarsa, si verificano
spesso significative perdite di energia, dovute a distacchi
imposti da Terna, per garantire il corretto funzionamento
della rete. I titolari degli impianti eolici la cui produzione
abbia subito riduzioni per effetto di ordini di dispacciamento impartiti da Terna, possono tuttavia presentare al
GSE una istanza per l’ottenimento della remunerazione
61
3. il mercato
della mancata produzione eolica. A tal fine, il GSE si è
dotato di un modello di simulazione che riproduce il
funzionamento degli impianti di produzione anche durante i periodi di limitazione basandosi sulle reali misure
di produzione, sui dati anemometrici e sulle indisponibilità di impianto comunicate dagli operatori. Le Regioni
più interessate dal fenomeno sono Puglia e Campania,
e in particolare le provincie di Foggia e Avellino, dove
è elevata la concentrazione degli impianti. Per la Puglia,
la mancata produzione eolica vale il 14,7% di quella re-
Per quanto riguarda le imprese che investono in impianti eolici in Italia, la Figura 3.12 fornisce una rappresentazione delle prime 15 società ordinate in base
al totale delle installazioni realizzate, espresso in MW.
Come si nota, il mercato eolico italiano è piuttosto
frammentato, con i principali operatori che hanno in media impianti (più d’uno, ovviamente) per
un totale di circa 300 MW di potenza installata.
Le Figure 3.13 e 3.14 forniscono una rappresentazione della provenienza (in termini di nazionalità
e di settore di appartenenza, rispettivamente) dei
produttori di energia eolica attivi in Italia.
Si nota in particolare la forte eterogeneità che caratterizza il background delle imprese attive nella
produzione eolica in Italia. Si distinguono in particolare:
•• utility italiane e straniere che hanno il loro
ale ed è maggiore della produzione reale degli impianti
installati nel Centro e nel Nord Italia. Durante il 2010
sono stati limitati da TERNA 150 impianti e, di questi,
131 hanno presentato istanza. Se gli impianti non fossero
stati limitati, la produzione da fonte eolica sarebbe stata
pari a 9.606 GWh, del 5% (per un totale di 480 GWh) superiore rispetto ai 9.126 GWh immessi in rete. Nel caso
di impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili
non programmabili, le condizioni per il dispacciamento
sono definite dalla deliberazione ARG/elt 5/10.
core business nella produzione da fonti tradizionali e hanno deciso di investire nell’energia
eolica diversificando il loro portafoglio, come ad
esempio Enel, Edison e Sorgenia tra le italiane o
International Power, E.ON, Endesa, EDF, Acciona e Iberdrola), che hanno fatto il loro ingresso
sul mercato italiano attraverso strategie differenti, tra cui acquisizioni di progetti, partecipazioni
in imprese italiane o costituzione di joint venture;
•• imprese italiane produttrici di energia eolica
(è il caso di IVPC – Italian Vento Power Corporation) o, più in generale, da fonti rinnovabili,
molte delle quali hanno una particolare focalizzazione sulla fonte eolica (tra cui Fri-El, Veronagest, Falck Renewables);
•• imprese attive nel settore Oil & Gas che hanno
cercato opportunità di diversificazione del proprio portafoglio di attività in comparti caratterizzati da significativi livelli di redditività per effetto
Figura 3.12
Elenco delle prime 15 società titolari di impianti eolici in Italia per potenza totale installata
En
el
In Gre
te
rn en P
at
ion owe
r
al
Ed
P
o
iso
we
n
r
En
er Fr
gie i Sp El
ec
ial
i
IV
PC
Er
g
Ve Ren
ro ew
na
ge
st
Fa
lck
Re E.O
N
ne
wa
ble
s
Al
er
ion
Fo
rt
or Toz
e
En zi
er
En
gia
po
we
rS
M ER
on
ca
da
Gr
ee
nt
ec
h
MW
700
600
500
400
300
200
100
0
62
3. il mercato
Figura 3.13
Ripartizione dei produttori di energia eolica in Italia per provenienza geografica
22%
Imprese estere
78%
Imprese italiane
della disponibilità di incentivi, tra cui Erg (attraverso la società Erg Renew - ex Enertad), Saras
(con Sardeolica) e Api (con Api Nova Energia);
•• real estate e imprese di costruzioni, come Moncada, Foster Wheeler e Santarelli, che operano nell’eolico attraverso imprese controllate e create ad hoc
per ogni singolo impianto (denominate SPV – Special Purpose Vehicle nelle quali confluiscono tutti gli
asset relativi ad ogni singolo impianto).
3.3.1 L’investimento in un parco eolico
in Italia
Il primo elemento che contraddistingue l’investi-
mento in un parco eolico in Italia riguarda il tempo molto dilatato che intercorre tra il momento in
cui lo sviluppo del progetto ha inizio e l’entrata in
funzione dell’impianto. Si stima che nel complesso, per un impianto da 20 MW, in linea con la
taglia media dei parchi italiani, siano necessari
tra i 4 e 5 anni di tempo, di cui in media 2 o 3
anni sono necessari per la richiesta di autorizzazione all’installazione dell’impianto. I motivi per
cui l’autorizzazione richiede un tempo così lungo
in Italia sono descritti sinteticamente nel Box 3.2.
La Figura 3.15 riporta invece un’indicazione delle
principali attività necessarie all’entrata in esercizio
dell’impianto.
Figura 3.14
Ripartizione dei produttori di energia eolica attivi in Italia per settore di appartenenza
8%
12%
35%
17%
Produttori di energia eolica
Utility italiane e straniere
Imprese di real estate
e di costruzioni
28%
Imprese di settore Oil & Gas
Altro
63
3. il mercato
Box 3.2
Il processo di autorizzazione di un impianto eolico
Per realizzare un impianto eolico è necessario un provvedimento amministrativo di autorizzazione che permetta la costruzione e l’esercizio dell’impianto. Il funzionamento e la struttura del sistema amministrativo
possono influenzare pesantemente i risultati economici
conseguibili. L’atto amministrativo di autorizzazione alla
costruzione ed esercizio di un impianto eolico deve essere rilasciato dalle Regioni, tenuto conto delle competenze dei vari enti coinvolti. Gli atti di “assenso” per la
costruzione di un impianto sono moltissimi, così come le
pubbliche amministrazioni coinvolte. Il motivo alla base
Come anticipato nel Capitolo 2, questo processo
risulta particolarmente dilatato rispetto a quanto
accade in altri Paesi europei. Si pensi ad esempio
alla Germania o alla Francia, dove mediamente in
non più di 2 anni è possibile realizzare un impianto. Ciò si traduce, come detto nel Capitolo 2, in un
extra-costo di investimento per chi intende realizzare parchi eolici in Italia, nell’ordine di 30 €/MWh.
Per quanto riguarda la redditività di un investimento in un impianto eolico in Italia, è possibile
considerare un investimento “tipo”, costituito da
10 aerogeneratori da 2 MW di potenza installata
ciascuno, e considerare il livello di incentivo di cui
l’impianto beneficerebbe se fosse installato entro la
di questa procedura molto complessa risiede nel fatto
che gli interessi pubblici in gioco sono diversi e tutelati da istituzioni differenti. Sono per esempio necessarie
l’autorizzazione ambientale, quella paesaggistica, il nulla
osta dell’Ente di gestione dell’area (se questa è protetta),
quello per la sicurezza del volo rilasciato dall’Aereonautica Civile, il permesso di costruzione. Questo elevato numero di attori coinvolti ha come immediata conseguenza
un prevedibile allungamento dei tempi di autorizzazione,
che rappresenta in Italia una delle principali criticità del
settore.
fine del 2012 e dopo il 2012, in presenza del nuovo
schema di incentivazione (si veda la Tabella 3.3).
Si consideri che, per quanto riguarda il meccanismo
delle aste al ribasso, è stato considerato il livello base
dell’asta decurtato del 2%, che rappresenta il livello
minimo di ribasso che, come illustrato nel Capitolo
2, è richiesto per aggiudicarsi l’accesso all’incentivo.
La Figura 3.16 fornisce una rappresentazione
dell’andamento dell’IRR (Internal Rate of Return)
dell’investimento, con incentivazione rappresentata dai Certificati Verdi, al variare del costo chiavi
in mano dell’impianto e del livello di ventosità del
sito (misurato attraverso la producibilità in MWh/
MW installato). Le valutazioni economiche ripor-
Figura 3.15
Attività e tempi per l’entrata in esercizio di un impianto eolico da 20 MW in Italia
Analisi di pre-fattibilità
Analisi anemometrica
Studio di fattibilità
Progettazione preliminare
Attesa dell'autorizzazione
Progetto di dettaglio
Approvvigionamento
Realizzazione opere civili
Installazione
0
10
20
30
40
mesi
64
50
60
70
3. il mercato
Tabella 3.3
Investimento “tipo” in un impianto eolico in Italia
Entrato in esercizio entro il 2012
Taglia impianto
Entrato in esercizio dopo il 2012
10 aerogeneratori da 2 MW – 90 m
Tipologia di incentivazione
Certificati Verdi (e, dal 2016, tariffa
onnicomprensiva di valore equivalente)
Tariffa onnicomprensiva assegnata
tramite aste al ribasso
Incentivazione
155 €/kWh
127 €/kWh (base d’asta)
Durata incentivazione
15 anni
20 anni
Full equity
Leva investimento
ai 1.000 MWh/MW (condizione tipica, ad esempio,
del Nord Italia, in Regioni come la Lombardia e a 75
m dal suolo). In corrispondenza del livello medio
di producibilità presente in Italia, l’IRR varia tra il
12 e l’8% al variare del livello di investimento. Nel
complesso, la redditività dell’investimento in un
parco eolico nel 2012 in Italia risulta essere in media piuttosto elevata, ma con valori molto sensibili al variare del livello di ventosità del sito. Meno
influente è invece il livello del costo di investimento,
che di fatto determina variazioni dell’IRR nell’ordine del 3-4% per cambiamenti del costo al MW installato anche nell’ordine del 25%.
tate nei seguenti paragrafi tengono conto, tra gli
altri, di costi di gestione annui nell’ordine dell’3%
dell’investimento iniziale. Tra questi, hanno un
peso non trascurabile i costi legati alle attività di
gestione della sicurezza dell’impianto, di cui si parla nel Box 3.3.
Come si nota dall’analisi della Figura 3.16, il livello
della redditività full equity è compreso in una fascia tra il 15 e il 20% per producibilità intorno ai
2.500 MWh/MW (condizioni che si riscontrano, ad
esempio, nel Sud Italia, in Puglia e ad un’altezza di
75 m), e tra il 2 e il 5% per producibilità intorno
Figura 3.16
Andamento dell’IRR di un impianto eolico da 20 MW installato in Italia al variare del costo di investimento
e della producibilità del sito (con incentivo rappresentato dai CV)
25
15
10
5
00
0
1.
25
0
1.
50
0
1.
75
0
1.
00
0
2.
25
0
2.
50
0
0
2.
IRR %
1.100
1.200
1.300
1.400
€/kW
incentivo 155 €/MWh
20
MWh/MW
65
3. il mercato
Box 3.3
La sicurezza nei parchi eolici
La tematica della sicurezza nei parchi eolici riguarda non
solo la fase di realizzazione in cantiere, ma anche le fasi
successive di gestione e manutenzione ordinaria. Questa
disciplina è regolamentata dalla “Direttiva Cantieri” e nello
specifico dal Titolo I art. 26 del D.Lgs. 106/09 e dal Titolo IV
del D.Lgs. 81/08. Dovendo realizzare o gestire un impianto eolico debbono preventivamente essere ben ponderati i
ruoli, le attribuzioni e le responsabilità, e vanno predefiniti i
diversi possibili inquadramenti delle tematiche di sicurezza,
compatibili con la possibilità di salvaguardare la salute e la
sicurezza dei lavoratori e nel contempo tutelare, dal punto
di vista delle responsabilità i soggetti esposti. Per ottemperare la normativa in essere è quindi utile e necessario realizzare uno studio preliminare che preveda:
La Figura 3.16 riporta invece l’andamento dell’IRR
del medesimo tipo di impianto, nell’ipotesi in cui
esso entri in esercizio dopo il 2012, con il nuovo
sistema di incentivazione rappresentato dall’asta al
ribasso.
Si nota che, a parità di livello di producibilità, la
redditività dell’investimento scende di quasi il
4-5%. In corrispondenza del livello di ventosità medio presente in Italia, il progetto raggiunge livelli
•• possibili alternative di struttura societaria, organizzativa e procedurale;
•• effetti delle varie possibili scelte sui costi di realizzazione, conduzione e manutenzione (e sui costi della
“non sicurezza”);
•• livelli di affidabilità di un sistema di gestione della sicurezza e salute, ottenibili nei diversi scenari;
•• previsione dei diversi ruoli e responsabilità delle persone
fisiche coinvolte in funzione delle possibili scelte iniziali.
La corretta gestione di tutti questi aspetti si traduce in
costi aggiuntivi i cui valori medi impattano per alcuni
punti percentuali sui costi annui di gestione e manutenzione, e meritano quindi un’analisi preliminare già nel
piano di investimento.
accettabili di IRR, nell’introno di 7-8%, con costi di
investimento inferiori a 1.250 €/kW di potenza installata. Bisogna considerare infatti che, ipotizzando
che l’impianto possa essere finanziato con un rapporto di leva del 75-80% (livello medio fatto registrare sul
mercato negli ultimi anni), la redditività complessiva
per l’investitore salirebbe, rispetto a quanto rappresentato in Figura 3.17, di oltre 5 punti percentuali.
Le modalità di finanziamento tipiche di un impianto
eolico sono brevemente descritte nel Box 3.4.
Figura 3.17
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
MWh/MW
66
00
0
1.
25
0
1.
50
0
1.
75
0
1.
00
2.
0
2.
2
2.
5
50
1.100
1.200
1.300
1.400
€/kW
incentivo 124 €/MWh
00
IRR %
Andamento dell’IRR di un impianto eolico da 20 MW installato in Italia al variare del costo di investimento e
della producibilità del sito (con incentivo rappresentato dall’asta al ribasso)
3. il mercato
Box 3.4
Modalità di finanziamento di un parco eolico in Italia
Il progetto di un parco eolico richiede un impegno sicuramente rilevante dal punto di vista economico, con investimenti nell’ordine di decine di milioni di euro. Di conseguenza, normalmente non è un solo istituto di credito
a finanziare l’investimento, ma normalmente un pool di
banche. In particolare, esiste una banca “capogruppo”, che
distribuisce poi il debito ad altre banche. Il coinvolgimento di più operatori fa si che i tempi per ottenere il finanziamento siano particolarmente lunghi (non infrequentemente occorre più di un anno per ottenere la delibera) con
le banche che entrano in scena quando il progetto del parco eolico è nella sua fase finale, cioè quando viene emessa
e pubblicata l’autorizzazione unica. Le tecniche di finanziamento che solitamente sono applicate per questo tipo di
progetti sono il project leasing e il project financing. Si tratta
di operazioni di finanza strutturata in cui entità e durata
del finanziamento dipendono dall’esistenza di flussi di cassa sufficienti a ripagare i costi di gestione e del servizio del
debito durante la vita operativa del progetto. Per contro,
sempre ai fini del finanziamento, l’insieme delle attività e
dei beni dell’iniziativa da finanziare – il parco eolico nel
suo complesso – costituiscono una garanzia collaterale del
prestito. L’elemento distintivo delle operazioni di project leasing e project financing consiste nella circostanza secondo
cui, nella valutazione della capacità di rimborso del debito,
le prospettive che hanno rilevanza riguardano principalmente le previsioni di reddito dell’iniziativa e non l’affidabilità economico-patrimoniale dei promotori. Attraverso
lo strumento del leasing si riescono a gestire progetti fino
ai 30 mln € di investimento complessivo, mentre il project
financing entra in gioco con operazioni di taglia superiore
ai 25-30 mln €.
L’analisi effettuata mostra come, per determinati
livelli di ventosità e di costo di investimento, sia
ancora possibile ottenere dei rendimenti interessanti per gli investitori. Nel paragrafo successivo sono riportate delle previsioni di sviluppo del
mercato in Italia, considerando la disponibilità dei
siti residui, che determina la ventosità e quindi la
producibilità degli impianti, e l’effetto dei cambiamenti normativi, descritti in precedenza in questo
Rapporto, che influenzano il rendimento degli investimenti come descritto in questo paragrafo.
Si nota come per i prossimi 3 anni, complessivamente, esista un potenziale di circa 3 GW di nuove installazioni, in linea con quanto realizzato negli
ultimi anni.
3.3.2 Il potenziale eolico in Italia e le
previsioni di mercato
Producibilità specifica delle diverse Regioni italiane a 75 m
di altitudine (in MWh/MW) Fonte: RSE
Se si considera invece la riduzione del livello delle
tariffe incentivanti e l’introduzione dei contingenti
di potenza, dovuti all’entrata in vigore, a partire dal
2013, del nuovo sistema di incentivazione delle aste
Figura 3.18
Considerando i livelli di ventosità (e quindi di producibilità) medi delle diverse aree della penisola italiana e i costi di investimento attesi per i prossimi
anni, in questo paragrafo si forniscono delle stime
relative al potenziale eolico del nostro Paese nel periodo 2013-2015, periodo di tempo coerente con
la prospettiva temporale prevista dallo Schema di
Decreto Interministeriale per l’incentivazione delle
rinnovabili elettriche non fotovoltaiche pubblicato
il 13 Aprile 2012. La Figura 3.18 riporta i livelli di
producibilità delle diverse Regioni italiane a 75 m di
altitudine. Se il sistema di incentivazione in essere
fino al termine del 2012 venisse mantenuto anche
in futuro, sarebbe possibile stimare un potenziale di
nuove installazioni eoliche pari a quello rappresentato in Figura 3.19.
Producibilità specifica
a 75m (in MWh/MW)
67
3. il mercato
Figura 3.19
MW
3.000
2.500
Incremento potenziale nei prossimi 3 anni
2.000
Potenza installata al 2011
1.500
1.000
500
al ribasso come previsto dallo Schema di Decreto
Interministeriale pubblicato il 13 Aprile 2012, il
potenziale eolico delle nostre Regioni, come risultato dalla nostra analisi, è quello rappresentato in
Figura 3.20.
Si rileva una riduzione complessiva del potenziale eolico nei prossimi 3 anni di oltre il 40%
rispetto al caso in cui l’attuale sistema di incentivazione venisse mantenuto come è oggi, dovuta
all’abbassamento del livello delle tariffe incentivanti
e all’introduzione dei contingenti di potenza. Come
Veneto
Umbria
Trentino
Piemonte
Emilia
Romagna
Liguria
Toscana
Lazio
Abruzzo
Basilicata
Molise
Calabria
Sardegna
Campania
Puglia
Sicilia
0
si nota, le Regioni in cui ad oggi l’eolico ha già fatto
registrare un importante sviluppo, continueranno
comunque ad avere un peso significativo nel potenziale futuro (pari a oltre il 90% sul totale).
Se si considerano inoltre le complessità derivanti
dal funzionamento del sistema delle aste al ribasso,
di cui si è parlato nel Capitolo 2, che renderanno
molto più difficile finanziare la realizzazione degli
impianti eolici ed appesantiranno ulteriormente i
già elevati extra-costi di autorizzazione che gli investitori italiani scontano rispetto agli altri Paesi euro-
Figura 3.20
2.500
Incremento potenziale nei prossimi 3 anni
MW
2.000
1.500
1.000
500
68
Veneto
Umbria
Trentino
Piemonte
Emilia
Romagna
Liguria
Toscana
Lazio
Abruzzo
Basilicata
Molise
Calabria
Sardegna
Campania
Puglia
Sicilia
0
3. il mercato
Figura 3.21
Previsioni di nuove installazioni eoliche in Italia nel triennio 2013-2015.
MW
2.000
1.500
1.000
500
0
Scenario pessimistico
(50% delle realizzazioni)
Scenario ottimistico
(100% delle realizzazioni)
pei, è possibile prevedere uno sviluppo del mercato
italiano nei prossimi 3 anni quale quello rappresentato nella Figura 3.21. In questo tipo di previsioni
si considera che alcuni impianti che si aggiudicheranno gli incentivi attraverso il complesso iter
delle aste, sulla base delle interviste effettuate agli
operatori, in realtà potrebbero non essere realizzati
a causa della ridotta convenienza dell’investimento, dovuta all’eccessivo ribasso raggiunto durante la
procedura d’asta, proposto con il solo fine di ottenere il diritto all’incentivo, ma non sufficienti a garantire la remunerazione dell’investimento.
onshore corrispondono ad un installato di 12 GW
per una produzione attesa di 18 TWh. Il parere degli operatori è che in assenza di vincoli alla potenza
installata questi obiettivi siano alla portata del mercato italiano. Tuttavia, a causa del possibile rallentamento delle nuove installazioni di cui si è parlato
in questo paragrafo, solamente un forte contributo
del repowering può essere in grado, come si vedrà
di seguito, di assicurare, sfruttando siti a maggiore
ventosità e incrementando la potenza installata e l’efficienza dell’impianto, gli obiettivi del PAN di cui si è
parlato sopra.
Lo scenario pessimistico corrisponde al caso che il
50% degli impianti che si aggiudicheranno le aste
non saranno in realtà realizzati a causa di livelli tariffari troppo limitati. Rispetto al potenziale calcolato
con l’attuale sistema di incentivazione in vigore fino
a fine 2012, stiamo parlando, nel caso di scenario
pessimistico, di una contrazione del mercato di
oltre il 70%, che rappresenta quindi una perdita
netta del potenziale eolico dovuta al meccanismo
del cap ed al complesso sistema di accesso alle tariffe incentivanti previsto dal legislatore.
Al potenziale identificato in questo paragrafo,
relativo ai nuovi impianti, si aggiunge infatti anche un potenziale legato al repowering di
parchi eolici già esistenti. La sostituzione di aerogeneratori datati con tecnologie più innovative consente di sfruttare la maggiore efficienza di
macchine che hanno raggiunto più elevati diametri e altezze del mozzo. Immaginando ad esempio
di sostituire gli aerogeneratori con potenza inferiore a 1 MW (ad esempio le turbine Vestas V52
o le Enercon E-53 o le Gamesa G52) installate in
Italia nei primi anni di sviluppo del mercato eolico, con più recenti e moderni aerogeneratori di
potenza pari a 2 MW (ad esempio turbine Vestas
V90 o le Enercon E-82 o le Gamesa G90), avremmo un potenziale di repowering stimabile come
indicato nella Tabella 3.4.
Nel Giugno 2010 il Ministero dello Sviluppo Economico ha pubblicato un Piano di Azione Nazionale
(PAN) per le energie rinnovabili in Italia al 2020, in
riferimento alla Direttiva Europea 28/2009 che fissa
obiettivi nazionali obbligatori e stabilisce un quadro
comune per la promozione dell’energia da fonti rinnovabili. Per quanto riguarda gli obiettivi relativi
alla produzione elettrica, quelli riguardanti l’eolico
Si nota come l’aumento possibile della potenza
che si otterrebbe sostituendo gli impianti dotati
69
3. il mercato
Tabella 3.4
Potenziale di repowering derivante dalla sostituzione di turbine da 850 kW con turbine da 2 MW
1987-1997
1987-2001
1987-2005
N° Turbine
165
1.141
2.202
Taglia media [kW]
428
582
784
Potenza Installata da
sostituire [MW]
71
664
1.726
Nuova potenza installata
da repowering [MW]
330
2.282
4.404
Incremento netto di
potenza [MW]
259
1.618
2.678
di turbine con potenza inferiore a 1 MW installati
fino al 2001 in Italia è pari a 1,6 GW. Se si amplia
l’orizzonte di analisi considerando gli impianti realizzati fino al 2005, il potenziale raggiungibile per
repowering è di circa 2,7 GW. La Figura 3.22 riporta
la distribuzione geografica di questo potenziale, nel
caso di impianti realizzati fino al 2005.
Purtroppo le procedure di incentivazione previste dallo Schema di Decreto del 13 Aprile 2012,
come illustrato nel Capitolo 2, sembrano penalizzare eccessivamente questi interventi di ri-potenziamento, che devono essere autorizzati attraverso
il medesimo, e particolarmente complesso, processo
di autorizzazione che si applica ai nuovi impianti.
In base alle interviste effettuate, emerge come siano molto pochi gli operatori disposti a sobbarcarsi
questi oneri burocratici, il che lascerà ampiamente
inespresso il potenziale di repowering di cui si è
appena discusso.
In questa analisi di mercato non è stato considerato
il potenziale dell’eolico offshore. Considerando lo
stato di sviluppo di questo segmento del mercato
eolico in Italia e sulla base delle analisi effettuate,
si pensa che nei prossimi 3-5 anni sia del tutto inverosimile che vengano effettuate installazioni di
parchi eolici offshore nel nostro Paese. Le ragioni
di questo sono da ricercare, come già discusso nel
Capitolo 1, in fattori di tipo tecnologico, legati alla
Figura 3.22
Potenziale di potenza eolica installabile in interventi di repowering in Italia nel triennio 2013-2015
2.500
Incremento potenziale da repowering
MW
2.000
1.500
1.000
500
70
Veneto
Umbria
Trentino
Piemonte
Emilia
Romagna
Liguria
Toscana
Lazio
Abruzzo
Basilicata
Molise
Calabria
Sardegna
Campania
Puglia
Sicilia
0
3. il mercato
Box 3.5
Il potenziale dell’eolico offshore in Italia
Nel Piano di Azione Nazionale (PAN) per le energie rinnovabili in Italia al 2020, pubblicato nel Giugno 2010 dal
Ministero dello Sviluppo Economico in riferimento alla
Direttiva Europea 28/2009 che fissa obiettivi nazionali obbligatori e stabilisce un quadro comune per la promozione
dell’energia da fonti rinnovabili, le installazioni di eolico
offshore al 2020 sono previste pari a 600 MW, per una pro-
duzione di oltre 2 TWh. La Tabella 3.5 riporta un’analisi
sul potenziale, espresso in km2 di mare e in MW, realizzabile dei mari italiani. Il potenziale risulta essere pari, a
oltre 10 GW e le Regioni maggiormente interessate sono,
anche in questo caso quelle del Sud Italia dove maggiore
è la disponibilità di vento. Su tutte, le isole, con Sicilia e
Sardegna in testa, e a seguire la Puglia e il Molise.
Tabella 3.5
Potenziale eolico installabile nelle aree marine italiane con ipotesi di sfruttamento delle aree idonee pari al 2,5%.
(Fonte: RSE - ex ERSE)
Acque basse
(profondità 0-30 m)
Acque intermedie
(profondità 30-50 m)
Acque profonde (profondità 50-200 m)
Totale area (km)
8.785
5.914
49.454
Percentuale utilizzo area
2,5%
2,5%
2,5%
Totale area con
impianti (km2)
220
148
1.236
Densità impianti
(MW/km2)
6,5
6,5
6,5
Potenza installabile
(MW)
1.428
961
8.036
non disponibilità di soluzioni adatte alla specificità del contesto italiano, e ad un quadro normativo
ancora più complesso ed articolato rispetto a quanto accade nel caso dell’onshore. Il Box 3.5 riporta
un’analisi di quello che potrebbe essere il potenziale
dell’eolico offshore nei mari italiani, che rappresenta
una grande opportunità se si riuscissero a superare
i due vincoli di cui si è appena detto.
71
4. La filiera
L
’obiettivo di questo capitolo è analizzare l’articolazione della filiera eolica in Italia, partendo dall’analisi del volume d’affari e dalle marginalità che caratterizzano i diversi stadi
in cui la filiera è articolata, per poi descriverne i
principali player, comprendere il peso degli operatori italiani ed esteri, esaminarne le strategie competitive ed i modelli di business e studiare infine le
possibili evoluzioni future.
permettono di individuare i siti adatti ad ospitare
gli aerogeneratori e a valutarne preliminarmente
la fattibilità tecnico-economica. La fase successiva consiste nella progettazione vera e propria del
progetto eolico, che permette di definire il layout
degli impianti, gli aerogeneratori da utilizzare, i fornitori da coinvolgere, e di elaborare i piani esecutivi,
con annessa l’analisi economica dell’investimento.
Il progetto viene quindi sottoposto alle autorità competenti per l’approvazione definitiva e finalmente messo in opera. La fase di installazione
prevede una serie di opere civili per la preparazione del sito, il trasporto in loco, il montaggio degli
aerogeneratori e l’allacciamento alla rete elettrica
dell’impianto. Una volta collaudato, l’impianto è
operativo e messo in esercizio per la produzione
e vendita di energia elettrica. La filiera è completata dalle attività di Operations & Maintenance grazie alle quali viene assicurato il monitoraggio e la
manutenzione ordinaria e straordinaria del parco
eolico.
4.1 L’articolazione della filiera
eolica
La filiera eolica può essere scomposta in numerose
attività, come riportato in Figura 4.1. Il processo
produttivo per la realizzazione di un aerogeneratore ha inizio con la produzione di tutti i componenti e sottosistemi in cui si struttura. Le pale,
i sistemi di trasmissione, i sistemi di regolazione e
controllo, il generatore, l’inverter, la torre eolica e gli
elementi di connessione e sostegno vengono quindi assemblati nel prodotto finale, l’aerogeneratore.
Per la realizzazione di un parco eolico è poi necessario realizzare una serie di complesse attività
relative allo sviluppo del progetto, a partire dagli
studi anemometrici e dalla consulenza tecnica, che
Per meglio analizzare e comprendere le dinamiche
competitive che caratterizzano la filiera industriale
dell’eolico è utile identificare, all’interno della filiera schematizzata in Figura 4.1, una serie di aree
di business in cui possono essere aggregate le
Figura 4.1
Articolazione della filiera eolica e principali aree di business
Mercato degli
impianti eolici per
la produzione di
energia elettrica
Operations & Maintenance
Trasporto di impianti eolici
Installazione di impianti eolici
Produzione di torri e strutture
Sviluppo di progetti eolici
Produzione del moltiplicatore
di giri
Produzione di sistemi di
regolazione e di controllo
Produzione del gruppo
generatore
Consulenza su progetti eolici
Tecnologie e componenti
Produzione pale eoliche
Produzione di energia elettrica
Gestione
impianti
Progettazione e
installazione
Produzione di aerogeneratori
73
4. La filiera
attività sopra discusse. In particolare è possibile
distinguere tra:
•• “Produzione di aerogeneratori”, in cui operano
le imprese che producono l’aerogeneratore assemblando i vari componenti di cui è composto;
•• “Tecnologia e componenti”, in cui operano le
imprese che progettano, sviluppano e producono
i vari componenti di cui si compone l’aerogeneratore;
•• “Progettazione e installazione”, in cui operano
le imprese coinvolte appunto nella progettazione
e realizzazione dell’impianto;
•• “Gestione impianti”, che raggruppa le aziende
che investono nella realizzazione dell’impianto
e si occupano della sua gestione diretta, del trading dell’energia e delle attività di manutenzione.
zione di componenti e aerogeneratori hanno fatto
registrare un fatturato di 1.056 mln €, in diminuzione del 6% rispetto ai valori del 2010. L’area di business relativa alla progettazione e installazione ha generato un valore aggiunto pari a 453 mln €, mentre
l’attività di gestione degli impianti ha prodotto un
fatturato di 1.754 mln di €, di cui 152 mln € relativi alla sola O&M1. Per quanto riguarda il 2012,
considerando le prospettive di sviluppo delineate
nel Capitolo 3 del presente rapporto, è ragionevole
ritenere che si possa arrivare ad un volume d’affari
complessivo, in linea con quello degli ultimi anni
e pari a 3,5 mld €.
Lo schema descritto verrà utilizzato come riferimento per le successive analisi, e si riferisce al mercato dell’eolico tradizionale, di grande taglia. La filiera relativa al mini eolico ha delle peculiarità che
verranno discusse nel Capitolo 5.
L’analisi condotta ha permesso di effettuare una stima dell’andamento delle marginalità operative lorde delle imprese operanti nelle varie fasi della filiera
eolica in Italia. È stato utilizzato l’EBITDA margin
come indicatore sintetico, ovvero il rapporto tra
l’utile prima di interessi, imposte, tasse, svalutazioni e ammortamenti, e il totale dei ricavi dell’azienda. I risultati sono riportati in Figura 4.2, in cui
viene riportato il valore dell’EBITDA margin medio
e un’indicazione della varianza dei dati raccolti.
4.2 Il volume d’affari
Nel 2011 l’eolico italiano ha generato un volume
d’affari pari a 3,3 mld €, in linea con i valori fatti
registrare nel 2010. Nella stima sono compresi i ricavi conseguiti dalle imprese coinvolte nella realizzazione di impianti entrati in funzione durante l’anno, oltre ai ricavi dalla vendita di energia elettrica
prodotta dagli impianti in esercizio. È interessante
notare come, a fronte di una nuova potenza installata
sostanzialmente identica (948 e 950 MW rispettivamente nel 2010 e 2011), siano cambiati i contributi
delle diverse aree di business al volume d’affari complessivo. Nell’ultimo anno, infatti, si è assistito ad
una diminuzione del costo medio totale di investimento per l’installazione di un parco eolico (nell’ordine del 5% nel corso del 2011), che ha comportato
un decremento del fatturato delle fasi a monte della filiera, specialmente per quanto riguarda i produttori di aerogeneratori. Questa tendenza è stata
controbilanciata da un aumento della produzione e
vendita di energia elettrica, cresciuta, grazie all’entrata in funzione delle nuove installazioni, di circa 1
TWh rispetto al 2010, il che ha comportato una crescita dei ricavi per i produttori di energia.
In dettaglio, le aree di business relative alla produ-
1
4.3 Le marginalità
In generale il 2011 è stato caratterizzato da una
riduzione dei margini industriali lungo tutti gli
stadi della filiera, rispetto ai valori medi degli anni
precedenti. L’area di business che più ha risentito di
questa dinamica è sicuramente quella relativa alla
produzione di aerogeneratori. Si pensi che l’EBITDA margin medio per le imprese operanti in questo
comparto è sceso nel 2011 al 6% in media, rispetto
al 9% del 2010. Ciò si spiega soprattutto con una
forte pressione sul prezzo degli aerogeneratori,
dovuta all’eccesso di capacità produttiva ed all’entrata di nuovi concorrenti. Infatti, a seguito dello
shortage di prodotti verificatosi nel 2007-2008, i
grandi player internazionali hanno investito in nuova capacità, facendo lievitare la percentuale di costi
fissi nella loro struttura di costo. Oltre a ciò, l’affermarsi di nuovi competitors, principalmente cinesi,
sulla scena mondiale ha comportato una crescita
della competizione ed un conseguente assottigliarsi
delle marginalità. Come conseguenza di ciò, anche
i produttori di componenti hanno sofferto di una
riduzione della propria marginalità, dovendosi
adeguare alle richieste sempre più pressanti dei loro
Costo O&M stimabile in 15 € ogni MWh prodotto.
74
4. La filiera
Figura 4.2
EBITDA Margin medio delle imprese operanti delle diverse fasi della filiera eolica nel 2011
30%
25%
20%
20%
15%
10%
14%
9%
6%
5%
0%
Tecnologia e
componenti
Produzione
aerogeneratori
clienti, imprese spesso di grandi dimensioni. Tra le
aziende attive sul mercato italiano, quelle che producono torri e strutture hanno un EBITDA margin
attorno all’11%, più alto rispetto al 9% fatto registrare dagli altri produttori di componenti. I produttori
di torri, visti gli elevati costi di trasporto, godono
infatti di un mercato locale maggiormente protetto, che permette loro di mantenersi al riparo dalle
dinamiche competitive in essere sui mercati globali.
Le marginalità salgono al 14% nell’area di business della progettazione e installazione, comunque in calo nell’ultimo anno rispetto ai valori del
2010. Questa leggera contrazione dei margini si
spiega ancora una volta con l’aumento del numero
di operatori che è in grado di offrire questo tipo di
servizi sul mercato e con una riduzione della domanda dovuta ad una crescente internalizzazione
di queste attività da parte di investitori ed utilities.
Si può osservare infine come la marginalità assuma valori decisamente più elevati nelle fasi a valle
della filiera, in particolare nell’area di gestione
degli impianti in cui la produzione e vendita di
energia elettrica sfrutta il generoso meccanismo
di incentivazione dei Certificati Verdi. Questo
sistema permette di ottenere margini lordi medi
attorno al 20%, anche se la forte dipendenza dalla
ventosità dei siti fa lievitare significativamente la
volatilità dei guadagni delle imprese.
4.4 I player della filiera eolica
italiana
Il censimento condotto ha permesso di stimare in
Progettazione e
installazione
Gestione
impianti
circa 230 il numero di imprese che operano direttamente nelle varie aree di business del mercato
italiano dell’energia eolica. Tra di esse si possono
distinguere: le imprese italiane, con sede in Italia, le
imprese estere, presenti in Italia con una filiale operativa o commerciale, e le imprese estere, che servono il mercato italiano attraverso attività di export
puro.
Come si può notare dalla Figura 4.3, le diverse aree
di business presentano peculiarità specifiche per
quanto concerne il peso degli operatori italiani sul
totale. Il 71% delle imprese di progettazione e installazione è italiano, la restante parte è per lo più
rappresentata da operatori esteri con filiale in Italia. Analoga è la situazione per le attività legate alla
gestione degli impianti. La quota di aziende italiane attive nella produzione di componenti scende
al 48%, mentre rappresenta solo una piccola parte
sul totale delle realtà che producono aerogeneratori (nello specifico, solo il 14%). Nei segmenti più
a monte della filiera le aziende straniere con filiale
italiana sono più presenti dal punto di vista numerico e c’è più spazio per l’import puro dall’estero.
Dall’analisi dei dati emerge quindi una situazione
piuttosto chiara:
•• le fasi di progettazione e installazione sono
appannaggio di operatori italiani. È evidente
come nelle fasi più a valle della filiera conti molto la vicinanza al territorio e il contatto con gli
operatori locali. Appare difficile che un player
straniero senza sede in Italia possa muoversi
con successo e in modo competitivo nel merca-
75
4. La filiera
Figura 4.3
Le imprese nella filiera eolica italiana
Volume d'affari 2011:3,3 mld €
Tecnologie e componenti
56 imprese
Progettazione e
installazione
Gestione
impianti
107 imprese
54 imprese
18%
48%
34%
3%
Produzione di aerogeneratori
14 imprese
21%
26%
14%
Mercato degli
impianti eolici per
la produzione di
energia elettrica
2%
28%
71%
70%
64%
Impresa italiana
Impresa estera
con filiale italiana
to italiano, soprattutto a causa dell’elevata complessità delle procedure autorizzative necessarie
allo sviluppo dei progetti;
•• il made in Italy appare più in difficoltà negli
stadi a monte della filiera, in cui l’innovazione
tecnologica ha un ruolo preponderante. Questo
settore è dominato da grandi imprese straniere,
europee in primis, che hanno sviluppato e commercializzato per prime le tecnologie di base, su
tutte Vestas, Gamesa, Enercon e REpower. La
maggior parte di queste società sono presenti
in Italia con una filiale commerciale, mentre è
rara la presenza di stabilimenti produttivi situati sul territorio italiano. La necessità di ingenti investimenti in asset materiali, la sempre più
pressante competizione sui costi, determinata
anche dal peso crescente dell’industria cinese,
costituiscono forti barriere all’ingresso, e fanno
si che il mercato italiano sia sostanzialmente appannaggio dei big del mercato mondiale.
Nel prosieguo del capitolo saranno analizzate in
dettaglio le varie aree di business in cui si articola
la filiera eolica, ponendo l’attenzione sulle caratteristiche peculiari che le contraddistinguono, a partire
dalle dinamiche competitive, i modelli di business
adottati, per finire con alcune considerazioni sugli
sviluppi futuri attesi.
4.4.1 Area di Business “Produzione di
aerogeneratori”
In questa area di business operano le imprese che si
76
Impresa estera
occupano della produzione di aerogeneratori eolici
(di taglia superiore ai 200 kW, mentre per gli operatori della filiera del mini eolico si rimanda al Capitolo 5). Queste aziende si occupano dell’assemblaggio finale di tutti i componenti, siano essi prodotti
internamente o approvvigionati da fornitori, e
della vendita sul mercato mondiale. In Italia, come
già detto, non si è assistito ad uno sviluppo della
filiera in questa area di business. Di fatto, la produzione mondiale di aerogeneratori è concentrata nelle mani di poche imprese multinazionali di grandi
dimensioni, cha hanno investito nel settore a partire
dagli anni ’80, sviluppando un solido background di
competenze elettro-meccaniche, necessarie per progettare e realizzare con successo macchine complesse
e dall’elevato contenuto tecnologico. In particolare, i
principali produttori in quest’area di business provengono da quei Paesi in cui il mercato dell’eolico
è particolarmente maturo o in forte crescita, per
effetto della presenza di importanti politiche di sostegno volute dai governi locali e per le dimensioni
del mercato locale interno. In Europa la produzione
di aerogeneratori è concentrata in pochi Paesi, ossia Germania, Spagna, Danimarca. A conferma di
quanto detto, si noti come in Europa le due nazioni
con una maggiore quantità di MW installati siano
proprio Germania e Spagna (si rimanda al Capitolo
3 per ulteriori dettagli), mentre la Danimarca è uno
dei Paesi con un rapporto tra MW da energia eolica e
numerosità della popolazione più elevato. Accanto a
queste realtà affermate, capaci di esportare i propri
prodotti su un mercato globale, si assiste negli ulti-
4. La filiera
mi anni alla nascita di società che si concentrano
innanzitutto sul soddisfare la domanda del mercato locale, in forte crescita. È il caso dell’India e
della Cina, le due nazioni con il più rapido tasso di
crescita di MW installati annualmente dal 2005, dove
si assiste alla nascita e rapido sviluppo di un’industria
nazionale specializzata nel settore eolico. Queste
aziende riescono ad essere competitive sul mercato
locale grazie a prezzi nettamente inferiori dovuti alla
maggior vicinanza geografica al mercato di destinazione, che consente di evitare di sostenere importanti
costi per trasporto e dazi doganali. Il gap tecnologico con le aziende leader di mercato è ancora marcato, ma esso si sta velocemente riducendo, preparando il salto di qualità che con ogni probabilità
renderà queste imprese, nel medio termine, del tutto
competitive rispetto ai big mondiali.
Più in generale, le caratteristiche che contraddistinguono questo segmento della filiera eolica sono le
seguenti:
•• il mercato è globale e concentrato, al punto che
le prime 10 imprese detengono una quota di
mercato dell’80%;
•• esistono importanti barriere all’entrata in questo
comparto della filiera eolica. Il know-how necessario per la progettazione e realizzazione di aerogeneratori eolici è molto importante e spazia
dalle conoscenze di tipo meccanico a quelle di tipo
elettrico ed aerodinamico necessarie per ottimizzare la resa degli aerogeneratori. Oltre alle compe-
tenze tecnologiche, l’elevato livello di investimenti
minimi in capitale fisso necessari rappresentano
un’altra barriera decisamente importante. Con la
forte pressione sui prezzi e la minaccia dei concorrenti asiatici, di cui si è parlato in precedenza,
diventa infatti centrale saper competere sui costi,
e il conseguire economie di scala che permettano
di difendere i margini di profitto;
•• i modelli di business delle imprese operanti in questo settore sono piuttosto diversi. Alcune imprese
sono focalizzate, con la tecnologia eolica come
loro unico core business (è il caso di multinazionali come Vestas e Gamesa). Altre si sono affacciate all’eolico diversificando il proprio portafoglio di attività e prodotti, sfruttando competenze
e sinergie già acquisite (quali ad esempio General
Electric e Siemens). Un’ulteriore distinzione tra
gli operatori è costituita dal livello di integrazione verticale lungo la filiera manifatturiera. Normalmente i produttori di aerogeneratori ingegnerizzano internamente il proprio design di
prodotto, affidando ad una serie di fornitori
la fabbricazione dei vari componenti di cui è
composto. Altri player hanno scelto di produrre
tutte le parti internamente, altri ancora solamente
le componenti chiave e più critiche per eliminare
i colli di bottiglia della supply chain. Non esiste,
quindi, un modello di business comune a livello
internazionale. La Tabella 4.1 fornisce una panoramica sulle scelte di esternalizzazione delle più
importanti imprese attive in quest’area di business.
Tabella 4.1
Principali scelte di esternalizzazione delle imprese attive nella produzione di aerogeneratori. Fonte: BTM Consult
Impresa
Pale
Gearbox
Generatore
Torre
Sistema controllo
Vestas
Vestas, LM
Bosch Rexroth,
Hansen, Winergy,
Moventas
Weier (Vestas),
Elin, ABB,
LeroySomer
Vestas, NEG, DMI
Costas (Vestas),
NEG
GE Energy
LM, Tecsis
Bosch Rexroth,
Winergy, Eickhoff, GE
GE, Loher
DMI, Omnical, SIAG
GE
Gamesa
Gamesa, LM
Echesa (Gamesa),
Winergy, Hansen
Indar (Gamesa),
Cantarey (Gamesa)
Gamesa
Ingelectric
(Gamesa)
Enercon
Enercon
Sistema Direct Drive
Enerconr
KGW, SAM
Enercon
Siemens
Siemens, LM
Winergy (Siemens)
Siemens, ABB
Roug, KGW
Siemens, KK
Electronic
Suzlon
Suzlon
Hansen (Suzlon),
Winergy
Suzlon, Siemens
Suzlon
Suzlon, Mita Teknik
REpower
LM
Winergy, Renk,
Eickhoff
n.d.
n.d.
Mita Teknik,
ReGuard
Nordex
Nordex, LM
Winergy, Eickhoff,
Maag
Loher, VEM
Nordex, Omnical
Nordex, Mita
Teknik
77
4. La filiera
Come accennato in precedenza, dall’analisi della Tabella 4.1 emerge una forte eterogeneità tra le scelte di internalizzazione ed esternalizzazione dei
produttori di aerogeneratori. In particolare:
•• la tedesca Enercon produce in casa tutti i componenti principali del proprio prodotto che si
differenzia per l’assenza del moltiplicatore di giri
(si veda Paragrafo 1.2);
•• l’indiana Suzlon, con l’acquisizione di Hansen
Transmissions nel 2006, ha aumentato la propria
integrazione lungo la filiera. Produce oggi generatori in collaborazione con Elin e ha ampliato
la fabbricazione di pale aprendo stabilimenti in
India, Usa e Cina;
•• le pale della spagnola Gamesa sono prodotte internamente, esternalizzando il 10% circa a LM
Wind Power, il maggior produttore indipendente al mondo. Echesa è una società controllata da
Gamesa che produce una parte del fabbisogno
interno di gearbox. I generatori sono forniti in
buona parte da due società anch’esse acquisite
negli anni (ossia Indar e Cantarey). Nel complesso l’azienda presenta quindi una forte integrazione verticale;
•• anche la tedesca Siemens mantiene al suo interno lo sviluppo e fabbricazione delle pale eoliche,
oltre ad avere un accordo di fornitura minoritaria con LM Wind Power. Inoltre l’acquisizione di
Winergy, nel 2005, ha assicurato la fornitura di
gearbox per i propri aerogeneratori;
•• la danese Vestas produce solo i componenti principali del suo prodotto: pale, generatore e sistemi
di controllo, quindi è mediamente integrata. Tut-
tavia ha in essere contratti con suppliers regionali
che forniscono una percentuale del fabbisogno
di ogni componente, a seconda del modello in
produzione, sia per le pale che per i generatori e i
sistemi controllo. Non ha invece capacità produttiva propria per quanto riguarda il moltiplicatore
di giri, che approvvigiona dai quattro produttori
internazionali più importanti;
•• la statunitense General Electric è il produttore
meno integrato, che si avvale quasi interamente
di imprese esterni al gruppo, fabbricando solamente il generatore e una piccola porzione dei
gearbox.
In Figura 4.4 sono mostrate le quote di mercato
delle prime 10 aziende sul mercato globale, che si
dividono quasi l’80% delle nuove installazioni realizzate a livello globale nel 2011, che ammontano
a circa 41 GW (di veda in proposito il Capitolo 3).
Da notare il caso della danese Vestas che mantiene
la leadership di mercato. Posizioni di spicco spettano alle due aziende cinesi Sinovel e Goldwind,
leader sul mercato locale. Una posizione analoga,
in termini di quota di mercato, è rivestita dalla spagnola Gamesa, la tedesca Enercon, la statunitense
General Electric e il gruppo indiano Suzlon, che
controlla la tedesca REpower.
Per quanto riguarda il caso italiano, nel nostro Paese sono attive 14 aziende produttrici di aerogeneratori, che riforniscono il mercato nazionale dei
prodotti di grandi dimensioni (tra i 600 kW e i 5
MW). La Tabella 4.2 fornisce alcune informazioni
Figura 4.4
Ripartizione del mercato mondiale 2011 degli aerogeneratori eolici. Fonte: IHS-EER
Vestas (Danimarca)
Sinovel (Cina)
Goldwind (Cina)
21%
13%
9%
4%
9%
6%
9%
7%
7%
8%
8%
Gamesa (Spagna)
Enercon (Germania)
GE Energy (Stati Uniti)
Suzlon (India)
Guodian United Power (Cina)
Siemens (Germania)
Ming Yang Wind (Cina)
Altri
78
4. La filiera
Tabella 4.2
Principali operatori attivi nella produzione di aerogeneratori
Impresa
Presenza sul
mercato italiano
Nazione di
origine
GE Energy
Filiale Italiana
Stati Uniti
Alstom Wind
Filiale Italiana
Francia
Acciona Windpower
Impresa Estera
Spagna
Vestas
Filiale Italiana
Danimarca
Gamesa
Filiale Italiana
Spagna
Siemens
Filiale Italiana
Germania
Nordex
Filiale Italiana
Germania
Leitwind
Impresa Italiana
Italia
Moncada Energy
Impresa Italiana
Italia
REpower
Filiale Italiana
Germania
Enercon
Filiale Italiana
Germania
attraverso una filiale commerciale, che si occupa
anche degli aspetti legati all’installazione e manutenzione deli impianti. Solo Vestas ha insediato
alcuni stabilimenti produttivi sul suolo italiano,
come descritto nel BOX 4.1. Due sole sono le imprese italiane produttrici di aerogeneratori attive
nel nostro Paese, Moncada Energy e Leitwind (di
cui si parla nei BOX 4.2 e 4.3). Leitwind, in particola-
generali sui principali operatori, ordinati per fatturato complessivo nel 2011.
Come si nota, la Tabella 4.2 riporta solamente
operatori internazionali. Oltre ad essere di grandi
dimensioni complessivamente, essi si dividono la
quasi totalità del mercato italiano, come si nota dalla
Figura 4.5. Molti di essi operano nel nostro Paese
Figura 4.5
Livello di installazioni per i principali produttori di aerogeneratori attivi sul mercato italiano dell’eolico di grande taglia dal
2000 ad oggi.
Vestas
1.200
Gamesa
1.000
Enercon
Repower
MW
800
Nordex
General Electric
600
Alstom
400
Siemens
Acciona
200
Leitwind
Power Wind
0
20
00
20
01
20
02
03
20
20
04
05
20
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
11
20
Altri
79
4. La filiera
Box 4.1
Vestas Italia
La presenza della danese Vestas in Italia risale al 1998.
Pioniere della tecnologia e dell’industria eolica, l’azienda è ora leader nel mercato italiano. L’attività principale dell’azienda comprende lo sviluppo, la produzione,
la vendita e la manutenzione di aerogeneratori eolici.
Attualmente ha due uffici commerciali, a Taranto e
Roma, che garantiscono ai clienti una presenza globale
sul territorio ed un servizio di assistenza commerciale
e operativo. In poco più di dieci anni, Vestas, in Italia, è
re, ha fatto registrare una presenza commerciale in
espansione (8 MW installati nel 2011 in Italia). Ad
oggi, tuttavia, le imprese italiane soddisfano una
quota decisamente contenuta del mercato locale,
come mostrato in Figura 4.5. Si nota come la danese Vestas rimanga la prima impresa sul mercato
italiano, anche se, tra il 2010 e il 2011, ha registrato
una perdita di quote di mercato a favore dei diretti
competitor Gamesa, Enercon e REpower. Complessivamente, le prime tre imprese (Vestas, Gamesa
ed Enercon) attive in Italia hanno installato oltre
il 70% del parco impianti totale. Interessante è rilevare come alcuni importanti operatori stranieri
non siano ancora attivi con i propri aerogeneratori in Italia, tra cui Clipper (California), Dongfang
(Cina), Goldwind (Cina), Mitsubishi (Giappone), e
Sinovel (Cina).
Analizzando i trend principali in atto in quest’area
passata da 50 a oltre 700 dipendenti. Oltre a occuparsi
del mercato italiano, il Service & Maintenance Centre
di Taranto segue i parchi eolici situati nell’ambito di
un’area di mercato che comprende vari Paesi del nord
Africa tra cui Egitto, Libia e Giordania e sud dei Balcani
tra cui l’Albania. Gli stabilimenti produttivi di Taranto
si occupano della produzione di pale e dell’assemblaggio di due modelli di aerogeneratori, il V52 da 850kW,
e il V90 da 3 MW.
di business, si possono prevedere i seguenti sviluppi
che interesseranno anche il mercato italiano:
•• il ruolo delle economie di scala sarà sempre
più rilevante ai fini della marginalità dei produttori di aerogeneratori. Questi ultimi punteranno sempre di più sull’ottimizzazione della
supply chain, con miglioramenti nelle politiche
d’acquisto, e sulla crescita dei volumi operativi
per ridurre l’impatto dei costi;
•• le principali direzioni di sviluppo nell’innovazione di prodotto riguardano il miglioramento della producibilità, attraverso la competizione già in atto sul diametro del rotore e sullo
sfruttamento di siti a media/bassa ventosità.
Questi miglioramenti incrementali di prodotto,
di cui si è parlato nel Capitolo 1, permetteranno
di ottenere una maggiore efficienza nella generazione di energia a parità di condizioni atmosferiche, e un ampliamento dei siti adatti alle
Box 4.2
Leitwind
Leitwind è una impresa italiana attiva nella produzione
di aerogeneratori di grande taglia. È una società facente
parte del gruppo Leitner Technologies, leader nella realizzazione di impianti a fune, battipista e impianti di trasporto urbano. La grande competenza tecnica e i costanti
investimenti in ricerca e sviluppo hanno portato nel 2003
alla nascita del primo generatore eolico, che ha sfruttato
le sinergie derivanti dalla costruzione di funivie per lo
sviluppo degli impianti basati sul principio del generatore a presa diretta. La gamma di prodotti comprende i
modelli LTW70 (1.7 MW e 70 metri di diametro rotore),
LTW77 (1.5 o 1.0 MW, 77 m) e LTW80 (1.5 MW, 80 m).
80
Recentemente sono state lanciate le nuove LTW80 (1.8
MW, 80 m) e LTW101 (3 MW, 101 m). Tutti i modelli
sono dotati di generatore sincrono a magneti permanenti
e privi di gearbox, a trasmissione diretta. I siti produttivi
sono insediati in Italia, Austria e il più recente in India.
Nel 2011 il fatturato dell’azienda è stato di 163 milioni di
euro, ottenuto grazie al lavoro di più di 700 collaboratori,
distribuiti in tutto il mondo, e beneficia di un investimento di 5,8 milioni di euro in ricerca e sviluppo. Nel
2011 l’azienda ha raggiunto il traguardo di 100 impianti
installati per una potenza complessiva di 138,2 MW in
Europa, Asia e America.
4. La filiera
Box 4.3
Moncada Energy Group, con sede ad Aragona - Agrigento, è uno dei più importanti operatori italiani indipendenti nel settore delle energie rinnovabili. Nel comparto eolico, la grande competenza tecnica dello staff di
ingegneria e gli ingenti investimenti nella ricerca, hanno
permesso di sviluppare e progettare un aerogeneratore
WPR 850/58 da 850 kW basato su tecnologia direct drive
e con un diametro del rotore di 58 metri da utilizzare
nei parchi eolici di proprietà dell’impresa. La fabbrica
installazioni;
•• l’affidabilità delle macchine costituisce un vantaggio competitivo sempre più decisivo nella
scelta del fornitore. La riduzione del numero
di componenti interni (utilizzando per esempio un sistema direct drive, senza moltiplicatore di giri) e il miglioramento del loro MTBF
(Mean Time Between Failures) permette una
riduzione dei costi di O&M e impattando positivamente sulla redditività dei progetti. Cruciali
saranno sempre più le competenze riguardanti
l’ottimizzazione del controllo e la capacità di
previsione della produzione;
•• la necessità di rispondere prontamente alla crescente domanda di Paesi emergenti porterà i
grandi player internazionali a riorganizzarsi,
delocalizzando parte della capacità produttiva
in questi mercati, non necessariamente in Paesi
a basso costo. Un trend già in atto è la riduzione
delle attività in Europa, mercato maturo con un
tasso di crescita contenuto, e l’insediamento di
stabilimenti in India e, anche se in misura più
limitata, Stati Uniti. Tutto ciò permette di ridurre la distanza dai clienti, beneficiando di minor
difficoltà e oneri di trasporto, non sottovalutando anche la riduzione del rischio di cambio. Di
conseguenza anche la rete di fornitura sarà oggetto di notevoli cambiamenti;
•• negli ultimi anni si è registrata una poderosa
crescita del ruolo dei produttori cinesi, raggiungendo importanti quote di mercato nel
2011 (si veda Figura 4.4). Al momento, tuttavia,
essi hanno fatto registrare importanti problemi
di sicurezza operativa e si sono rivelati spesso
inadeguati in termini di rispondenza ai requisiti relativi ai codici di rete. Nel medio termine
è però possibile attendersi che questi operatori
esporteranno sempre di più la loro tecnologia,
di Porto Empedocle (AG) è destinata alla produzione di
componenti per questo aerogeneratore. In particolare
la produzione prevede la realizzazione di pale in vetroresina, della carpenteria metallica per la produzione di
navicella, rotore e statore e le fasi di assemblaggio dell’aerogeneratore. L’impresa è titolare di 7 impianti eolici
già in funzione, localizzati nella provincia di Agrigento,
per una potenza complessiva installata di 234 MW ed un
portafoglio progetti per una potenza pari a 600 MW.
forti dell’appoggio di istituti finanziari nazionali che garantiscono la bancabilità dei propri
prodotti;
•• un’ulteriore direzione di sviluppo del mercato
eolico è costituita dall’offerta di un servizio
sempre più integrato e completo per i clienti,
unendo la vendita di aerogeneratori alle attività di pianificazione e ottimizzazione delle
operations e dei servizi. Mediante un network
capillare di servizi, le imprese produttrici di aerogeneratori cercheranno di mettere a disposizione il know-how necessario a monitorare al
meglio gli impianti e minimizzare i costi dovuti
a fermi impianto e riparazioni. I benefici sono
considerevoli per entrambe le parti: ai clienti
viene assicurata la massima producibilità, riducendo così il costo medio di produzione dell’energia, e garantendo il ritorno dell’investimento. I produttori beneficiano invece di entrate
costanti durante l’anno, non esposte alla fluttuazione e ciclicità tipiche della domanda di aerogeneratori.
4.4.2 Area di Business “Tecnologie e
componenti”
Gli aerogeneratori sono macchine complesse, composte da un elevato numero di componenti e sottosistemi che coinvolgono differenti tecnologie e
competenze per la loro progettazione, lo sviluppo
e la produzione. Sebbene in Italia le imprese coinvolte nella progettazione e realizzazione del prodotto finito siano in numero molto limitato, non
mancano diverse realtà attive nella realizzazione di componenti importanti dell’aerogeneratore, tipicamente di tipo meccanico e di dimensioni
medio-piccole, quali riduttori, ingranaggi, cuscinetti ed alberi. Rilevante è anche il ruolo dell’indu-
81
4. La filiera
stria delle costruzioni e delle grandi carpenterie
metalliche nella produzione delle torri eoliche
e di altre strutture di sostegno per le macchine.
Le dimensioni importanti di queste componenti fa
si che esse possano essere difficilmente importante, per cui esse vengono rifornite normalmente da
produttori locali. Nel complesso, è tuttavia evidente
che la produzione degli altri principali componenti dell’aerogeneratore sia appannaggio di operatori
stranieri, che riforniscono direttamente i players internazionali attivi nell’assemblaggio e vendita degli
aerogeneratori.
Le caratteristiche che distinguono questo particolare stadio della filiera eolica a livello globale possono
essere così riassunte:
•• almeno per alcuni componenti chiave, quali
pale, gearbox e generatore, esiste una forte attenzione da parte dei produttori alla personalizzazione ed alla soddisfazione delle esigenze
specifiche dei produttori di aerogeneratori loro
clienti. Altri componenti, quali invece le torri o
l’involucro della navicella, sono decisamente più
standardizzati;
•• l’elevato contenuto tecnologico di molte componenti, la pressione sul prezzo esercitata dai produttori di aerogeneratori e il livello di concentrazione e le dimensioni di questi ultimi fa si che
anche questa area di business della filiera eolica
abbia un grado di concentrazione mediamente
elevato, con importanti barriere all’entrata. Il
mercato dei fornitori di componenti per aerogeneratori è quindi caratterizzato dalla presenza
di un basso numero di imprese specializzate,
operanti in un ristretto numero di categorie
merceologiche, che tipicamente le aziende produttrici hanno difficoltà, o poca convenienza, a
produrre internamente;
•• le imprese operanti in quest’area di business investono importanti risorse nell’attività di ricerca
e sviluppo, e in poche dispongono di risorse tali
da sostenere gli sviluppi tecnologici in atto. La
qualità del prodotto e la sua affidabilità continuano a rappresentare un fondamentale elemento differenziante per i leader tecnologici
del settore;
•• un altro fattore chiave nella competitività dei
produttori di componenti è rappresentato
dall’accesso alla materia prima, in particolare l’acciaio usato per le torri e il rotore, il rame
impiegato nel generatore e per i cavi e il carbonio per le pale. Si tratta di materie prime il cui
prezzo è fortemente instabile sul mercato e la cui
disponibilità a condizioni uniformi nel tempo e
82
certe rappresenta un fondamentale elemento per
operare con successo sul mercato.
•• i principali colli di bottiglia verificatisi nel 20072008 a livello della fornitura di componenti per
aerogeneratori hanno riguardato la fornitura di
gearbox e cuscinetti, soprattutto a causa della
continua crescita della potenza nominale media
degli impianti stessi, che ha reso necessaria una
continua revisione dei processi produttivi e degli
produttivi dedicati.
Nei paragrafi successivi saranno analizzate più nel
dettaglio le caratteristiche che contraddistinguono
la produzione dei diversi componenti chiave dell’aerogeneratore, identificando i principali produttori
a livello internazionale.
4.4.2.1 Le imprese produttrici di pale eoliche
Le pale eoliche vengono fabbricate utilizzando
sofisticate tecniche produttive. Come illustrato in
precedenza, la loro produzione è spesso realizzata
direttamente dai fornitori di aerogeneratori (con
l’eccezione, tra i principali operatori, di GE Energy,
Repower e Clipper). In particolare, i produttori di
aerogeneratori realizzano internamente le attività di sviluppo e fabbricazione delle pale per gli aerogeneratori più strategici della propria gamma,
mentre si affidano a fornitori esterni per i modelli
meno recenti e più maturi. In generale, in questo
secondo caso il design e l’ingegnerizzazione delle
eliche vengono comunque realizzati in stretta collaborazione con il cliente.
Va detto che la fornitura di eliche non rappresenta
un collo di bottiglia nella filiera eolica, in quanto la
capacità produttiva installata a livello mondiale è
sufficiente a coprire il fabbisogno dei produttori,
specialmente nei mercati più maturi (quali quello statunitense e quelli europei), dove addirittura
esiste una capacità in eccesso. Negli ultimi anni i
costi di produzione delle pale eoliche non hanno
fatto registrare dei cambiamenti significativi, anche
se la fibra di carbonio utilizzata in alcuni modelli è
soggetta a fluttuazioni di prezzo. Questi ultimi sono
stati quindi assorbiti dai produttori, che hanno visto
ridursi i propri margini. Gli investimenti in ricerca
sono destinati allo sviluppo di elementi sempre più
resistenti e performanti, permettendo l’incremento
di taglia delle macchine.
LM Wind Power è l’operatore più importante in
questo segmento, unico grande partner indipendente ed internazionale dei maggiori produttori
4. La filiera
Tabella 4.3
I principali operatori specializzati nella produzione di pale eoliche
Impresa
Nazione
Aeroblade
Spagna
Euros
Germania
Zhongfu Lianzhong & SINOI
Cina
LM Wind Power Blades
Danimarca
Molded Fiber Glass Companies
USA
SGL Rotec
Germania
Shanghai FRP Research Institute
Cina
Sinomatech Wind Power Blade
Cina
Tecsis
Brasile
Tianjin Dongqi Wind Turbine Blades
Cina
TPI Composites
USA
Zhonghang Huiteng (HT Blades)
Cina
di aerogeneratori, con un fatturato complessivo
maturato nel 2011 pari a 707 mln €. Altri operatori
che hanno un mercato principalmente locale sono
invece la spagnola Aeroblade e le tedesche Euros
e SGL Rotec. I produttori di pale eoliche cinesi (si
veda Tabella 4.3) stanno ampliando il loro portafoglio prodotti e la loro dimensione, ma attualmente
riforniscono solo produttori nazionali. Il settore
risulta quindi nel complesso molto concentrato.
La Tabella 4.3 riporta un elenco dei principali produttori mondiali di pale eoliche. Si tratta di imprese
straniere, che non hanno una presenza produttiva
o commerciale in Italia, i cui prodotti giungono sul
nostro mercato attraverso gli aerogeneratori venduti dai principali player internazionali di cui si è
discusso nel paragrafo precedente.
4.4.2.2 Le imprese produttrici del moltiplicatore
di giri
Storicamente il gearbox, o moltiplicatore di giri, è
stato acquistato dai produttori di aerogeneratori
da fornitori esterni, con competenze focalizzate
sui sistemi di trasmissione. È certamente uno dei
componenti più critici di un aerogeneratore, che negli anni 2007-2008 ha rappresentato un importante
collo di bottiglia nella filiera. Questo a causa innanzitutto della forte concentrazione del settore, con
pochissime aziende che a livello globale sono in
grado di equipaggiare i moderni aerogeneratori
con taglia superiore al MW. A ciò si aggiunge la
spinta personalizzazione richiesta dal produttore
di aerogeneratore su ogni modello e gli elevati investimenti necessari ad ampliare la capacità produttiva esistente. La centralità del gearbox è confermata
dal fatto che si tratta di un componente che non infrequentemente è oggetto di problemi di affidabilità,
quali rotture e guasti di sistema, che richiedono interventi di riparazione e re-design dei prodotti.
La necessità di evitare i rischi di approvvigionamento ha portato negli anni scorsi diversi produttori
di aerogeneratori ad acquisire imprese attive nel
campo dei gearbox, aprendo la via ad un maggior
livello di integrazione verticale in questo specifico
comparto.
Per i produttori di gearbox internazionali la minaccia asiatica si sta facendo sentire in modo
sempre più importante, come d’altronde avviene in
diversi altri segmenti della filiera eolica. Sono sempre più numerosi i produttori asiatici e, nello specifico, cinesi, che stanno investendo ingenti capitali
in attività di ricerca e sviluppo finalizzate a colmare
il gap tecnologico esistente. Ma la vera minaccia
per gli operatori di questo specifico comparto è
rappresentata dallo sviluppo e diffusione di aerogeneratori gearless, senza moltiplicatore di giri,
soluzione già adottata dalla tedesca Enercon e dall’italiana Leitwind (si veda Paragrafo 1.2).
La Tabella 4.4 riporta l’elenco dei principali produt-
83
4. La filiera
Tabella 4.4
I principali operatori attivi nella produzione di gearbox
Impresa
Nazione
Bosch Rexroth
Germania
Brevini Group
Italia
China High Speed Transmission Equipment
Cina
Chongqing Gearbox Co.
Cina
Eickhoff Group
Germania
Hangzhou Advance Wind Power Gearbox Group
Cina
Hansen Transmission
Belgio
Ishibashi Manufacturing Co.
Giappone
Jahnel-Kestermann Getriebewerke
Germania
Moventas
Finlandia
Renk
Germania
Winergy
Germania
Zollern
Germania
tori di gearbox attivi sul mercato globale. Si tratta di
imprese straniere senza una presenza in Italia, con
l’unica eccezione di Brevini Group, gruppo multinazionale con sede a Reggio Emilia, che realizza
gearbox per aerogeneratori da 0,9 a 3,5 MW di potenza, e di Bosch Rexroth e Hansen Transmission,
che invece sono imprese straniere ma con una filiale
commerciale nel nostro Paese.
4.4.2.3 Le imprese produttrici di sistemi di regolazione e di controllo
Tra tutti i componenti di una aerogeneratore, i
cuscinetti e i sistemi di regolazione pitch e yaw (si
veda Paragrafo 1.1) sono quelli in cui le imprese
italiane sono più altamente qualificate e attive sul
mercato internazionale. In particolare, le imprese
italiane occupano importanti posizioni di mercato
nel segmento dei motoriduttori per la rotazione di
navicelle e pale eoliche. Sono sistemi che permettono il perfetto orientamento dell’impianto in direzione del vento, ottimizzando la generazione di
energia elettrica in termini di sicurezza ed efficienza. Le aziende operanti in questo segmento hanno le loro origini nella tradizione manifatturiera
italiana nel campo dei motori e dei sistemi per
macchine industriali, gru e mezzi agricoli. Diversificandosi nel settore eolico, queste imprese hanno
conosciuto una grande crescita e conquistato fette
di mercato importanti, riuscendo a supplire al calo
Box 4.4
Brevini Group
L’azienda è stata fondata nel 1960 da tre fratelli, Renato, Luciano e Corrado Brevini, nella città di Reggio Emilia. Da
allora, il nome Brevini è diventato sinonimo di riduttori
epicicloidali. Il mercato di riferimento per l’impresa è sempre stato quello globale, il che l’ha portata ad avere 24 filiali
nel mondo e una rete distributiva molto estesa. Gli ultimi
10 anni hanno assicurato una forte crescita per l’impresa,
con un significativo incremento delle vendite (da 86 a 315
84
mln €) e dei livelli di occupazione (da 470 a 1.200 dipendenti). Questa crescita è stata anche sostenuta attraverso
l’acquisizione di importanti realtà attive nella trasmissione
di potenza e attraverso accordi con imprese che hanno permesso così un continuo ampliamento della gamma di prodotti offerti. Esempio è l’acquisizione di PIV Drives, società
tedesca con una lunga tradizione (è stata fondata nel 1928)
nel campo della trasmissione di potenza meccanica.
4. La filiera
Tabella 4.5
I principali operatori attivi nella produzione di cuscinetti e sistemi di regolazione (pitch e yaw)
Impresa
Presenza sul
mercato italiano
Nazione di origine
Componentistica prodotta
Bonfiglioli
Impresa Italiana
Italia
Sistemi regolazione pitch e yaw
Bosch Rexroth
Filiale Italiana
Germania
Sistemi trasmissione, pitch control, gearbox
Brevini Group
Impresa Italiana
Italia
Moltiplicatore giri, sistemi regolazione pitch e yaw
Comer Industries
Impresa Italiana
Italia
Galperti Tech
Impresa Italiana
Italia
Cuscinetti
Gear World
(Gruppo Carraro)
Impresa Italiana
Italia
Hydac
Impresa Italiana
Italia
Sistemi regolazione pitch, sistemi lubrificanti e
frenanti
Ima Cuscinetti
Impresa Italiana
Italia
Cuscinetti
NKE Bearings
Impresa Estera
Austria
Cuscinetti
NSK
Impresa Estera
Inghilterra
Cuscinetti
NTN
Filiale Italiana
Giappone
Cuscinetti
Rollix
Filiale Italiana
Francia
Cuscinetti
Schaeffler
Filiale Italiana
Germania
Cuscinetti, sistemi di controllo e regolazione
SKF Group
Impresa Estera
Svezia
Cuscinetti e sistemi di lubrificazione
SNR Italia
Impresa Italiana
Francia
Cuscinetti
The Timken Company
Impresa Italiana
Stati Uniti
Cuscinetti
Zollern
Impresa Estera
Germania
Gearbox, Sistemi regolazione pitch e yaw
delle vendite nei settori originari. Per effetto dell’accresciuta competizione che si sta registrando negli
ultimi anni anche in questo comparto della filiera
eolica, gli operatori consolidati stanno cercando
di instaurare accordi di collaborazione di lungo
termine con i produttori di aerogeneratori, che
prevedono la fornitura di un prodotto completo di
cuscinetti e sistemi elettronici, oltre agli importanti
servizi di manutenzione.
La Tabella 4.5 offre un quadro dei principali player
operanti in questo comparto della filiera e attivi sul
mercato italiano, per quanto riguarda la produzione
di cuscinetti e sistemi di regolazione pitch e yaw.
4.4.2.4 Le imprese produttrici del gruppo generatore
Meno dinamico è il semento di mercato dei pro-
duttori di generatori per applicazioni eoliche,
con diversi produttori di aerogeneratori che, come
discusso in precedenza, producono internamente buona parte del loro fabbisogno. Per quanto riguarda gli aerogeneratori con taglia superiore ad 1
MW, i principali fornitori di generatori sono un
gruppo ristretto di imprese multinazionali, tra
cui ABB, Siemens e General Electric, che sono in
grado di far leva su un’enorme base di competenze
e di sfruttare importanti economie di scala, rifornendo il mercato globale. Dal punto di vista tecnologico, essi utilizzano tipicamente la soluzione dei
magneti permanenti, ormai standardizzata. Se invece consideriamo il segmento degli aerogeneratori
con taglia inferiore al MW, la competizione aumenta, con diversi operatori attivi sui mercati locali e
particolarmente impegnati nella ricerca di soluzioni
innovative. E’ il caso, in Italia, della torinese Sicme
Motori, che ha sviluppato un nuovo tipo di genera-
85
4. La filiera
Tabella 4.6
I principali operatori attivi nella produzione di componenti del gruppo generatore
Impresa
Presenza sul
mercato italiano
Nazione di origine
ABB
Filiale Italiana
Svizzera
Generatori e HVDC
Ansaldo Sistemi
Industriali
Impresa Italiana
Italia
Generatori
Converteam
Impresa Estera
Francia
Generatori, trasformatori, convertitori
Delta Energy Systems
Filiale Italiana
Thailandia
Generatori, trasformatori, convertitori
Elettronica Santerno
(Gruppo Carraro)
Impresa Italiana
Italia
Inverter
Elin Motoren
Impresa Estera
Austria
Generatori
Equipaggiamenti
Elettronici Industriali
Impresa Italiana
Italia
Inverter
Ingeteam
Filiale Italiana
Spagna
Generatori, sistemi controllo e pitch
Leroy Somer
Filiale Italiana
Francia
Generatori
MF Trasformatori
Impresa Italiana
Italia
Trasformatori
Power One
Filiale Italiana
Italia
Inverter
SEA
Impresa Italiana
Italia
Trasformatori
Schneider Electric
Filiale Italiana
Francia
Generatori
Sicme Motori
Impresa Italiana
Italia
Generatori
Siliken
Impresa Estera
Spagna
Inverter
tore grazie ad una collaborazione con il Politecnico
di Torino, avviando nel 2008 un aggressivo piano
industriale per diversificare il proprio business ed
entrare nel settore dell’eolico, e della MF Trasformatori (vedi Box 4.5).
La Tabella 4.6 riporta un elenco delle principali imprese operanti a livello mondiale e attive sul mercato italiano nello sviluppo e fornitura dei componen-
ti del gruppo generatore. Come si nota, la maggior
parte delle aziende straniere opera in Italia con una
filiale commerciale e la presenza delle imprese italiane non è assolutamente trascurabile.
4.4.2.5 Le imprese produttrici di torri e strutture
La maggior parte delle torri eoliche è realizzata
Box 4.5
MF Trasformatori
MF Trasformatori, con sede a Calcinato (Brescia), è attiva dal 1980 nella progettazione e realizzazione di trasformatori in olio minerale, cui ha affiancato sin dal 1985 la
produzione di trasformatori inglobati in resina. Recentemente, proprio facendo leva sulle proprie competenze, la
MF Trasformatori ha aggredito il mercato dell’eolico, realizzando trasformatori inglobati in resina di potenza da
50 a 15.000 kVA (max cl. 52 kV) e trasformatori in olio
minerale da 50 a 30.000 kVA (max cl. 130 kV) destinati
86
quindi a impianti di medie dimensioni.
La particolarità dei trasformatori negli impianti eolici
è la necessità di dover costantemente sopportare problemi di sovratensione di esercizio e vibrazioni meccaniche che mettono a dura prova la loro affidabilità nel
tempo. MF Trasformatori ha studiato e risolto questi
problemi di affidabilità sia per i trasformatori in resina,
installati in torre, che per quelli in olio posizionati in
cabina a bordo torre.
4. La filiera
con acciaio laminato, anche se alcuni produttori fabbricano ancora strutture in cemento, oggi
meno esposti al crescente prezzo delle materie
prime. La realizzazione delle torri è un business
ancora in larga parte locale, per effetto degli
elevati costi di trasporto cui sono oggetto questi componenti. Molti costruttori di aerogeneratori detengono capacità produttiva interna, ma il
ruolo dei fornitori esterni rimane particolarmente importante, a causa degli alti costi logistici e di
trasporto.
Per effetto del localismo di cui si è detto, il mercato è fortemente frammentato, viste anche le inconsistenti barriere all’ingresso a causa della limitata
specializzazione necessaria, se si escludono le competenze richieste per l’ottimizzazione del processo
produttivo, che negli ultimi anni ha fatto registrare
un crescente livello di complessità. Un fattore chiave nella competizione risulta infatti sempre più la
capacità di dotarsi di impianti produttivi unifilari,
per inseguire la crescente dimensione delle pali. I
produttori di aerogeneratori si avvalgono normalmente di diversi fornitori, puntando alla riduzione
del costo d’acquisto, che incide attorno al 25% del
totale dell’impianto eolico.
La Tabella 4.7 riporta un elenco delle principali
imprese italiane attive nella produzione di torri e
strutture per impianti eolici, che si dividono di fatto
la quasi totalità del mercato italiano.
4.4.3 Area di Business “Progettazione
e installazione”
In questa area di business operano le aziende che
svolgono le varie attività necessarie alla progettazione e installazione di un parco eolico. Queste attività
sono particolarmente critiche ai fini delle prestazioni future e della redditività degli impianti. In
questa fase devono essere infatti attentamente valutati elementi quali il tipo di macchina da utilizzare,
la sua posizione e l’impatto che questa va a generare
sul territorio circostante e sull’ecosistema. Una volta
redatto il progetto di massima definendone il layout,
si procede alla stesura del business plan ed alla valutazione delle prestazioni che l’impianto sarà in grado di
offrire. Il progetto deve essere poi sottoposto all’iter
burocratico per l’approvazione da parte delle autorità
competenti. È un processo complesso, in cui la discrezionalità lasciata agli enti locali ne rende incerta
la conclusione. Come discusso nel Capitolo 2, i tempi di questo processo sono, in particolare in Italia,
in media estremamente dilatati. Ottenuto il via libera si può procedere alla progettazione esecutiva e
quindi alla realizzazione del parco eolico.
Queste attività richiedono molteplici interventi da
Tabella 4.7
I principali operatori attivi nella produzione di torri e strutture per impianti eolici.
Impresa
Regione
Fonderia Vigevanese
Lombardia
Getti in ghisa per fondazioni eoliche
Forgital Italy
Veneto
Flange di base, di testa, supporti e anelli mozzo
Gualini Group
Lombardia
Pali e torri eoliche
Leucci Costruzioni
Puglia
Torri eoliche
Monsud
Campania
Torri eoliche
Veneto
Torri eoliche ed elementi strutturali
Pali Italia
Lazio
Torri eoliche
Pugliese Industria Meccanica
Abruzzo
Torri eoliche
Sabe
Lombardia
Lavorazioni meccaniche per strutture eoliche
SI.TE.CO.
Lazio
Profilati d’alluminio
Sites
Puglia
Torri eoliche
Stoma Engineering
Puglia
Lavorazioni meccaniche per strutture eoliche
Officine Meccaniche Dal Zotto
87
4. La filiera
parte di soggetti coinvolti nello studio del sito di
installazione, nella redazione del progetto, nella realizzazione delle opere civili ed elettriche e, infine,
nel trasporto, montaggio e collaudo degli aerogeneratori. Il censimento condotto ha permesso di
identificare più di 100 imprese (di dimensioni
rilevanti) attive in questo settore, a cui si aggiungono alcune decine di operatori locali, coinvolti
principalmente nei lavori civili ed elettrici. La maggior parte di queste imprese sono italiane (oltre
il 70%), mentre la presenza di soggetti stranieri,
quando si verifica, prende la forma di una filiale
commerciale sul territorio.
È possibile raggruppare le imprese attive in questa
area di business in quattro categorie:
•• imprese di consulenza sul progetto eolico;
•• sviluppatori del progetto eolico;
•• installatori dell’impianto eolico;
•• imprese di trasporto eolico.
Chiaramente questa classificazione non è esaustiva,
dato che diverse imprese svolgono più attività contemporaneamente. Addirittura, come nel caso degli EPC contractor, esistono imprese verticalmente integrate che realizzano internamente tutte le
fasi, compresa l’installazione. Essa tuttavia evidenzia le attività elementari, logicamente distinte,
che è necessario svolgere per assicurare una corretta
progettazione e installazione di un parco eolico. Di
seguito verranno brevemente analizzate le caratteristiche distintive di ciascuna di queste attività, evidenziando nello le specificità degli operatori italiani
coinvolti in queste fasi della filiera eolica. Nel proseguo verranno analizzate più nel dettaglio le varie
tipologie delineando tratti distintivi e analizzando i
player principali della filiera italiana.
4.4.3.1 Le imprese di consulenza sui progetti eolici
Queste imprese supportano gli sviluppatori durante le attività di progettazione e messa in opera
dell’impianto, offrendo servizi di consulenza tecnica, legale e contrattuale. In generale, si tratta di
piccoli studi (con non più di 15-20 dipendenti e
un fatturato inferiore ai 5 mln €) che posseggono
una gamma di competenze riguardanti:
•• la raccolta dei dati di ventosità, attraverso la
fornitura, installazione e gestione di torri anemometriche;
•• l’elaborazione dei dati e valutazione della produzione attesa;
•• lo studio economico di fattibilità;
•• la definizione del layout dell’impianto;
88
•• la produzione della documentazione relativa
all’autorizzazione e alle specifiche tecniche di
progetto;
•• il supporto alla trattativa commerciale e la gestione dei contratti EPC e O&M delle centrali;
•• la redazione dei rapporti sull’impatto ambientale;
•• l’elaborazione dei piani esecutivi di progetto;
•• la valutazione dei risultati, delle prestazioni e dei
problemi tecnici dell’esercizio.
Un ruolo essenziale per la scelta di realizzare un
impianto eolico è giocato dagli studi anemometrici del sito. Tali studi sono condotti da imprese di
servizi che si occupano della caratterizzazione anemologica del sito, della valutazione della produzione attesa, della stima della ventosità di lungo periodo e in alcuni casi anche della determinazione dei
parametri per la scelta della Classe CEI EN o IEC
degli aerogeneratori. La precisione di questi studi
è basilare per una giusta valutazione dei ritorni
attesi e la sua attendibilità è un differenziale per
l’ottenimento di finanziamenti da parte delle banche. Fra le imprese che offrono questo tipo di servizi
in Italia, due importanti realtà sono la TecnoGaia di
Pescate in provincia di Lecco, e la Windfor Consulting di Milano. La prima si occupa della Qualificazione Anemometrica di Siti eolici (QAS) e la Valutazione del Potenziale Eolico (VPE), servizi che ad
oggi l’impresa svolge anche in Paesi europei diversi
dall’Italia. Windfor Consulting, oltre alle attività di
QAS e VPE si propone come technical advisor di
banche impegnate nel finanziamento della realizzazione di impianti eolici e collabora con i clienti
alla messa a punto della documentazione tecnica
per contratti di acquisto di aerogeneratori e di altre
componenti elettromeccaniche.
La Tabella 4.8 riporta un elenco delle principali imprese attive in Italia in questo segmento della filiera
eolica. Si nota come la competizione abbia luogo
principalmente tra realtà italiane, con alcune imprese internazionali di spicco (in particolare, Garrad Hassan, Dewi e Idnamic su tutte), presenti nel
nostro Paese con una filiale commerciale.
4.4.3.2 Le imprese di sviluppo dei progetti eolici
Gli sviluppatori si occupano di portare aventi il
progetto eolico nella sua interezza, occupandosi
in particolare dell’attività di progettazione dello
stesso ed affidandosi alle società di consulenza di
cui si è parlato nel paragrafo precedente per alcuni
studi specialistici, in particolar modo relativi all’a-
4. La filiera
Tabella 4.8
I principali operatori attivi nella fornitura di servizi di consulenza sul progetto eolico
Impresa
Presenza sul
mercato italiano
Nazione di origine
Dewi
Filiale Italiana
Germania
Euro Service
Impresa Italiana
Italia
Garrad Hassan Italia
Filiale Italiana
Germania
Consulenza e sviluppo progetto
Consulenza micrositing e servizi di due-diligence analisi producibilità
Fornitura stazioni anemometriche, verifica
anemometrica e territoriale per realizzazione centrali
Idnamic Italia
Filiale Italiana
Spagna
Installazione torri anemometriche, monitoraggio e
analisi dati
LSI Lastem
Impresa Italiana
Italia
Sistemi di acquisizione dati per monitoraggi ambientali
Meteocenter (SMS)
Impresa Italiana
Italia
Supporto diretto previsionale per la gestione e la
salvaguardia dell’integrità delle torri eoliche
Relight Energie
Impresa Italiana
Italia
Consulenza, sviluppo progetto, iter autorizzativi
S.E.A.S. Energie
alternative
Impresa Estera
San Marino
Rilevazioni anemometriche e individuazione siti per
installazioni eoliche
Servizi Territorio
Filiale Italiana
Italia
Servizi anemometrici e vendita anemometri
Spes Consulting
Filiale Italiana
Italia
Studi di fattibilità e Valutazione Impatto Ambientale
Studio Rinnovabili
Filiale Italiana
Italia
Tecnogaia
Filiale Italiana
Italia
Windfor
Filiale Italiana
Italia
nalisi della ventosità del sito. Il mercato degli sviluppatori è caratterizzato da un elevato numero
di operatori, dato che gli investimenti necessari
per iniziare ad operare in quest’area sono piuttosto contenuti. La presenza di imprese straniere è
limitata dall’importanza del presidio del territorio.
Gli sviluppatori di progetti eolici sono generalmente in grado di operare con successo sia nello
sviluppo e progettazione di parchi eolici di grande
dimensioni che nello sviluppo di impianti di piccola
taglia o stand alone. Queste società sono formate
da professionisti specializzati nelle varie problematiche che il progetto per lo sviluppo di un impianto eolico deve affrontare, da project managers
che coordinano il processo, a ingegneri e tecnici che
progettano e ottimizzano il layout dell’impianto, e
infine a professionisti che si occupano degli aspetti
legali, burocratici e di finanziamento del progetto.
Le competenze e l’esperienza costituiscono l’asset
più importante per operare con successo in questo segmento della filiera eolica. Non è infrequente che questi operatori siano contemporaneamente
attivi in altri comparti della produzione di energia
Analisi fattibilità, misurazioni anemometriche,
progettazione parco eolico, compatibilità ambientale,
micro-siting
Rilevazioni anemometriche, individuazione siti per
installazioni eoliche e progettazione
Studi anemometrici e di fattibilità, valutazioni tecniche
e di impatto ambientale
(ad esempio il fotovoltaico o la cogenerazione).
Storicamente tra gli sviluppatori si possono distinguere due approcci al business differenti. Esistono
imprese che, una volta ottenute le necessarie autorizzazioni, cedono a terzi il diritto di costruzione
dell’impianto. Vi sono poi sviluppatori che realizzano l’impianto per poi mantenerne proprietà
e gestione. Con la riduzione delle opportunità di
sviluppo greenfield di nuovi impianti in mercati maturi, molti sviluppatori si sono trasformati in IPP
(Indipendent Power Producer), come mezzo per
garantire un flusso costante di ricavi (è il caso, ad
esempio, di Maestrale Green Energy, impresa nata
nel 2005 da un gruppo d’imprenditori di estrazione
industriale e finanziaria con l’obiettivo di sviluppare progetti nel campo delle energie rinnovabili e in
particolare nell’eolico, da fine 2007 è entrata a fare
parte del gruppo francese Theolia.
Nella Tabella 4.9 vengono elencati i più importanti sviluppatori di progetti eolici in Italia. Anche in
questo segmento le imprese italiane sono in maggioranza, con solamente alcuni grandi player euro-
89
4. La filiera
Tabella 4.9
I principali operatori attivi nello sviluppo di progetti eolici in Italia
Impresa
Presenza sul
mercato italiano
Nazione di origine
ABN Wind Energy
Impresa Italiana
Italia
Fichtner Italia
Filiale Italiana
Germania
Green Energy
Impresa Italiana
Italia
Lahmeyer International
Filiale Italiana
Germania
Studi di fattibilità, progettazione e realizzazione
impianti
Consulenza, sviluppo progetto, gestione contratti e
supervisione costruzione
Consulenza, progettazione, realizzazione opere civili ed
elettriche
Consulenza, sviluppo progetto, gestione contratti e
supervisione costruzione
Maestrale Green Energy
Impresa Italiana
Italia
Progettazione e realizzazioni impianti eolici
SER Sistemi
Energie Rinnovabili
Impresa Italiana
Italia
Sviluppo progetto, realizzazione parchi eolici
S.I.I.S.
Impresa Italiana
Italia
Studio fattibilità, sviluppo progetto e direzione
lavori installazione
SoloRinnovabili
Impresa Italiana
Italia
Installazione impianti chiavi in mano
Studio Rinnovabili
Impresa Italiana
Italia
Misurazioni anemometriche, progettazione parco
eolico
Studio Tecnico BFP
Impresa Italiana
Italia
Progettazione e autorizzazione di impianti eolici,
relazioni e studi di impatti ambientali, consulenze
tecniche
WPD Italia
Filiale Italiana
Germania
Consulenza, sviluppo progetti eolici
pei, di grande esperienza (come la tedesca WPD),
che dispongono di una notevole pipeline di progetti
in fase autorizzativa. Come accennato in precedenza, il livello di integrazione verticale tra gli sviluppatori non è uniforme: alcuni di essi sono in grado
di svolgere internamente le attività di consulenza
tecnica o di installazione, mentre la maggior parte
affida questi compiti a soggetti esterni.
4.4.3.3 Le imprese di installazione di impianti eolici
La costruzione dell’impianto eolico, specialmente
se di grande taglia, richiede una serie di competenze che spesso una singola impresa non possiede.
Generalmente nell’attività di installazione sono
coinvolti una serie di operatori con esperienza nel
campo dei trasporti eccezionali, delle opere civili ed elettriche e della direzione lavori di grandi
cantieri. Probabilmente il comparto dell’installazione è quello dove meno importante è disporre di
competenze specialistiche relative al settore eolico,
dato che anche imprese con esperienze e capacità
maturate nella realizzazione di opere civili di un
certo rilievo può cimentarsi con successo anche
nell’installazione di un parco eolico.
La numerosità dei soggetti coinvolti nell’attività
90
di installazione e la complessità del progetto richiedono spesso la presenza di un EPC contractor. Si tratta di un operatore fortemente integrato
verticalmente, che si occupa delle attività di sviluppo, della progettazione, gestione degli acquisti
e dell’installazione dell’intero impianto eolico. Con
riferimento a quest’ultima attività, l’EPC contractor
gestisce e coordina i subcontratti delle imprese
coinvolte nel progetto, alle quali affida una parte delle attività. Questo servizio di realizzazione di
un impianto chiavi in mano è solitamente svolto
da due tipologie di imprese: i produttori di aerogeneratori o le grandi imprese di ingegneria. Un
importante esempio di EPC contractor della filiera
eolica italiana è rappresentato da Falck Renewables,
di cui si fornisce un profilo nel Box 4.6.
Si configura quindi, nel caso di coinvolgimento di
un EPC contractor, una struttura delle attività di
progettazione ed installazione non frammentata,
ma concentrata nelle mani di un singolo operatore.
La scelta del modello realizzativo ottimale dipende, oltre che dalla grandezza del parco eolico, dalle
competenze possedute dall’impresa promotrice del
progetto e dalle sue scelte strategiche. Il promotore
del progetto può rivolgersi direttamente all’EPC,
preferendo avere come punto di riferimento un
4. La filiera
Box 4.6
Falck Renewables
Falck Renewables è la società del Gruppo Falck che si occupa dello sviluppo, costruzione e gestione di impianti per
la generazione di energia eolica. È stata fondata nel 2002
e ha sedi operative in Italia a Sesto S. Giovanni, in Francia e in UK. Le competenze integrate di Falck Renewables
coprono l’intero ciclo di vita di un progetto, dalle attività
preliminari (studi di pre-fattibilità e fattibilità, valutazioni tecnico economiche, predisposizione dell’architettura
di impianto ottimale e dello schema di finanziamento),
a quelle esecutive (predisposizione delle specifiche tecniche di gara e dei documenti contrattuali, negoziazione
e assegnazione dei contratti, supervisione della costruzione), sino a quelle relative all’O&M ed all’Energy portfolio management. Nella fase di progettazione del parco
eolico, Falk Renewables, attraverso delle opportune gare,
singolo operatore, che gestisce in modo integrato
tutte le attività. Oppure può affidarsi ad uno sviluppatore che andrà a subappaltare le attività di consulenza ed installazione. Questo accade soprattutto
per progetti di piccole-medie dimensioni. Infine,
può anche gestire internamente tutto il processo,
coordinando le varie aziende esterne coinvolte. In
alcuni casi si procede alla costituzione di un ATI
(Associazione Temporanea di Imprese), in cui con-
individua i fornitori che si occuperanno dell’installazione
degli impianti. Al completamento del parco ne divengono
proprietari e lo gestiscono fino al termine della vita utile,
in qualità di Independent Power Produced (IPP). In Italia, Falk Renewables è proprietaria di impianti in Puglia,
Calabria, Sicilia e Sardegna. In Europa, impianti di Falck
si trovano in Scozia, Galles, Francia e Spagna. Falk lavora
con i principali player del settore a livello mondiale, quali GE, Nordex, Enercon e Gamesa. Nel mercato italiano
opera a stretto contatto col territorio, individuando le aree
particolarmente interessanti e scegliendo partner locali
all’altezza, affidabili ed efficienti. Tutti i progetti sono finanziati con forme di project financing, godendo presso le
banche di una reputazione e solidità tali da rendere spesso
bancabili gli investimenti proposti.
fluiscono più aziende di piccole dimensioni, ognuna
con competenze specifiche, e a cui si affidano tutte
le attività di sviluppo ed installazione del progetto.
La Tabella 4.10 mostra le più importanti imprese
coinvolte nell’installazione di parchi eolici in Italia,
escludendo da questo elenco le imprese produttrici di energia elettrica che si sono anche occupate
dell’installazione degli impianti di proprietà.
Tabella 4.10
I principali operatori attivi nell’installazione di impianti eolici in Italia
Impresa
Presenza sul
mercato italiano
Nazione di origine
Alstom Wind Italia
Filiale Italiana
Italia
Produttore di aerogeneratori, EPC contractor
Cedelt
Impresa Italiana
Italia
Realizzazione opere civili per parchi eolici e di
allacciamento alla rete elettrica
CMM (consorzio Enerlog)
Impresa Italiana
Italia
Installazione parco eolico
Enercon Italia
Filiale Italiana
Germania
Enfinity Italia
Filiale Italiana
Belgio
Progettazione, realizzazione e manutenzione
parchi eolici
Falck Renewables
Impresa Italiana
Italia
EPC contractor, gestione impianti
Fen Energia
Impresa Italiana
Italia
Fichtner Italia
Filiale Italiana
Germania
Progettazione, realizzazione e gestione
parchi eolici
Consulenza, Sviluppo progetto, Gestione Contratti
e Supervisione costruzione - EPC contractor
GES Italia
Filiale Italiana
Spagna
EPC contractor e manutenzione impianti
91
4. La filiera
Green Energy
Impresa Italiana
Italia
Progettazione, consulenza, realizzazione opere civili ed
elettriche parchi eolici
ICIE Energia
(consorzio Enerlog)
Impresa Italiana
Italia
Trasporto, sollevamento e montaggio parco eolico
Infrastrutture
Impresa Italiana
Italia
Laut Engineering
Impresa Italiana
Italia
Progettazione, costruzione e manutenzione degli
impianti
Progettazione parco eolico e direzione lavori
costruzione
Marco Polo Group
Impresa Italiana
Italia
EPC contractor
Nordex Italia
Filiale Italiana
Germania
PLC System
Impresa Italiana
Italia
Studi anemometrici, costruzione montaggio e
collaudo impianto; manutenzione impianti
REpower Italia
Filiale Italiana
Germania
Siemens
Filiale Italiana
Germania
Sorgent.e Holding
Impresa Italiana
Italia
EPC contractor
Danimarca
Produttore di aerogeneratori, installazione
e monitoraggio
Vestas Italia
Filiale Italiana
4.4.3.4 Le imprese di trasporto di impianti eolici
La crescente complessità della movimentazione dei
componenti dell’impianto eolico, dovuta al continuo aumentare delle dimensioni di pale e torri, ha
fatto nascere imprese specializzate nel trasporto eolico. Le principali realtà italiane che hanno raccolto
questa sfida sono riportate nella Tabella 4.11.
È interessante notare la distribuzione territoriale
delle imprese, concentrate soprattutto nelle regioni meridionali, in cui si è concentrato il mercato
eolico italiano negli ultimi anni. Considerando
che il costo del trasporto incide in media per il 2%
sul costo totale chiavi in mano di un parco eolico,
si capisce quanto sia fondamentale la vicinanza al
luogo di destinazione della merce per minimizzare gli oneri logistici. Le aziende attive nel trasporto
eolico stipulano rapporti commerciali tipicamente
con il fornitore di aerogeneratori, che richiede tipicamente un’analisi preliminare del trasporto in loco,
per evidenziare il tragitto da percorrere, le possibili
problematiche e la quotazione di massima. Una volta ottenuta la commessa, l’azienda di trasporto deve
richiedere i permessi di transito, interpellando i proprietari delle strade su cui avverrà il trasporto (tra
Tabella 4.11
I principali operatori italiani attivi nel trasporto di impianti eolici
92
Nome Impresa
Sede
Arduino Trasporti
Piemonte
Geo Trasporti
Lazio
ICIE Energia
Sardegna
LOGI.CO.
Sicilia
Marraffa
Puglia
Molisana Trasporti
Lazio
Nizzoli Trasporti
Lombardia
Rubino - F.lli Rubino di Pietro & C.
Sardegna
Runco Mario e Figlio
Calabria
Savino Del Bene
Toscana
4. La filiera
cui Autostrade, Anas - Azienda Nazionale Autonoma delle Strade - per le strade statali, la Provincia,
i Comuni e i piccoli consorzi industriali che svolgono la manutenzione stradale). Successivamente si
identificano le dimensioni dei convogli, si studia in
dettaglio il miglior percorso e si procede all’eliminazione di tutti gli ostacoli (quali cartelli e pali che
devono essere tagliati e strade che è necessario allargare). L’ultima fase richiede la pianificazione dei
viaggi in funzione delle esigenze dei fornitori e delle
loro tempistiche in termini di esecuzione dei lavori.
Il trasporto generalmente avviene a partire dai porti di attracco della merce, o direttamente in uscita
dalla fabbrica, con l’utilizzo di una flotta di mezzi
modulari e allungabili, e semirimorchi flessibili.
Considerando nel suo complesso l’area di business
relativa alla progettazione ed installazione, è possibile evidenziare i seguenti principali sviluppi attesi
che interesseranno la filiera eolica nel nostro Paese:
•• esiste un’elevata probabilità che nei prossimi
anni questo segmento della filiera eolica si caratterizzerà per una crescente concentrazione.
Innanzitutto essa sarà sempre più necessaria per
far fronte all’enorme potere contrattuale di cui
godono i principali produttori di aerogeneratori a livello mondiale, a causa della condizione di
quasi oligopolio in cui operano e delle loro elevate dimensioni;
•• nello stesso tempo, ci si attende una crescita del
livello di integrazione verticale di sviluppatori e installatori, che ridurrà verosimilmente
la frammentazione di questa area di business
della filiera eolica, di cui si è fatto cenno in precedenza in questo capitolo. Questo nel tentativo
di internalizzare i margini dei diversi soggetti
coinvolti oggi nello sviluppo del progetto eolico e
far così fronte alla pressione competitiva imposta
dai produttori di aerogeneratori. Soprattutto, la
crescita del livello di integrazione verticale sarà
fondamentale per gestire nel modo più efficace
ed efficiente possibile le autorizzazioni e le procedure di accesso agli incentivi che, come descritto nel Capitolo 2 e accennato sopra in questo paragrafo, ci si attende saranno sempre più
complesse nel prossimo futuro in Italia.
4.4.4 Area di Business “Gestione
impianti”
Come anticipato nel
2
Capitolo
3, in Italia esistono
quattro principali tipologie di imprese attive nella
gestione degli impianti eolici e, quindi, nella produzione e vendita dell’energia elettrica che essi producono:
•• utility italiane e straniere che hanno il loro
core business nella produzione da fonti tradizionali e hanno deciso di investire nell’energia
eolica diversificando il loro portafoglio;
•• imprese italiane produttrici di energia eolica o,
più in generale, da fonti rinnovabili, molte delle
quali hanno una particolare focalizzazione sulla
fonte eolica;
•• imprese attive nel settore Oil & Gas che hanno cercato opportunità di diversificazione del
proprio portafoglio di attività in comparti caratterizzati da significativi livelli di redditività per
effetto della disponibilità di incentivi;
•• real estate e imprese di costruzioni, che operano nell’eolico attraverso imprese controllate e
create ad hoc per ogni singolo impianto (denominate SPV – Special Purpose Vehicle nelle quali
confluiscono tutti gli asset relativi ad ogni singolo impianto).
I Box 4.7 e 4.8 descrivono i casi di IPVC e Alerion
Green Power, esempi di imprese italiane produttrici
di energia eolica o, più in generale, da fonti rinnovabili.
Nel complesso, le imprese attive nella produzione di energia da fonte eolica sul mercato italiano
sono oltre 50, di cui circa il 70% italiane. A queste si aggiungono decine di gestori indipendenti di
piccoli impianti, composti anche da un solo aerogeneratore. Il rallentamento, attuale ed atteso, del
mercato italiano dell’eolico, dovuto all’incertezza
del quadro di incentivazione ed al suo prossimo
rinnovamento, ha fatto si che molti operatori italiani cominciassero a guardare all’estero come opportunità per continuare ad investire nella tecnologia eolica. Si pensi che, in base ai dai dati relativi
ai primi nove mesi del 2011, risulta che il 71% degli
investimenti in nuovi impianti è stato fatto realizzato fuori dall’Italia, contro il 30% registrato nel 2010.
Nell’arco dei primi nove mesi del 2011, sono state
censite operazioni per un valore di circa 1,1 mld € e
1.230 MW installati2.
La Tabella 4.12 riporta un elenco delle principali imprese attive nelle gestione di impianti eolici e
nella produzione e vendita dell’energia che essi ge-
Fonte Irex Monitor 2011, Althesys.
93
4. La filiera
Tabella 4.12
I principali operatori attivi nella gestione degli impianti
Nome Impresa
Presenza sul
mercato italiano
Nazione di
origine
Installato nel
2011 (MW)
Installato nel
2010 (MW)
Alerion Clean Power
Impresa Italiana
Italia
11
105
Edison Energie Speciali
Impresa Italiana
Italia
61
56
Enel Green Power
Impresa Italiana
Italia
41
143
E-ON Italia Renewables
Filiale Italiana
Germania
50
–
Erg Renew
Impresa Italiana
Italia
97
61
Falck Renewables
Impresa Italiana
Italia
158
37
Fortore Energia
Impresa Italiana
Italia
1
85
Fri-El Green Power
Impresa Italiana
Italia
8
50
I.V.P.C.
Impresa Italiana
Italia
–
–
International Power Italia
Filiale Italiana
UK
–
27
Impresa Italiana
Italia
84
40
Sorgenia
Impresa Italiana
Italia
12
39
Tozzi Renewable Energy
Impresa Italiana
Italia
88
–
Veronagest
Impresa Italiana
Italia
60
42
nerano. ln Tabella 4.12 vengono riportate le realtà
più importanti del panorama produttivo italiano da
fonte eolica. Enel Green Power ha assunto la posizione da leader nel 2011, scavalcando International
Power per potenza cumulata installata.
È interessante rilevare come in quest’area di business operino anche quelle imprese che si occupano
della manutenzione degli impianti eolici. Si tratta di
un’opportunità di business che è divenuta particolarmente attrattiva in Italia negli ultimi anni, con i circa
6,8 GW installati che costituiscono un importante
portafoglio di opportunità industriali, che potrebbero determinare in flusso costante di ricavi per chi si
occupa della loro manutenzione, indipendentemente dall’evoluzione attesa della normativa. Ad oggi
sono tipicamente i produttori di aerogeneratori che
si stanno strutturando per erogare questo servizio,
divenuto particolarmente interessante ai loro occhi
vista la riduzione attesa dei volumi di vendita di aerogeneratori nel nostro Paese (di cui si è parlato nel
Capitolo 3). Un’importante realtà presente in Italia e
attiva nell’O&M di impianti eolici è la Global Energy
Services, società spagnola operante in tutti i princi-
Box 4.7
Italian Vento Power Corporation (IVPC)
Italian Vento Power Corporation (IVPC) è uno dei
principali operatori italiani nel settore della produzione e vendita di energia elettrica da fonte eolica e nella
gestione e manutenzione di parchi eolici. Il Gruppo nasce a Roma nel 1993 da un’idea di Oreste Vigorito che
costituisce la IVPC per conto della UPC, società americana operante nel settore eolico in California. Nel 1996
a Montefalcone (Benevento) entra in esercizio il primo
parco eolico di IVPC, che è anche il primo vero parco
eolico in Italia, con una capacità installata iniziale di 7.2
MW. Tra gli anni 1996 e 2000 la IVPC costituisce diverse
94
società di progetto per la realizzazione di nuovi parchi
eolici in Campania, Sardegna e Sicilia per un totale di
241MW. Nell’ambito della sua attività nel settore eolico,
IVPC – che oggi conta circa 260 addetti – gestisce direttamente tutte le fasi del processo di sviluppo, costruzione, gestione e manutenzione dei suoi parchi, che va dagli
studi preliminari di fattibilità sino alla produzione ed alla
vendita di energia elettrica e di Certificati Verdi. IVPC
svolge, inoltre, attraverso le proprie società di service, attività di gestione e manutenzione di parchi eolici anche
in favore di soggetti terzi.
4. La filiera
Box 4.8
Alerion Clean Power
Alerion Clean Power è un gruppo industriale con sede
a Milano e quotato in Piazza Affari, che basa il proprio business sulla produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili, attraverso un portafoglio diversificato di impianti nel settore eolico, fotovoltaico e delle
biomasse. Alerion Clean Power ha come strategia di
crescita il consolidamento di un portafoglio di proget-
pali mercati mondiali, che lavora a stretto contatto
con tutti i principali produttori mondiali di aerogeneratori. Con ogni probabilità i servizi O&M diventeranno un business centrale sempre più importante
per gli attori della filiera nei prossimi anni, con l’in-
ti diversificati nel business dell’energia rinnovabile nel
territorio italiano e anche in quello europeo. Sono 10
ad oggi i siti eolici operativi e in costruzione con una
potenza installata complessiva di 270 MW in Italia,
mentre 12 MW sono attivi in Bulgaria e attualmente
l’impresa sta anche valutando investimenti in Romania e Ungheria.
gresso di nuovi operatori specializzati. La presenza di
più player in concorrenza favorirà la riduzione degli
oneri di esercizio dell’impianto, contribuendo all’abbassamento generale dei costi operativi, passo decisivo per il raggiungimento della grid parity eolica.
95
5. Il mini eolico
L
’obiettivo di questo capitolo, che chiude questa prima edizione del Wind Energy Report, è
quello di analizzare a tutto tondo il settore
del mini eolico, ovvero degli impianti di piccole dimensioni per la produzione di energia dal vento. La
ragione per cui si è deciso di dedicare un capitolo ad
hoc a questo tipo di installazioni è molto semplice
ma è opportuno chiarirla in premessa.
infatti una definizione universalmente riconosciuta
di mini eolico e sono diverse le “interpretazioni”
della soglia massima oltre la quale far cadere il
prefisso “mini”. In Danimarca il valore scelto dal
legislatore è pari a 25 kW, nel Regno Unito a 50 kW,
in Spagna e Germania a 100 kW, mentre – lasciando
i confini europei – si può arrivare sino a 200 kW
degli Stati Uniti ed i 300 kW del Canada.
Innanzitutto, la tecnologia del mini eolico presenta delle specificità che la rendono in taluni
casi anche significativamente differente da quella
dell’eolico di grandi dimensioni: addirittura per
gli impianti di più piccole dimensioni sono spesso
impiegati aerogeneratori ad asse verticale (ovvero
il cui asse di rotazione è ortogonale al suolo, e non
alla torre di sostegno).
In realtà la Norma Tecnica del 2006 IEC-61400-21,
che fissa a livello internazionale i requisiti di progettazione degli aerogeneratori, adotta come discrimine e misura della complessità della progettazione l’area spazzata dalle pale eoliche. Secondo
questa distinzione si considerano micro-turbine
quelle con area inferiore ai 2 m2, corrispondenti a
potenze inferiori a 1 kW, e un diametro equivalente
(per le macchine ad asse orizzontale) pari a circa 1,6
metri; mentre sono mini turbine quelle con area
spazzata non superiore a 200 m2, pari all’incirca
a 50 kW di potenza e 16 metri di diametro. Al di
sopra di questa dimensione, i requisiti di progettazione non sono diversi da quelli previsti per aerogeneratori da qualche MW di potenza.
E’ significativamente diversa la normativa di riferimento, sia per quanto riguarda gli aspetti autorizzativi e di connessione alla rete, sia per quanto riguarda
il sistema di incentivazione, giacché il mini eolico ha
accesso al meccanismo della tariffa onnicomprensiva. Meccanismo che ha subito profonde modificazioni in conseguenza dell’approvazione dell’ormai
famoso Decreto Rinnovabili del Marzo 2011.
Il mercato – che è ancora dimensionalmente una
nicchia sia a livello italiano che più in generale a livello mondiale rispetto all’eolico “tradizionale” – segue delle dinamiche ed ha, soprattutto, un cliente
tipo per queste installazioni (in Italia, il nostro
studio evidenza soprattutto il ruolo delle aziende
agricole) completamente differente.
Come ovvia conseguenza, anche la filiera ha delle
peculiarità che la distinguono dal caso dell’eolico di
grandi dimensioni, essendo decisamente più parcellizzata e locale e con uno spazio non piccolo
appannaggio di produttori di impianti Made in
Italy.
Questi aspetti saranno oggetto ciascuno di un paragrafo di questo capitolo. E’ necessaria tuttavia un
ultima premessa di natura definitoria. Non esiste
1
2
Ciò nonostante, nella scelta da adottarsi nel presente Rapporto si è considerato eccessivamente
riduttivo riferirsi solo agli aspetti tecnico-progettuali e si è perciò assunta come preponderante la
prospettiva del legislatore, che nel caso italiano2
fissa in 200 kW la soglia degli impianti eolici
considerati “piccoli” e quindi idonei all’accesso
al meccanismo di incentivazione con tariffa onnicomprensiva. E’ quello del 200 kW dunque nel
proseguo del capitolo il valore soglia di potenza del
mini eolico adottato nell’analisi.
5.1 La tecnologia
Come anticipato in premessa, la tecnologia del
mini eolico presenta alcune peculiarità rispetto a
quanto accade per gli impianti di maggiore potenza. In particolare è utile suddividere ulteriormente
gli impianti in due sotto-categorie: (i) gli impianti
International Electrotechnical Commission, “IEC 61400-2 – Design Requirement for Small Wind Turbines”.
DM Sviluppo Economico del 18 Dicembre 2008
97
5. il mini eolico
“domestici”, ossia quelli con taglia sino a 20 kW,
evidentemente destinati a soddisfare le esigenze
di utenze residenziali ; (ii) gli impianti “commerciali e industriali” – con una maggiore flessibilità
di impiego e dove, al salire della taglia, diventa più
evidente il contributo della generazione e vendita
di energia alla rete rispetto all’autoconsumo – che
comprendono la restante parte degli impianti
mini eolici sino a 200 kW di potenza, da considerarsi in un unico aerogeneratore.
I secondi condividono generalmente dal punto di vista tecnologico la medesima architettura – con torre
di supporto ed aerogeneratore tripala ad asse orizzontale (si veda Capitolo 1) – che contraddistingue
gli impianti eolici di maggiori dimensioni. Ovviamente è diversa la “scala” dell’impianto – un aerogeneratore da 100 kW è alto al mozzo del rotore3
in media circa 40-60 metri ed ha con un diametro
delle pale di 18-30 metri (tanto per avere un riferimento circa un quarto di un impianto da 1 MW)
– ma soprattutto cambia in maniera significativa
la capacità dell’aerogeneratore di reagire al vento.
In buona sostanza, se per un aerogeneratore di
grandi dimensioni è necessario che il vento superi
Figura 5.1
Esempio di aerogeneratore ad asse verticale
dell’impresa italiana Pramarc
almeno la velocità di 5 m/s (ovvero circa 18 km/h)
affinché il sistema inizi a muoversi e quindi a produrre energia elettrica, nel caso di aerogeneratori
di mini eolico possono essere sufficienti anche 3/4
m/s (12,6 km/h, oltre il 30% in meno) perché il generatore si metta in funzione.
Ancora inferiore, sino a 2 m/s (poco più di 7
km/h) , è la velocità del vento teoricamente necessaria per mettere in funzione un aerogeneratore “domestico”. Per questo tipo di impianti, infatti, oltre alla tradizionale configurazione ad asse
orizzontale, sono stati recentemente sviluppati4
aerogeneratori ad asse verticale (si veda Figura 5.1).
In questo caso il sistema in movimento, che ha spesso una forma cilindrica o a spirale, è ortogonale al
terreno e ruota su se stesso. Il vantaggio di questo
tipo di configurazione – per la quale sono disponibili commercialmente tuttavia solo aerogeneratori di
tagli inferiore ai 20 kW – è che è possibile sfruttare
il vento da qualsiasi direzione esso provenga, senza
la necessità di movimentare la navicella ed i rotori.
Soprattutto in prossimità del suolo, dove la turbolenza del vento è particolarmente accentuata – fattore ulteriormente acuito se ci si trova in un contesto
urbano e quindi pieno di “ostacoli” al flusso d’aria
– l’impiego di questo tipo di aerogeneratori può essere più interessante. La rotazione sull’asse verticale
inoltre comporta generalmente minore rumorosità e
minori vibrazioni, tanto che se ne stanno studiando
applicazioni completamente integrate all’edificio
(si veda Box 5.1).
Nonostante gli aerogeneratori ad asse verticale rappresentino un interessante filone di sviluppo tecnologico soprattutto per le applicazioni di più piccole
dimensioni, il 90% degli aerogeneratori di mini eolico installati a livello globale alla fine del 2011 appartiene alla categoria degli aerogeneratori ad asse
orizzontale. In buona sostanza, si replica dal punto
di vista tecnologico su una scala più piccola quanto
accade per gli impianti di maggiori dimensioni.
La ridotta “scala” comporta tuttavia maggiori costi unitari ed una minore efficienza complessiva
di trasformazione – anche in conseguenza della già
citata mancanza di sistemi raffinati di controllo e
posizionamento rispetto alla direzione del vento –
3
Anche se è da sottolineare come le buone pratiche di installazione prevedano una altezza minima del mozzo delle pale eoliche che sia almeno di 10 metri
superiore al più alto “ostacolo” (case, edifici, alberi, …) nel raggio di 150 metri. Questo ovviamente nel tentativo di massimizzare la probabilità dell’aerogeneratore di intercettare il vento e di ridurre (si veda in proposito il Paragrafo 1.1) le turbolenze nel flusso d’aria che viene convertito in energia elettrica.
4
Recentemente sono state sviluppate turbine ad asse verticale con potenza inferiore a 1 kW che si adattano anche ad un utilizzo in ambito urbano e residenziale. Queste installazioni possono avvenire sia su terreno libero da ostacoli che su tetto.
98
5. il mini eolico
Box 5.1
L’integrazione architettonica del mini eolico: la BAWT, Building-Augmented Wind Turbines
La più recente frontiera di sviluppo tecnologico nel
mini eolico è la possibilità di impiego di mini aerogeneratori integrati in un edificio, e convenzionalmente
indicati con l’acronimo BAWT (Building-Augmented
Wind Turbines).
Con questo termine si indicano genericamente quattro
tipologie di impianti eolici “integrati”: i) quelli ove la
turbina è posta sulla sommità dell’edificio, costituendo
un ideale prolungamento del tetto o della copertura;
ii) quelli ove la turbina è posta in adiacenza all’edificio,
costituendo un ideale prolungamento delle sue pareti
laterali; iii) quelli dove la turbina è completamente integrata nell’edificio (fra i diversi corpi di cui è costituito
– ad esempio se si tratta di uno stabile condominiale
complesso – o in un condotto – ad esempio analogo alla
tromba delle scale – appositamente creato nel corpo e
comunicante con l’esterno), iv) quelli che costituiscono
una combinazione dei precedenti.
dell’energia cinetica del vento in energia elettrica.
Se si considera la realtà italiana – visto che come
già accennato in premessa per il mini eolico vi è
una chiara prevalenza della dimensione locale – il
costo “chiavi in mano” per l’installazione di un
impianto mini eolico con aerogeneratore ad asse
orizzontale5, costituito da un unico aerogeneratore
della potenza necessaria, varia in maniera significativa:
•• dai quasi 5.000 €/kW per gli impianti sino a
10 kW,
•• ai 3.500 – 4.000 €/kW se si sale sino a 20 kW,
•• sino ad arrivare attorno a 2.700 €/kW per gli
impianti di taglia maggiore e comunque sopra i 100 kW.
Circa il 60% dei costi è determinato dall’aerogeneratore, cui va aggiunto un ulteriore 25% per la progettazione e installazione. Il restante 15% è relativo
alla torre di supporto.
A questi, vanno poi aggiunti – salvo i casi “fortunati” in cui il dato è già a disposizione – i costi per
la realizzazione della campagna anemometrica.
L’interesse per questo tipo di soluzioni è che l’edificio stesso va a sostituire la torre dell’impianto eolico al
contempo senza sottrarre aree destinate ad altri usi. E’
tuttavia chiaro che, considerando le problematiche ambientali ed architettoniche, lo sviluppo di questo tipo di
soluzioni richiede la progettazione di aerogeneratori ad
hoc. Soprattutto nel nord Europa e per merito dell’attività
di alcuni centri di ricerca universitari quali quelli di Delft, Kassel, Birmingham, sono in fase di sviluppo turbine
dedicate per questa applicazione, in grado di sfruttare
venti ad elevata turbolenza e notevole frequenza di raffiche e sufficientemente silenziose da non alterare il rumore di fondo delle aree urbane.
Anche alcuni operatori italiani hanno partecipato, anche se non nel nostro Paese, a installazioni sperimentali
di BAWT, rispetto alle quali tuttavia è ancora lunga la
strada per ottenere soluzioni che possano essere effettivamente commercializzate.
Considerando infatti la presenza possibile di diversi “ostacoli” nel campo di azione di un impianto mini eolico (viste le altezze non così significative raggiunte dal rotore) e la maggiore presenza di
turbolenze quanto più ci si avvicina al suolo, risulta
indispensabile – ai fini di una corretta valutazione
dell’investimento – conoscere con maggiore precisione la condizione del vento nel luogo di installazione. La campagna anemometrica, la cui durata
in questi casi può variare da un minimo di qualche
mese ad un massimo di un anno, richiede fino ad
un massimo di 2.000 € per ciascuna installazione.
E’ evidente come questo costo, che deve comunque
essere sostenuto in via preventiva da chi intende installare un impianto, rappresenta una componente
non trascurabile dell’investimento: per un impianto
da 3 kW corrisponde ad esempio al 13% del costo
totale.
E’ interessante notare poi come la distanza rispetto
agli impianti di più grandi dimensioni sia decisamente importante (anche il doppio se si confronta
il costo al kW di un impianto da 100 kW in Italia con uno da 1 MW sempre nel nostro Paese) e,
anche all’interno dell’ambito mini eolico, risenta in
5
Gli aerogeneratori ad asse verticale sono disponibili fino a potenze di 20 kW e al momento hanno un extra costo del 20-30% rispetto alle soluzioni ad asse
orizzontale.
99
5. il mini eolico
maniera più che proporzionale degli effetti di scala.
Una distanza così significativa che nemmeno il citato miglior funzionamento degli impianti mini eolici
in condizioni di bassa ventosità può contribuire a
colmare.
Appare scontato – soprattutto per gli impianti
sino a 10 kW – il raffronto con il fotovoltaico, rispetto al quale il differenziale di prezzo oggi è pari
a 30 punti percentuali in più per l’eolico, ovvero
comunque maggiore nonostante la differenza di ore
di funzionamento. In un sito mediamente ventoso
nel nostro Paese le ore di funzionamento equivalente di un impianto mini eolico sono 1.500, contro le 1.200 medie degli impianti fotovoltaici.
In queste condizioni, un impianto da 10kW che
funziona per 20 anni e produce mediamente
15MWh anno ha un LEC6 di 16 c€/kWh, contro i
9 c€/kWh di un analogo impianto da 100 kW.
Se per il grande eolico quindi si è discussa nel Capitolo 1 la vicinanza con la grid parity, nel caso del
mini eolico la distanza dal punto di pareggio del
costo dell’elettricità sulla borsa elettrica, soprattutto per i piccoli impianti, è ancora rilevante (si
veda Figura 5.2). Se invece si considerano i clienti
“domestici” e in generale gli “utilizzatori” di energia
che sostengono costi per la “bolletta elettrica” pari a
circa 16 c€/kWh, le soluzioni del mini eolico risultano competitive.
5.2 La normativa
Nel paragrafo precedente si è evidenziato come i
costi di generazione elettrica da mini eolico siano
ancora piuttosto distanti dalla grid parity. Mettendosi dal punto di vista del legislatore quindi – e
assumendo che vi sia una volontà di favorire lo
sviluppo della produzione di energia elettrica da
un numero il più elevato possibile di fonti rinnovabili – non vi è alternativa alla identificazione di
un meccanismo di incentivi che vada a colmare il
gap e quindi renda conveniente l’adozione di soluzioni tecnologiche per la produzione di energia da
fonte eolica.
A differenza di quanto accade per il grande eolico,
il DM Sviluppo Economico del 18 Dicembre 2008
prevede per gli impianti eolici di taglia compresa
tra 1 e 200 kW una Tariffa Onnicomprensiva7 pari
a 0,30 € per ogni kWh immesso in rete.
La durata del periodo di incentivazione è 15 anni,
Figura 5.2
LEC degli impianti mini eolici al variare della taglia
c€/kWh
20
c€/kWh "Bolletta"
15
10
5
c€/kWh "Borsa"
0
10
20
60
100
200
Taglia (kW)
6
Il LEC è il costo della generazione elettrica da fonte eolica (si veda Box 1.1).
Oltre alla TO in Italia gli impianti mini eolici con potenza fino a 200 kW possono accedere al meccanismo di scambio sul posto: cioè la possibilità di cedere
alla rete elettrica locale la produzione da fonte rinnovabile e di prelevare dalla stessa rete i quantitativi di elettricità nelle ore e nei giorni in cui gli impianti
rinnovabili non sono in grado di produrre; tutto ciò pagando solo la differenza tra i consumi totali del cliente e la produzione del suo impianto. I benefici dello
Scambio sul Posto si possono indicativamente quantificare con un valore per kWh pari al mancato acquisto dell’energia dalla rete e quindi per utenze di
piccola e media dimensione fra 0,15 e 0,20 € per kWh, valori questi significativamente più bassi della tariffa onnicomprensiva (0,30 € per kWh).
7
100
5. il mini eolico
durante i quali la tariffa rimane costante. Alla
scadenza dell’incentivo è possibile per il titolare
dell’impianto scegliere se entrare nel “mercato libero”, ovvero vendere l’energia prodotta ad un operatore elettrico o direttamente sulla Borsa Elettrica8,
oppure se rimanere sotto “tutela” da parte del GSE
attraverso il meccanismo del “Ritiro Dedicato”, che
prevede delle tariffe di ritiro. Il meccanismo del Ritiro Dedicato permette di demandare al GSE il ritiro, cioè l’acquisto, di tutta l’elettricità immessa in
rete dall’impianto. Il GSE corrisponde al produttore un prezzo per ogni kWh ritirato. Per accedere al
Ritiro dedicato, è sufficiente stipulare una convenzione “standard” con il GSE. I prezzi di ritiro sono
differenziati per scaglioni e fonti e sono aggiornati
annualmente dall’AEEG. Per il 2012 il prezzo di ritiro per la fonte eolica per produzioni non superiori
ai 2.000.000 kWh è di 0,0783 €/kWh.
ridefinizione dei principi alla stesura delle regole
operative e al rilascio dei “numeri” relativi al nuovo sistema di incentivazione che avrà valore a partire dal Gennaio 2013. Nonostante un ritardo di 9
mesi rispetto al previsto, proprio nei giorni in cui si
sta chiudendo la stesura del presente Rapporto, il
Governo – dopo aver sentito i pareri della Conferenza Unificata Stato-Regioni del 6 Giugno sullo Schema di Decreto Interministeriale del 13 Aprile 2012
– sta finalizzando il testo del Decreto attuativo in
materia di incentivazione delle fonti rinnovabili
elettriche non fotovoltaiche.
La disponibilità di un sistema di incentivazione – se
confrontato con il LEC di cui si è discusso nel paragrafo precedente – comunque generoso ha permesso
durante gli ultimi anni un certo sviluppo (che verrà
discusso più approfonditamente nel prossimo paragrafo) del mini eolico nel nostro Paese, dove alla fine
del 2011 si contavano circa 300 impianti per oltre 13
MW di potenza complessivamente installata.
L’introduzione di un meccanismo di regolamentazione degli accessi agli incentivi mediante Registro. In sostanza, come evidenziato nella Tabella 5.1,
si introduce fra gli impianti mini eolici una ulteriore
distinzioni fra quelli – sino a 50 kW di potenza –
che accedono direttamente alle tariffe incentivanti,
e tutti i restanti impianti mini eolici fino a 200 kW
(ed anzi sino alla taglia di 5 MW) che invece debbono “concorrere” (si veda Paragrafo 2.4) all’attribuzione degli incentivi, attraverso il posizionamento
in una graduatoria (il Registro Piccoli Impianti appunto). Il contingente di potenza incentivabile, ossia
la “lunghezza” per così dire del registro, viene definito annualmente e per il triennio 2013-2015 è pari a
150 MW, per gli impianti eolici onshore sino a 5 MW.
Il sistema di incentivazione del mini eolico – in
maniera analoga a tutte le altre fonti rinnovabili – è
stato oggetto di profondi cambiamenti nel corso del
2011. Il cosiddetto Decreto Rinnovabili del 3 Marzo
dello scorso anno ha infatti ridisegnato, per lo meno
dal punto di vista dei principi di fondo, il modo con
cui in Italia si incentivano le fonti rinnovabili di
energia per la produzione elettrica.
Da Marzo ad oggi, il legislatore è passato dalla
Le ultime bozze a nostra disposizione – sulla base
delle quali è stato steso il presente paragrafo – introducono una serie di novità generali, che possono
essere riassunte (e commentate per quanto riguarda
nello specifico il mini eolico) nei punti seguenti.
E’ interessante notare che, visti i numeri in gioco
nel mini eolico, l’introduzione del registro comporta due ordini di problemi. Il primo consiste
Tabella 5.1
Nuove modalità di accesso ai sistemi di incentivazione
Classificazione
Intervallo di potenza
Meccanismo di incentivazione
Micro-impianti
< 50kW
Incentivazione diretta
Piccoli impianti
50kW-5MW
Registri Piccoli Impianti
8
La Borsa Elettrica Italiana, anche chiamata IPEX - Italian Power Exchange, è un sistema organizzato di offerte, di vendita e di acquisto di energia elettrica.
La borsa elettrica, prevista dal decreto legislativo n. 79/1999 di liberalizzazione del mercato elettrico, è stata istituita in Italia a partire dal 1° Aprile 2004
ed è oggi gestita dal Gestore del Mercato Elettrico. La vendita di energia elettrica viene effettuata ogni giorno per il giorno successivo ricorrendo ad una
contrattazione su base oraria dove l’incontro tra domanda e offerta viene effettuata attraverso il sistema del prezzo marginale.
101
5. il mini eolico
Box 5.2
L’iter autorizzativo per i piccolissimi impianti
Come è naturale, rispetto al processo autorizzativo visto
per gli impianti di grandi dimensioni, i piccoli impianti
eolici godono di significative semplificazioni, se non nel
numero di documenti da presentare perlomeno nei tempi
e costi della loro predisposizione. La lista di pratiche da
espletare è comunque lunga, troppo lunga a detta degli
operatori e soprattutto se paragonata (ma non è questo un
caso isolato) a quanto accade in altri Paesi europei. Per gli
impianti fino a 60 kW il processo autorizzativo può essere
così riassunto. La domanda di installazione da presentare
al Comune dove ha sede l’impianto deve essere corredata
da: (i) concessione di uso dei suoli (rilasciata da Comune
o Regione a seconda dei casi e delle regole vigenti a livello
locale), (ii) concessione edilizia (Comune); (iii) nullaosta
paesaggistico (Regione, Sopraintendenza beni culturali
nel fatto che si rende ulteriormente complesso il
processo di autorizzazione (si veda Paragrafo 2.4
e Box 5.2) e contestualmente, introducendo maggiore incertezza nelle tempistiche di attribuzione
della tariffa, aumenta la difficoltà di avere accesso a finanziamenti da parte del sistema bancario,
soprattutto per le installazioni più piccole (si veda
anche più avanti il Paragrafo 5.3).
Incertezza questa che si somma a quella dei tempi di
allaccio alla rete: anche a causa della “bolla” del fotovoltaico nel 2011 si sono verificati numerosi ritardi per
e ambientali, Ministero beni culturali e ambientali); (iv)
nullaosta idrogeologico (Corpo forestale dello Stato, Corpo delle miniere); (v) nullaosta sismico (Ufficio sismico
regionale); (vi) nullaosta militare per la sicurezza al volo
(Comando Regione Militare, Regione). In buona sostanza
6 documenti ma potenzialmente facenti capo a oltre 10 diversi Enti. Ad ultimazione dell’impianto si dovrà procedere alla istruzione della pratica di denuncia per apertura di
officina elettrica (la corrispondente licenza UTF contiene
le dichiarazioni bimestrali dell’energia prodotta ai fini della corresponsione delle relative imposte) e all’ottenimento
del Certificato di Collaudo dell’opera. Solo a questo punto
l’impianto può divenire operativo e si può avviare la pratica per l’allacciamento alla rete e l’accesso ai meccanismi
di incentivazione.
gli allacciamenti degli impianti mini eolici, con punte
di 8 e addirittura 11 mesi per ottenere l’autorizzazione all’immissione di energia elettrica nella rete.
Gli operatori sono quindi piuttosto preoccupati per
questa decisione del Governo che va in effetti a penalizzare una fetta piuttosto significativa del già esiguo
mercato del mini eolico. Se si prendono i dati relativi alla distribuzione delle installazioni in Italia
per taglia (si veda Figura 5.3) ci si rende conto di
come in realtà la quasi totalità (il 93%) degli impianti mini eolici ha una potenza sino a 80 kW e la
Figura 5.3
Analisi della numerosità degli impianti mini eolici per taglia
Numero impianti
200
150
100
50
0
0-50
51-80
81-100
Taglia (kW)
102
101-200
5. il mini eolico
Tabella 5.2
Taglie, durata e nuovi livelli di incentivazione per il mini eolico
Potenza [kW]
Vita utile impianti [anni]
Tariffa incentivante [€/MWh]
1 < P ≤ 20
20
291
20 < P ≤ 200
20
268
parte residua è costituita comunque da impianti con
taglia inferiore ai 100 kW. La scelta della soglia a 50
kW, che escluderebbe in buona sostanza dall’accesso diretto all’incentivo oltre il 35% del mercato
(nell’ipotesi di assenza di cambiamenti nella scelta
della potenza di installare da parte dei clienti) appare
dunque piuttosto penalizzante.
In secondo luogo, la scelta di non introdurre ulteriori
segmentazioni di taglia fa sì che le installazioni mini
eoliche da 50 a 200 kW si trovino in competizione
per l’attribuzione del contingente di potenza incentivata con impianti – e quindi con operatori e
investitori – di un ordine di grandezza più grandi.
Le maggiori disponibilità finanziarie di questi ultimi
nonché il minor peso, sempre in ottica relativa, del
disbrigo delle pratiche amministrative, crea a detta
degli operatori intervistati un indebito vantaggio
rispetto a quel segmento dell’eolico che, per caratteristiche, è sicuramente più coerente con il paradigma di generazione distribuita dell’energia.
In sede di discussione con il Governo gli operatori
hanno quindi avanzato, in vista della stesura defini-
9
tiva del testo del Decreto, la proposta di innalzare
la soglia di accesso al registro almeno a 60 kW e di
riservare comunque agli impianti mini eolici una
quota della potenza totale incentivabile. Le ultime
indiscrezioni paiono confermare il recepimento almeno della prima delle due richieste.
La modifica delle tariffe incentivanti. Rispetto alla
tariffa onnicomprensiva ad oggi ancora in vigore
(300 €/MWh), vengono introdotti due diversi scaglioni di potenza (si veda Tabella 5.2) cui spetta
una tariffa onnicomprensiva rispettivamente di
291 €/MWh (-3%) e 268 €/MWh (-10%). Alla riduzione, comunque contenuta soprattutto se paragonata a quanto fatto per altre fonti rinnovabili
come ad esempio il fotovoltaico, si accompagna un
fattore giudicato estremamente positivo di allungamento del periodo di incentivazione dagli attuali 15 a 20 anni, ovvero coerente con la vita utile
degli impianti mini eolici.
L’impatto di questa modifica può essere analizzato
prendendo a paragone due impianti (si veda Tabella 5.3), uno da 20 kW che ricade nella prima fascia
Tabella 5.3
Caratteristiche di due investimenti in impianti mini eolici
Impianto A
Impianto B
Potenza [kW]
20 kW
80 kW
Costo di investimento
3.000 €/kW
2.700 €/kW
Anno di realizzazione
2012
2013
2012
2013
Accesso all’incentivazione
Diretto
Diretto
Diretto
Incentivo [€/MWh]
300
291
300
Attraverso Registro
Piccoli Impianti
268
Durata incentivo [anni]
15
20
15
20
Finanziamento
Full equity
10
Full equity
9
La tariffa incentivante è definita come To = Tb + Pr, dove Tb è la tariffa incentivante base fissata dal decreto, diminuita del 2% annuo a partire dal 2014,
mentre Pr rappresenta l’ammontare totale dei premi a cui l’impianto ha eventualmente diritto, come ad esempio i premi per la cogenerazione ad alto rendimento nel caso degli impianti a biomassa . Nel caso dell’eolico, invece, non sono previsti premi aggiuntivi. (si veda Paragrafo 2.4)
10
Per semplicità di calcolo e per depurare il raffronto dagli effetti di leva finanziaria si assume che l’impianto venga interamente finanziato dal proprietario
con capitale proprio. Si tenga conto che l’impiego di capitale di debito nella ragione del 80% del totale e ad un tasso di interesse del 7% incrementa i rendimenti indicati in figura mediamente dell’5-10%.
103
5. il mini eolico
Figura 5.4
Confronto tra investimenti in un impianto da 20 kW nel 2012 e nel 2013 al variare del sistema di incentivazione
15
IRR %
13
11
9
7
5
3
2.500
2.250
2.000
1.750
1.500
1.250
MWh/MW
300 €/kWh
291 €/kWh
sistema di incentivazione è pressochè identico (e
addirittura superiore per l’impianto più piccolo
dove minore è il taglio della tariffa) a quello garantito dall’attuale incentivazione. Anche in valore assoluto, si tratta di rendimenti di tutto rispetto che vanno dal 6-7% (se si assume la condizione
di ventosità media nel nostro Paese) sino a oltre il
10% per i siti maggiormente ventosi.
di potenza e l’altro da 80 kW per il quale si suppone
comunque una posizione in graduatoria del registro
tale da avere accesso agli incentivi per l’anno 2013.
Il rendimento IRR, ossia il “tasso di ritorno” sul
capitale investito nell’orizzonte di funzionamento
dell’impianto (che si ricorda è pari in tutti i casi a
20 anni), garantito dai due impianti nel 2012 e nel
2013, in diverse condizioni di ventosità, è riportato nelle Figure 5.4 e 5.5.
Nessuna particolare rimostranza si è infatti registrata dagli operatori del mini eolico con riferimento
al nuovo livello delle tariffe, giudicato nonostante
E’ interessante notare come l’IRR relativo al nuovo
Figura 5.5
IRR %
Confronto tra investimenti in un impianto da 80 kW nel 2012 e nel 2013 al variare del sistema di incentivazione
17
15
13
11
9
7
5
3
2.500
2.250
2.000
1.750
1.500
MWh/MW
300 €/kWh
104
268 €/kWh
1.250
5. il mini eolico
tutto piuttosto remunerativo.
L’introduzione di requisiti tecnici specifici per la
connessione alla rete elettrica. Ha destato inizialmente molta preoccupazione – poi in larga parte
rientrata – il fatto che la normativa prevede che gli
inverter utilizzati per la connessione in rete degli
impianti mini eolici siano compliant con la norma CEI-0-2111, che fissa alcuni criteri per garantire
la sicurezza del sistema elettrico nazionale, razionalizzando la misura dell’energia elettrica degli utenti connessi alle reti delle società di distribuzione
dell’energia elettrica in BT. Nello specifico la Norma
definisce nuovi criteri tecnici (quali ad esempio le
condizioni di connessione, riconnessione ed erogazione graduale della potenza, delle limitazioni della
potenza attiva generata e dei vincoli all’erogazione della potenza reattiva) per la connessione degli
utenti alle reti elettriche di distribuzione anche con
tensione nominale in corrente alternata fino a 1 kV
compreso.
In realtà è lo stesso tipo di requisito richiesto
per gli inverter degli impianti fotovoltaici sempre a partire dal 2013, ma è proprio da questa
“concomitanza” della necessità di adeguamento
da parte dei produttori di inverter che sorge il
problema. Vista la maggiore richiesta, i primi
inverter ad essere resi compliant con la CEI-0-21
sono quelli destinati agli impianti per la produzione di energia da fonte solare, per i quali ormai i
cataloghi dei principali operatori si sono già adeguati. Per quanto riguarda il mini eolico, invece,
soltanto 2 dei 5 principali fornitori di inverter
(ABB, Elpower, Layer Electronics, PowerOne e
SMA) sono già riusciti a modificare le loro linee
di prodotto, per altri questa modifica è prevista
entro questo autunno, mentre in almeno un caso si
rileva ad oggi qualche criticità in più, con addirittura la possibilità di non avere a catalogo prodotti
in tempo utile per le prime installazioni del 2013.
Come al solito, l’analisi della normativa delle rinnovabili nel nostro Paese mette in evidenza luci ed
ombre. Nel caso del mini eolico è evidente come,
da un lato, si continui a premiare con buoni rendimenti le installazioni, ma dall’altro lato, rendendo l’accesso al meccanismo di incentivazione più
complesso e competitivo, si scoraggino soprattutto le installazioni di più piccole dimensioni, ossia
quelle come si vedrà meglio più avanti e come già
discusso in questo paragrafo che hanno rappresentato larga parte del mercato del mini eolico in Italia sino ad oggi.
5.3 Il mercato
A livello mondiale risultano installati alla fine del
2011 quasi 600 MW di impianti mini eolici (con
una produzione annua di oltre 420 GWh), di cui
circa l’80% equamente suddiviso fra Cina e USA.
L’unico paese europeo nel quale si segnala una potenza installata di una qualche significatività è il
Regno Unito, che ha superato a fine 2011 quota
50 MW di installato, anche grazie all’introduzione
nel 2010 di un sistema di incentivazione piuttosto
remunerativo (soprattutto per gli aerogeneratori di
taglia compresa fra 50 e 100 kW) e ad un processo
autorizzativo e amministrativo che permette l’allaccio dell’impianto al massimo entro 6 mesi dall’avvio
delle procedure.
Il mercato italiano da questo punto di vista è ancora un mercato di nicchia, con una potenza complessiva installata a fine 2011 di poco superiore a
13 MW (si veda Figura 5.6), concentrata in circa
300 impianti mini eolici.
Se il valore assoluto è certo non significativo vi
sono comunque almeno due segnali importanti che
devono essere sottolineati:
•• innanzitutto, il trend di crescita (come si vede
dalla Figura 5.6) quasi esponenziale che dal
2009 ad oggi ha permesso al mercato del mini
eolico di “guadagnare” un ordine di grandezza,
da poco più di 1,5 MW a oltre 13 MW appunto;
•• il balzo delle installazioni nel corso del 2011,
anno nel quale si sono installati impianti per 9,1
MW, corrispondenti a 2,1 volte la potenza cumulata alla fine del 2010.
Considerando il periodo di crisi economica globale
e la “competizione” molto forte che su queste taglie
di impianto è esercitata dalle altre fonti rinnovabili
(una su tutte il fotovoltaico, ma anche le biomasse
agroforestali ad esempio), non si può che guardare
a questa crescita come ad un segnale importante per
il mini eolico in Italia.
Tra l’altro – come sottolineato da diversi degli operatori intervistati – se è vero che la modifica nor-
11
Seconda Versione della Norma CEI-0-21 pubblicata nel Giugno 2012 dal nome “Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi
alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica”.
105
5. il mini eolico
Figura 5.6
Andamento della potenza installato in impianti mini eolici in Italia
14
12
MW
10
8
6
4
2
0
2008
2009
2010
2011
Per comprendere maggiormente il mercato italiano del mini eolico è però necessario approfondire
l’analisi lungo due dimensioni:
•• la prima, di carattere meramente geografico,
volta a comprendere la distribuzione dell’installato nelle diverse Regioni italiane ed a valutarne la coerenza con la disponibilità della
materia prima energetica (il vento);
•• la seconda, che invece individui i segmenti di
mercato per tipologia di cliente, con l’obiettivo
appunto di studiare il profilo “tipo” di chi nel nostro Paese investe nel mini eolico.
lion’s share del mercato, con un installato complessivo pari al 70% del totale, seguite a grande
distanza da quelle del Centro (25%) e del Nord
Italia (5%);
•• la Puglia, con oltre 4,7 MW di potenza installata
è la Regione leader in Italia per il mini eolico,
seguita al 25% di quota (3,4 MW) dalla Campania e dalla Basilicata (14% con 1,8 MW) che
sopperisce alla relativamente ridotta disponibilità di territorio (rispetto alla Puglia la superficie della Basilicata circa la metà) con la presenza di buona e soprattutto costante ventosità
garantita dalla sua morfologia;
•• seppure, in linea generale, la distribuzione della potenza nelle varie Regioni è coerente con la
distribuzione della ventosità in Italia (si veda
Paragrafo 3.3.2), vi sono alcune Regioni, soprattutto Sardegna, Sicilia, Calabria, Toscana
ed Emilia (soprattutto nelle zone appenniniche) dove l’installato è decisamente inferiore
rispetto alle attese. A solo titolo di esempio, se si
dovesse applicare alla Sicilia lo stesso rapporto
fra installazioni e ventosità media registrato
in Puglia il mini eolico sull’isola dovrebbe attestarsi attorno ad almeno 4 MW, 10 volte in più
rispetto a quanto effettivamente registrato alla
fine del 2011.
Partendo dall’analisi geografica, la Figura 5.7 riporta la distribuzione dell’installato totale alla
fine del 2011, rispetto alla quale si possono fare diverse considerazioni:
•• le Regioni del Sud nel complesso detengono la
Se si guarda invece alla segmentazione del mercato è interessante sottolineare come, almeno dal
punto di vista teorico, nel nostro Paese potrebbero
essere diversi i soggetti interessati – ed ovviamente
con disponibilità di aree adeguate – alla installazione
mativa di cui si è discusso nel paragrafo precedente,
conseguente al Decreto Rinnovabili del Marzo 2011,
ha indubbiamente impresso una accelerazione ad
alcune installazioni, è altrettanto vero (e opportuno
ricordare) che la realizzazione di un impianto mini
eolico richiede la conduzione di una adeguata
campagna anemometrica. Una buona parte degli
impianti installati nel 2011, quindi, ha visto “avviarsi” il proprio iter dai tre ai dodici mesi prima.
In questo senso, è significativo (e se ne discuterà
meglio più avanti) che anche nel 2011 e nei primi
mesi del 2012 sia continuata a crescere la richiesta
per il reperimento di informazioni dettagliate circa
la ventosità dei siti.
106
5. il mini eolico
Figura 5.7
Distribuzione dell’installato totale alla fine del 2011 in impianti mini eolici
1%
2% 1%
5%
Puglia
3%
Campania
5%
Basilicata
34%
10%
Sardegna
14%
Toscana
25%
Calabria
Emilia Romagna
Sicilia
di un impianto mini eolico. Dal confronto con gli
operatori del settore è emersa una lista certo non
esaustiva ma che raccoglie in prima battuta questi
soggetti:
•• agriturismi, country houses, camping ed in
generale operatori turistici che dispongono di
aree attrezzate non immerse nel tessuto urbano
e quindi con anche meno “ostacoli” alle correnti
ventose;
•• aziende agricole, tenute olivicole e vitivinicole,
che condividono la medesima situazione delle
precedenti e per le quali una scelta di produzione
di energia da fonti “rinnovabili” può essere inserita in (e rafforzare) un più ampio contesto di
produzione “biologica”;
•• centri commerciali e centri sportivi, questi solitamente più immersi nel tessuto urbano, ma
con a disposizione aree di una certa estensione
e che possono sfruttare un impianto mini eolico
(si consideri che un impianto da 80-100 kW ha
una altezza complessiva di 40-60 metri contro i
10-15 metri del corpo principale di un grande
magazzino) per fare leva sul fenomeno del green
marketing;
•• porti e centri logistici o industriali che, da ultimi, possono sfruttare (a seconda della effettiva
ventosità del luogo) il mini eolico per la produzione di energia in un’area già compromessa dal
punto di vista paesaggistico. In particolare, per i
porti appare interessante la possibilità di sfruttare la maggiore ventosità che si registra in prossimità delle coste.
Se dalla lista dei potenziali clienti si passa a quella dei clienti che effettivamente hanno installato
impianti mini eolici in Italia l’elenco si riduce in
buona sostanza ad un solo attore: le imprese agricole e le tenute olivicole e vitivinicole.
Si tratta del segmento di mercato che si è rivelato
più sensibile – soprattutto in un periodo di fortissima crisi della produzione agricola – alla possibilità
di integrare il proprio reddito12 con l’incentivazione derivante dalla produzione di energia elettrica da mini eolico. La disponibilità di grandi aree
e quindi la possibilità, da un lato, di scegliere quelle
ove fosse migliore l’esposizione al vento e, dall’altro
lato, di ridurre le “opposizioni” all’installazione da
parte di altri soggetti e soprattutto dalla Pubblica Amministrazione, ha fatto il resto. L’assenza di
queste due ultime condizioni ha invece determinato
l’assenza degli altri possibili segmenti di mercato nel
nostro Paese.
Lo sviluppo delle installazioni è tuttavia reso difficoltoso dalla disponibilità di finanziamenti. La
11
Seconda Versione della Norma CEI-0-21 pubblicata nel Giugno 2012 dal nome “Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi
alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica”.
Le aziende agricole sarebbero ancora più incentivate a realizzare questo tipo di investimenti se, come per il fotovoltaico, venisse concesso loro di considerare i redditi derivanti dalla produzione di energia eolica come reddito agricolo e quindi beneficiare di una tassazione agevolata (inferiore di oltre il 10%
rispetto a quella normale).
12
107
5. il mini eolico
“bancabilità” di un progetto di mini eolico è a detta
di tutti gli operatori piuttosto limitata, giacché questo
viene considerato – come accadeva al fotovoltaico nel
2005 e nel 2006, prima che diventasse un “fenomeno
diffuso” – ancora un investimento “rischioso” sia dal
punto di vista tecnologico (anche se su questo fatto
non si può essere d’accordo come ampiamente discusso nel paragrafo 5.1) che dal punto di vista realizzativo e di gestione, e qui invece (come si vedrà meglio
nel prossimo paragrafo) l’eccessiva parcellizzazione
della filiera e l’assenza di “grandi operatori” certo non
è di aiuto. Ciò nonostante, va sottolineato come le
associazioni di categoria stiano lavorando assieme
al sistema bancario per creare una certificazione
“snella” che i produttori di aerogeneratori possano
però usare per favorire l’ottenimento da parte dei
loro clienti di finanziamenti. Un esempio alternativo
a questa certificazione è riportato nel Box 5.3.
Non è un caso, quindi, che su questo segmento di
mercato si stia concentrando in Italia l’interesse
da parte di fondi di investimento interessati alla
proposta di pacchetti “chiavi in mano”. Un caso
interessante è in questo senso quello del fondo True
Energy che ha costituito un veicolo societario ad hoc
(In-VENTO) con la partecipazione della pugliese Jonica Impianti, operatore con competenze per la realizzazione “chiavi in mano” di impianti mini eolici. I
primi progetti attivati da In-VENTO riguardano la
realizzazione di 25 nuovi impianti, previsti entro la
fine del 2012, di mini eolico in Puglia e in Basilicata. Gli impianti avranno una potenza nominale di 50
KW, per una potenza totale installata di 1,25 MW.
5.3.1 Le previsioni ed il potenziale
di mercato
Le previsioni di mercato per il 2012 appaiono comunque positive con una crescita delle installazioni nell’intorno di 10 MW, portando ancora una
volta al quasi raddoppio dell’installato totale nel
corso di un anno. Ovviamente vi è maggiore incertezza – nell’attesa che si definiscano i contorni del
nuovo Decreto (si veda Paragrafo 2.4) – con riferimento al 2013, ma permane la fiducia che il mercato
italiano possa esprimere comunque dei valori importanti anche con riferimento al mini eolico.
Non ci si attende almeno nel breve periodo, invece, un allargamento significativo a nuove tipologie di clienti con le aziende agricole che, almeno
per il prossimo biennio, saranno ancora il vero
“motore” delle installazioni.
Qualcosa a dire il vero pare muoversi però anche sul
fronte dei porti (si veda Box 5.4) che potrebbe rappresentare, anche se su un orizzonte che traguarda
almeno il 2015, il secondo grande segmento di mercato del mini eolico in Italia. Le condizioni ci sono
tutte: dalla disponibilità della materia prima, alla
Box 5.3
L’accordo Federcasse – Legambiente
Federcasse (l’associazione di rappresentanza delle oltre
400 Banche di Credito Cooperativo e Casse Rurali italiane con oltre 4.200 sportelli) e Legambiente hanno rinnovato per il triennio 2010 – 2013 la “convenzione quadro”
finalizzata a diffondere l’uso di fonti di energia rinnovabile, attraverso la rete delle BCC e mediante finanziamenti a tasso agevolato. Il sistema di credito denominato
“Linea Rinnovabili ed Efficienza” contiene una soluzione
appositamente studiata per il sostegno al settore energetico del mini eolico. A beneficiare di questa proposta
possono essere sia soggetti privati che aziende ed enti
pubblici che possono richiedere il finanziamento sino al
100% della spesa, comprensiva di IVA con un importo
massimo di 200.000 €. Il rimborso è rateale, estendibile
fino a 20 anni con preammortamento fino a 24 mesi e
tasso Euribor 6 mesi + uno spread massimo di 1,5%. Per
il cliente la procedura di accesso alla linea di credito è
108
relativamente semplice. Dopo aver verificato che la filiale
della Banca di Credito Cooperativo scelta abbia attivato
la “Linea Rinnovabili ed Efficienza”, andrà presentata la
documentazione tecnica riguardante l’impianto da installare e il preventivo di spesa che la BCC sarà chiamata
a finanziare. A questo punto, prima di approvare la concessione del finanziamento, la BCC invierà a Legambiente la documentazione presentata. Legambiente esprimerà
a quel punto il proprio parere riguardo la fattibilità del
progetto. Questa convenzione fa seguito alla prima intesa triennale (2007 – 2009) quando sono stati valutati
positivamente 1.880 progetti, per un totale di circa 100
mln €. In particolare si è trattato di 1.684 interventi di
installazione di fotovoltaico, 174 di solare termico, 44 di
impianti a biomasse, 85 interventi di efficienza energetica, 9 di geotermico, 1 mini idroelettrico e 22 interventi
generici, ma solo 5 di mini eolico.
5. il mini eolico
Box 5.4
Il mini eolico nel porto di Genova
Il porto di Genova potrebbe essere il primo scalo italiano
e uno dei primi al mondo a sviluppare un impianto mini
eolico sulla diga foranea. Si tratta di una prima ipotesi
che si basa sulla disponibilità di spazi fornita dall’Autorità portuale che tuttavia prevede l’installazione sui 4,3
km della diga foranea di 39 aerogeneratori dell’altezza
di circa 30 metri e per una potenza massima di 199 kW
ciascuno. L’investimento previsto è pari a 20 mln €. La
potenza complessiva prevista dell’impianto è di 7,8 MW
con una produzione energetica di 12GWh/anno, almeno
secondo le stime di Enel Green Power che sviluppa l’i-
presenza di infrastrutture di collegamento alla
rete elettrica e al fatto che si parli di aree già “compromesse” dal punto di vista paesaggistico e dove
quindi non è certo l’installazione di un impianto
mini eolico a modificare significativamente le cose.
niziativa. L’energia prodotta raggiungerà terra attraverso
un sistema di cavi sotterranei sui fondali del porto e, da
lì, sarà immessa direttamente nella rete.
Il progetto per il porto “verde” era nato nel 2008 con un
protocollo d’intesa siglato tra la Regione Liguria ed Enel.
L’anno dopo Enel Green Power ha avviato l’iter autorizzativo per il progetto diga foranea e, nel 2011, il Comitato
portuale ha dato il primo ok per il rilascio della concessione. Ora è il momento della VIA (Valutazione Impatto
Ambientale), la cui decisione spetta alla Conferenza dei
Servizi a livello nazionale.
Se si considera (si veda Tabella 5.4) la disponibilità
di dighe foranee nei principali porti italiani, si ottiene un complesso di oltre 50 km lineari di estensione.
Se su questo fronte prospiciente il mare, e quindi chiaramente esposto a correnti ventose, venissero installati
Tabella 5.4
Disponibilità di dighe foranee nei principali porti italiani
Nome del Porto
Regione
Lunghezza diga foranea [m]
Porto di Ortona
Abruzzo
1.100
Porto di Pescara
Abruzzo
7.300
Porto di Vasto
Abruzzo
631
Porto di Maratea
Basilicata
204
Porto di Crotone
Calabria
1.725
Porto di Gioia Tauro
Calabria
3.214
Porto di Vibo Marina
Calabria
281
Porto di Reggio di Calabria
Calabria
354
Porto di Crotone
Calabria
1.309
Porto di Tropea
Calabria
200
Porto di Napoli
Campania
2.042
Porto Marina di Camerota
Campania
193
Porto di Salerno
Campania
1.550
Porto di Trieste
Friuli Venezia Giulia
3.605
Porto di Monfalcone
Friuli Venezia Giulia
1.193
Porto di Formia
Lazio
384
Porto di La Spezia
Liguria
2.210
Porto di Savona
Liguria
756
Porto di Ancona
Marche
862
Porto San Benedetto del Tronto
Marche
345
Porto di Civitanova di Marche
Marche
185
Porto di Bari
Puglia
1.450
Porto di Barletta
Puglia
1.136
109
5. il mini eolico
Porto di Brindisi
Puglia
2.385
Porto di Taranto
Puglia
1.265
Porto di Margerita di Savoia
Puglia
700
Porto di Cagliari
Sardegna
5.002
Porto di Oristano
Sardegna
1.557
Porto di Augusta
Sicilia
6.500
Porto di Gela
Sicilia
1.150
Porto di Marsala
Sicilia
525
Porto di Palermo
Sicilia
592
Porto di Porto Empedocle
Sicilia
825
Porto di Trapani
Sicilia
899
Porto di Livorno
Toscana
2.256
Porto di Venezia
Veneto
1.426
generatori mini eolici con lo stesso rapporto impiegato
nel progetto del porto di Genova si potrebbero installare oltre 90 MW di impianti (9 volte quanto fatto
sino ad ora su tutto il territorio italiano) per un investimento di quasi 240 milioni di €.
Ancor più suggestivo, anche se ovviamente si tratta di un esercizio puramente teorico, è valutare
l’analisi del potenziale del mini eolico sulla base
della distribuzione della ventosità nel nostro Paese. La Figura 5.8 mostra la distribuzione, in termini
percentuali, di territorio caratterizzato da una certa
ventosità media. Il 37% del territorio italiano presenta venti a intensità media compresa tra 4 e 6
m/s, mentre solo il 3% dell’Italia ha venti mediamente superiori 6 m/s, ovvero è adatta a installazioni di eolico di grande taglia.
Una delle caratteristiche peculiari del mini eolico
(si veda Paragrafo 5.1) è proprio quella di essere
in grado di funzionare, e quindi produrre energia
elettrica, anche a velocità del vento attorno a 4
m/s. Se considerassimo l’utilizzo dell’1% del territorio che ha le condizioni per essere sfruttato solo dal
mini eolico, il potenziale teorico esprimibile nel
nostro Paese sarebbe pari a 12.500 MW (considerando un fattore di occupazione del suolo pari a
0,1 km2/MW).
Se lo spazio potenzialmente disponibile per l’eolico
non sembra mancare, è tuttavia vero che non in tutte le zone individuate è possibile installare impianti
mini eolici, a quel potenziale vanno quindi sottratti
ad esempio i contesti urbani e altre zone montane
dove difficilmente si potrà installare un impianto
Figura 5.8
Distribuzione di territorio italiano caratterizzato da una certa ventosità media
100%
80%
60%
40%
20%
0%
0-3
3-4
4-5
5-6
Classe di Ventosità (m/s)
110
6-7
5. il mini eolico
mini eolico. Più verosimilmente, l’ANEV – Associazione Nazionale Energia dal Vento – stima in
1.000 MW il potenziale al 2020 del mini eolico in
Italia con una produzione di 1,5 – 2 TWh. Questo valore è di due ordini di grandezza maggiore
rispetto all’installato odierno e quindi significherebbe tassi di crescita molto sostenuti nei prossimi anni. Probabilmente la stima è ottimistica ma
altri casi insegnano che, se vengono create le giuste condizioni per lo sviluppo di queste tecnologie
rinnovabili, il mercato e gli operatori reagiscono rapidamente e anche valori inizialmente improbabili
possono essere raggiunti.
5.4 La filiera
Si è già accennato in questo capitolo al fatto che, a
differenza di quanto accade per il grande eolico, nel
mini eolico la dimensione di riferimento è sicuramente quella nazionale se non addirittura locale.
Da un lato, infatti, la minore dimensione degli impianti riduce significativamente (si veda Paragrafo 5.1) la complessità della tecnologia e permette
ad aziende che abbiano buone competenze nella
meccanica e nella formatura dei materiali di mettere a punto soluzioni adatte allo scopo; dall’altro
lato, la minore “scala” della singola installazione e
quindi l’estrema parcellizzazione geografica rende meno interessante per i grandi operatori (quelli per intendersi di cui si è discusso nel Capitolo 4)
servire questo tipo di mercato, soprattutto considerando la necessità di garantire anche un adeguato
servizio di manutenzione.
Non è un caso quindi che anche nei grandi mercati del mini eolico a livello mondiale, gli USA e
il Regno Unito ad esempio, si sono sviluppati degli operatori locali “specializzati”. L’impresa più
grande che produce aerogeneratori specifici per le
applicazioni mini eoliche è l’americana Southwest
Windpower, con sede a Flagstaff, in Arizona, attiva
nel mini eolico dal 1987 nella produzione di aerogeneratori ad asse orizzontale, seguita da un’altra
protagonista del mercato USA come la Northern
Power Systems del Warren in Vermont. Nel Regno
Unito, l’impresa leader indiscussa sino alla metà
dello scorso anno era la Proven Energy che è stata tuttavia costretta a dichiarare fallimento alla fine
del 2011 dopo la scoperta di un guasto tecnico nel
suo modello di punta (la turbina Proven 35-2) per
il quale esisteva il rischio di distacco delle pale in
determinate condizioni di ventosità.
Nel mercato italiano (si veda Figura 5.9) operano:
•• oltre 50 imprese, nella quasi totalità dei casi
appunto italiane, nella fase di progettazione e
installazione degli impianti. Sono queste imprese, con un numero di addetti complessivo
dell’ordine di circa 700-800, che si sono sostanzialmente divise nell’ultimo anno l’installazione di circa 200 nuovi impianti, per un
volume d’affari totale che, per la sola progettazione e installazione, si è aggirato nell’intorno di 8 mln €;
•• oltre 100 imprese, in questo caso con un so-
Figura 5.9
Filiera italiana del mini eolico
Impresa italiana
Produzione di
aerogeneratori e di
componenti
Progettazione,
installazione e
distribuzione
105 imprese
53 imprese
3%
50%
2%
Impresa estera
con filiale italiana
Impresa estera
2%
47%
96%
Mercato mini eolico in Itala nel 2011
circa 200 nuovi impianti per 9,1 MW
Volume d'affari pari a 31 mln €
111
5. il mini eolico
Tabella 5.5
I principali produttori di aerogeneratori per il mercato del mini eolico attivi in Italia
Nome impresa
Nazione
headquarter
Regione
sede italiana
Tipologia
turbina prodotta
Taglia
Aereogeneratori
[kW]
Anno fondazione
JONICA IMPIANTI
Italia
Puglia
Asse orizzontale
30 - 60
1992
ARIA
Italia
Toscana
Asse orizzontale
55
2008
TEKNA ENERGY
Italia
Puglia
Asse orizzontale
30
1991
VERGNET
Francia
–
Asse orizzontale
200
1993
T.R.ENERGIA
Italia
Sicilia
Asse orizzontale
10 - 20
2000
TOZZI NORD
Italia
Trentino Alto Adige
Asse orizzontale
10
2006
ELECTRIA WIND
Spagna
–
Asse orizzontale
150 - 200
n.d.
WINDSTAR
Italia
Lombardia
Asse verticale
1-5
2010
BLUMINIPOWER
Italia
Lombardia
Asse orizzontale
0,5 - 1,3 - 9 - 11 40 -200
2005
ROPATEC
Italia
Trentino Alto Adige
Asse verticale
1 - 3 - 6 - 20
2000
EN-ECO
Italia
Toscana
Asse verticale
0,4 -1 -3
2007
EOLART
Italia
Piemonte
Asse orizzontale
60
n.d.
IT-ENERGY
Italia
Veneto
Asse orizzontale
1-2
2008
ESPE
Italia
Veneto
Asse orizzontale
60
1974
SOUTHWEST
WINDPOWER
Stati Uniti
–
Asse orizzontale
2,4 - 30 - 40 - 100
- 200
1987
stanziale equilibrio fra imprese nate e sviluppatesi nel nostro Paese ed imprese straniere che
tuttavia hanno dovuto per aggredire il mercato
italiano portare qui le loro attività produttive,
che invece si occupano della produzione degli
aerogeneratori e dei componenti più rilevanti
degli impianti mini eolici. Gli addetti complessivamente impiegati in questa fase sono oltre un
migliaio.
Sono soprattutto queste ultime le imprese più interessanti, sia perché spetta a loro lo sviluppo di soluzioni innovative per il mini eolico sia perché sono
queste imprese (si ricordi la struttura di costi riportata nel paragrafo 5.1) quelle ad appropriarsi della
quota maggiore del valore aggiunto del settore.
La Tabella 5.5 riporta quindi ulteriori dettagli sulle
principali imprese produttrici di aerogeneratori che
operano sul mercato italiano.
Analizzando le imprese attive nella filiera italiana
del mini eolico è possibile osservare le seguenti ca-
112
ratteristiche:
•• la presenza di imprese italiane è notevole con 12
imprese su 15 che hanno origine nel nostro Paese e con le imprese straniere che sono attive sul
nostro mercato attraverso rivenditori autorizzati
ma senza delle vere e proprie filiali commerciali;
•• la maggior parte delle imprese sono giovani,
nate negli anni 2000; tuttavia a causa della difficoltà a ottenere finanziamenti per questi impianti da parte delle banche, sono proprio le imprese
che vantano una più lunga produzione a poter
accedere al credito grazie a installazioni “più
datate” e quindi un track record da offrire in
garanzia;
•• a differenza della distribuzione geografica delle
installazioni molte (oltre il 70%) delle imprese
hanno sede nel Nord Italia ma sono ovviamente
attive nelle regioni del Sud, dove si effettuano la
maggior parte delle installazioni, grazie a rivenditori locali e a una fitta rete distributiva;
•• la maggior parte (80%) delle imprese offrono
soluzioni con aerogeneratori ad asse orizon-
5. il mini eolico
tale, tuttavia si segnalano anche imprese di successo italiane con a portafoglio prodotti ad asse
verticale.
Un ultimo cenno importante è legato alla capacità – che si è ulteriormente rafforzata nel corso
dell’ultimo anno – di alcune delle nostre imprese di “esportare” le proprie soluzioni sui mercati
esteri. Così come, quindi, vi sono imprese straniere (ad esempio la francese Vergnet e la spagnola Electria Wind) ad avere ottenuto un accesso al
mercato italiano, vi sono casi estremamente interes-
santi (Jonica Impianti, Aria e Ropatec) di operatori
nostrani che invece hanno allargato, proprio grazie
all’efficacia delle soluzioni tecnologiche sviluppate,
la propria offerta anche altrove.
Un segnale questo, considerando i “numeri” così
significativi (in termini di addetti e numero di imprese relative, soprattutto in confronto ad altri settori delle rinnovabili) per un mercato che nel corso
del 2011 ha installato solo poco più di 9 MW, che
lascia ben sperare sulla possibilità di sostenere e
far crescere questa filiera industriale.
113
Gruppo di lavoro
Vittorio Chiesa - Direttore Energy & Strategy Group
Davide Chiaroni - Responsabile della Ricerca
Federico Frattini - Responsabile della Ricerca
Riccardo Terruzzi - Project Manager
Marco Alberti
Lorenzo Boscherini
Marco Chiesa
Lorenzo Colasanti
Simone Franzò
Annalisa Tognoni
Giovanni Toletti
Riccardo Vecchiato
Con la collaborazione di:
Alberto Brianti
Roberto Casiraghi
Davide Dal Lago
115
Metodologia
La ricerca i cui risultati sono raccolti in questa prima
edizione del Wind Energy Report è stata condotta
utilizzando approcci metodologici diversi, ancorché
complementari e tra loro interrelati. Ciò si è reso necessario data l’ampiezza ed eterogeneità delle tematiche che il Rapporto ha affrontato: le potenzialità e gli
sviluppi delle tecnologie, il quadro normativo in essere, i volumi d’affari e le caratteristiche del mercato,
e infine l’articolazione della filiera industriale.
La tecnologia
I capitoli del Rapporto che approfondiscono le tematiche di natura tecnologica si basano principalmente su:
•• l’analisi estensiva della letteratura scientifica sul
tema e delle ricerche promosse dai principali
centri ed istituti di ricerca a livello mondiale;
•• una serie di interviste dirette con ricercatori e
professori universitari afferenti al Politecnico di
Milano ed altre università.
La normativa
I capitoli del Rapporto che esaminano il quadro
normativo in essere ed interpretano i suoi impatti
sul business dell’eolico si basano invece su:
•• l’analisi estensiva della normativa relativa all’incentivazione della produzione di energia da fonte eolica ed alle procedure di autorizzazione alla
costruzione di impianti in vigore in Italia e, in
ottica comparativa, nei principali Paesi europei
e mondiali;
•• il confronto con le associazioni di categoria che
hanno patrocinato la ricerca, ossia ANEV, APER,
ASSIEME, CPEM, OWEMES.
Il mercato
La stima del volumi d’affari del mercato dell’energia
eolica e l’analisi delle sue caratteristiche distintive
sono state condotte attraverso:
•• interviste dirette ad oltre 65 operatori del settore
(produttori di aerogeneratori, imprese di progettazione e installazione di impianti, produttori di
energia, istituti di credito, esperti di settore, associazioni di categoria, rappresentanti di organismi
di regolazione);
•• l’analisi comparativa e l’interpolazione delle previsioni contenute in rapporti di ricerca o studi di
settore, messi a punto da associazioni ed enti di
ricerca italiani ed internazionali.
La filiera
I capitoli del rapporto che approfondiscono l’articolazione della filiera industriale dell’eolico si basano
su:
•• il censimento e la raccolta di informazioni anagrafiche ed economiche (attraverso l’esame di siti
web istituzionali, la consultazione del database
AIDA, l’analisi di annual report e altra documentazione pubblica) di circa 1.000 imprese operanti
nei diversi stadi della filiera industriale dell’energia eolica;
•• la realizzazione di oltre 100 casi di studio, condotti attraverso interviste dirette e raccolta di
documentazione da fonti secondarie, su un campione di imprese selezionate tra quelle incluse
nel censimento;
•• il panel study con i manager delle imprese partner della ricerca, ossia ABB, EDISON, ENEL
GREEN POWER, RWE, SGS e SIEMENS.
117
Bibliografia
Si riportano di seguito le principali fonti di natura
bibliografica che sono state consultate nell’ambito
della ricerca:
•• ALTHESYS (2011), Costi e Benefici dell’eolico In
Italia
•• ANEV (2010), Brochure ANEV
•• ANEV (2011), Brochure ANEV
•• ANEV (2011), Mappa Parchi Eolici In Italia
•• ANEV(2011), Il Potenziale Eolico Italiano
•• ANEV-UIL (2011), Studio Occupazionale
•• APER (2010), Report Eolico2010 -2011
•• APER (2011), Windbook
•• CE&CO (2012), Energia Eolica Ecoseven
•• ENEA (2011), Fonti Rinnovabili 2011
•• ENEA (2011), Quaderno Energia Eolica
•• ENEA (2011), Rapporto Energia E Ambiente Analisi e Scenari
•• ENEA (2011), Ricerca e Innovazione per un Futuro Low-Carbon
•• ENI, Enciclopedia degli Idrocarburi
•• ErSE (2010), Analisi tecnico–economica ed ambientale dei sistemi eolici offshore con riferimento
alla situazione italiana.
•• EurObserv’ER (2011), Wind Power Barometer
•• EurObserv’ER (2012), Wind Power Barometer
•• European Commision (2011), EU energy trends
to 2030
•• EWEA, Wind Energy - The Facts
•• EWEA (2009), The Economics of Wind Energy
•• EWEA (2011), Mappa Del Vento In Europa
•• EWEA (2011), Pure Power
•• EWEA (2011), The European Offshore Wind Industry Key Trends And Statistics
•• EWEA (2011), UpWind
•• EWEA (2012), Wind In Power 2011 European
Statistics
•• GREENPEACE (2011), Atti Convegno “Non C’è
Vento Da Perdere”
•• GSE (2011), Bilancio Rinnovabili
•• GSE (2011), Incentivazione Delle Fonti Rinnovabili – 1° Bollettino 2011
•• GSE (2011), Rapporto Statistico, L’eolico
•• GSE (2012), Incentivazione Delle Fonti Rinnovabili – 2° Bollettino 2011
•• GWEC (2012), Global Wind Statistics 2011
•• GWEC (2011), Global Wind Statistics 2010
•• IEA (2011), Energy Technology Perspectives
•• IEA (2011), Key World Energy Statistics
•• IEA (2011), World Energy Outlook
•• ISPO RICERCHE (2012), Osservatorio Energia
•• KPMG (2011), Offshore Wind in Europe
•• KPMG (2011), Taxes and Incentives for Renewables Energy
•• Legambiente (2011), Comuni rinnovabili 2011
•• Legambiente (2012), Comuni rinnovabili 2012
•• Ministero dello Sviluppo Economico (2010),
Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili
•• Ministero dello Sviluppo Economico (2011), Bilancio energetico Nazionale
•• NREL (2011), Renewable Energy Data Book
•• REN 21(2012), Renewables Global Status Report
•• REN LAB (2010), Il sistema industriale italiano
nel business dell’eolico
•• RSE (2011) Energia eolica e sviluppo locale
•• RSE (2011) Gli impianti di generazione da fonti
rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico
•• TERNA (2011), Atti Convegno “Non C’è Vento
Da Perdere”
•• Vestas (2012), Track Record
•• Vestas (2011), Track Record
•• WWEA (2012), Small Wind World Report 2012
119
Elenco delle organizzazioni intervistate
Si ringrazia infine per la disponibilità e le informazioni forniteci, le imprese e le organizzazioni intervistate
nel corso della ricerca:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
ABB
ALERION
ALSTOM POWER
ANEV - ASSOCIAZIONE
NAZIONALE ENERGIA
DEL VENTO
ARIA
ASJA AMBIENTE
AURA
BEKALUBE
BLUMINIPOWER
CARLO GAVAZZI IMPIANTI
CPEM - CONSORZIO
PRODUTTORI
ENERGIA EOLICA
EDISON
EDP RENEWABLES
ELECTRA WIND
ELPOWER
ENEA
EN-ECO
ENEL GREEN POWER
ENERCON
ENFINITY
EOLART
EOLPOWER GROUP
FALK RENOWABLES
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
FERA
FLEXIENERGY
FORTORE ENERGIA
FOSTER WHEELER
ITALIANA
GARRAD HASSAN
GREENTECH ENERGY
SYSTEMS
GUALINI GROUP
ICQ HOLDING
IDEA SYSTEM
INTERNATIONAL
POWER ITALIA
IVPC GESTIONE
JONICA IMPIANTI
KLIMEKO
LAYER ELECTRONICS
LEUCCI
COSTRUZIONI
MAESTRALE
MOLISANA
TRASPORTI
NESA
NEW ENERGY GROUP
NEWTAK
NORDEX
OWEMES - OFFSHORE
WIND AND OTHER
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
MARINE
RENEWABLE
ENERGY IN
MEDITERRANEAN
AND EUROPEAN
SEAS
POWERONE
RE NOVA WIND
ENERGY
REPOWER ITALIA
ROPATEC
RWE
SGS
SIEMENS
SILIKEN
SMA
SPES CONSULTING
SUZLON WIND
ENERGY ITALY
T.R. ENERGIA - GAIA
WIND
TECNOGAIA
TEKNA ENERGY
TOZZI NORD
UNICREDIT LEASING
VERONAGEST
WINDFOR
WINDSTAR
121
La School of Management
e l’Energy & Strategy Group
School of Management
L’Energy & Strategy Group
La School of Management del Politecnico di Milano
è stata costituita nel 2003.
Essa accoglie le molteplici attività di ricerca, formazione e alta consulenza, nel campo del management,
dell’ economia e dell’ industrial engineering, che il Politecnico porta avanti attraverso le sue diverse strutture interne e consortili. Fanno parte della Scuola:
il Dipartimento di Ingegneria Gestionale, i Corsi
Undergraduate e il PhD Program di Ingegneria
Gestionale e il MIP, la business school del Politecnico di Milano che, in particolare, si focalizza sulla
formazione executive e sui programmi Master.
La Scuola può contare su un corpo docente di più
di duecento tra professori, lecturer, ricercatori, tutor e staff e ogni anno vede oltre seicento matricole
entrare nel programma undergraduate.
La School of Management gode dal 2007 del prestigioso accreditamento EQUIS, creato nel 1997 come primo standard globale per l’auditing e l’accreditamento
di istituti al di fuori dei confini nazionali, tenendo
conto e valorizzando le differenze culturali e normative dei vari Paesi.
L’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano è composto da
docenti e ricercatori del Dipartimento di Ingegneria Gestionale e si avvale delle competenze tecnicoscientifiche di altri Dipartimenti.
L’Energy & Strategy Group si pone l’obiettivo di
istituire un Osservatorio permanente sui mercati
e sulle filiere industriali delle energie rinnovabili e
dell’ efficienza energetica in Italia, con l’intento di
censirne gli operatori, analizzarne strategie di business, scelte tecnologiche e dinamiche competitive,
e di studiare il ruolo del sistema normativo e di incentivazione.
L’ Energy & Strategy Group intende presentare i risultati dei propri studi attraverso:
• rapporti di ricerca “verticali”, che si occupano di
una specifica fonte di energia rinnovabile (solare, biomasse, eolico, geotermia, ecc.);
• rapporti di ricerca “trasversali”, che affrontano
il tema da una prospettiva integrata (efficienza
energetica dell’edificio, sostenibilità dei processi
industriali, ecc.).
123
ABB
Edison
Enel Green Power
RWE
SGS
Siemens
125
ABB è leader globale nelle tecnologie per l’energia e
l’automazione che consentono alle utility ed alle industrie di migliorare le loro performance riducendo al contempo l’impatto ambientale. Le società del
Gruppo ABB impiegano circa 135.000 dipendenti
in oltre 100 paesi.
La storia di ABB risale alla fine del diciannovesimo
secolo e rappresenta un duraturo ed illustre esempio di innovazione e di leadership tecnologica in
molti settori industriali.
Leadership tecnologica, presenza globale, conoscenza applicativa e competenze locali sono i fattori
chiave di un’offerta di prodotti, sistemi e servizi che
permettono ai clienti di ABB di migliorare le loro
attività in termini di efficienza energetica, affidabilità delle reti e produttività industriale.
ABB come produttore e fornitore ha da sempre
operato per offrire prodotti e soluzioni orientati alla
riduzione dell’impatto ambientale. In un mondo in
cui le risorse diminuiscono al crescere della domanda, ABB ha focalizzato la sua ricerca nello sviluppo
di sistemi efficienti e sostenibili per la generazione,
la trasmissione, la distribuzione e l’impiego dell’energia elettrica.
ABB è costantemente alla ricerca di nuove vie per
ampliare e migliorare le tecnologie disponibili, anticipando le esigenze della clientela. Il surriscaldamento del pianeta impone di rinforzare l’impiego di
energia pulita, come quella del vento e del sole, ed
ABB si pone come il miglior fornitore di prodotti,
sistemi e servizi in grado di supportare lo sviluppo in continua evoluzione del mercato delle energie
rinnovabili.
Nell’ambito delle attività legate alla generazione eolica, ABB è il partner esecutivo ideale nella realizzazione di impianti complessi, dove alla necessità
di implementare soluzioni caratterizzate da elevati
livelli di efficienza e funzionalità, si accompagna
l’esigenza di assicurare la migliore integrazione del
parco eolico all’interno del sistema elettrico di distribuzione/trasmissione.
La capacità di ABB di presidiare ai più alti livelli le
tecnologie dell’energia e dell’automazione e l’esperienza sul campo maturata in decenni di attività
sono integrate in una proposta in cui ABB si fa carico dell’intero progetto elettrico: dall’identificazione
delle esigenze allo sviluppo della soluzione più adeguata, dalla fornitura di sistemi e apparecchiature,
all’esecuzione delle attività di cantiere, dalla messa
in esercizio all’assistenza tecnica per tutta la vita utile dell’impianto.
La proposta di ABB è trasversale a tutto l’impianto,
e si occupa della progettazione complessiva ed organica del sistema elettrico e dei sistemi di controllo
e protezione.
ABB propone in particolare un’accurata analisi e
progettazione del sistema elettrico, volta a definire
la soluzione ottimale per assicurare la migliore integrazione ed il massimo sfruttamento del parco eolico, in funzione delle caratteristiche del parco stesso
e con particolare attenzione alle esigenze e ad eventuali vincoli di esercizio derivanti dalle caratteristiche della rete elettrica cui il parco è interconnesso.
Le soluzioni sviluppate comprendono ad esempio
l’implementazione di configurazioni che assicurino il rispetto delle regole relative a power quality/
voltage support, ma si estendono allo sviluppo di
soluzioni integrate che consentono un controllo del
profilo di generazione, ad esempio attivando sistemi di energy storage, o addirittura a soluzioni che
permettono un completo “disaccoppiamento” della
generazione dalla rete di trasmissione, mediante
sistemi di interconnessione basata sulla tecnologia
HVDC light®.
127
Edison è uno dei principali operatori italiani nell’energia, produce, importa e vende energia elettrica
e idrocarburi. Dalla sua fondazione nel 1884 è al
servizio dello sviluppo delle imprese italiane e della
crescita del Paese, anche con offerte vantaggiose di
elettricità e gas per le famiglie. Il Gruppo ha circa
4.000 dipendenti ed è presente in oltre 10 Paesi in
Europa, Africa e Medio Oriente.
Edison può contare su un parco centrali tra i più
efficienti ed ecocompatibili in Italia e nel 2011 ha
prodotto 33,2 TWh di energia elettrica di cui 6 TW
da fonti rinnovabili. Gestisce, direttamente o tramite società controllate, oltre 2 GW di capacità produttiva di cui 1,74 GW di idroelettrico, 459 MW di
eolico, 15 MW di Fotovoltaico e 6 MW di Biomasse.
La crescita nel settore degli idrocarburi è perseguita
attraverso l’espansione delle attività di Exploration
& Production, la rigassificazione presso il terminale
LNG di Rovigo e l’aumento della capacità di stoccaggio in Italia. Il gruppo Edison è inoltre coinvol-
128
to nello sviluppo di infrastrutture internazionali di
trasporto del gas come i metanodotti ITGI (GreciaTurchia-Italia) e Galsi (Algeria-Italia).
Edison è attiva inoltre nel settore dell’efficienza energetica. Il modello che Edison promuove è semplice ma
innovativo: mettendo a disposizione la sua esperienza
di operatore energetico, Edison analizza la struttura dei
consumi del cliente, impegnandosi sul conseguimento
del risultato attraverso interventi di ottimizzazione e
di autoproduzione. Edison è disponibile ad intervenire
con proprie risorse finanziarie per sostenere l’investimento, a vantaggio non solo del cliente ma anche della
collettività, con evidenti ricadute positive in termini di
contenimento delle emissioni.
Edison dedica infine particolare attenzione all’attività di innovazione nel settore delle energie rinnovabili attraverso la propria Ricerca e Sviluppo che
gestisce – tra l’altro – un’area test in Calabria per la
sperimentazione ed il confronto di sistemi fotovoltaici tradizionali, innovativi ed a concentrazione.
Enel Green Power è la società del Gruppo Enel interamente dedicata allo sviluppo e gestione delle attività di generazione di energia da fonti rinnovabili a
livello internazionale, presente in Europa e nel continente americano.
Con una capacità di generazione di energia da acqua, sole, vento e calore della terra pari, nel 2011, a
22,5 miliardi di kWh – una produzione in grado di
soddisfare i consumi di oltre 8 milioni di famiglie e
di evitare l’emissione in atmosfera di più di 16 milioni di tonnellate di CO2 - Enel Green Power è leader
a livello mondiale, grazie a un mix di tecnologie ben
bilanciato, con una produzione largamente superiore alla media del settore.
L’Azienda ha una capacità installata di circa 7.100 MW,
con un mix di fonti che comprende l’eolico, il solare,
l’idroelettrico, il geotermico e le biomasse. Attualmente, i 650 impianti operativi di EGP sono collocati in 16
paesi in Europa e nel continente americano.
Con la controllata Enel.si - leader nazionale nella
realizzazione di impianti fotovoltaici per famiglie
e imprese - la Società conta inoltre su una capillare rete di franchisee con 700 installatori qualificati
presenti su tutto il territorio nazionale.
Tra le attività industriali importanti, la fabbrica per
la realizzazione di pannelli fotovoltaici in joint venture con Sharp e STMicroelectronics. La fabbrica è
la più grande d’italia, con una capacità produttiva
annuale di pannelli fotovoltaici a film sottile multigiunzione pari a 160 MW, e una tra le più grandi
in Europa.
Principali dati 2011:
•• Ricavi totali a 2,5 miliardi di euro
•• Ebitda a 1,6 miliardi di euro
129
RWE è una delle 5 più importanti società nel settore
energetico in Europa. Attraverso l’esperienza maturata nella produzione di petrolio, gas e lignite, la
costruzione ed esercizio sia di impianti tradizionali
che di impianti di energie rinnovabili, il commercio
di materie prime, la trasmissione e vendita di elettricità e gas, RWE è in grado di offrire un servizio
completo della catena di valore dell›energia. La società ha più di 70.000 dipendenti, fornisce elettricità
a più di 16 milioni di clienti e fornisce gas metano a
più di 8 milioni di clienti.
Attualmente il focus principale di RWE rimangono i mercati europei: la potenza totale installata è
ormai superiore 50.000 MW con una produzione
totale di oltre 200 miliardi di kWh.
RWE Innogy è la società del gruppo RWE incentrata nello sviluppo, costruzione e gestione di impianti
di produzione di energia da fonti energetiche rinnovabili.
Attualmente, il portfolio di Innogy dispone di parchi eolici onshore e offshore, impianti a biomassa
e impianti idroelettrici per un totale di 2.400 MW.
Nel 2011 la produzione totale da fonti rinnovabili
è stata di oltre 6 miliardi di kWh, pari al soddisfacimento del fabbisogno di 2,3 milioni di famiglie e
la mancata emissione in atmosfera di 4,6 milioni di
tonnellate di CO2.
L’obiettivo di crescita che si è posta Innogy è certamente impegnativo ma definisce in modo chiaro
l’indirizzo che vuole prendere il Gruppo RWE: incrementare in maniera significativa la componente
generata da fonti rinnovabili all’interno del proprio
mix di produzione di energia.
Uno dei punto di forza di RWE rimane l’attenzione
posta alle fonti energetiche rinnovabili e alle nuove
130
tecnologie: nel 2011 è stato realizzato in Spagna uno
dei primi impianti solari termodinamici europei e
si stanno sviluppando tecnologie in Scozia per lo
sfruttamento dell’energia marina. Infine, RWE partecipa all’iniziativa Desertec, il progetto di sfruttamento dell’energia solare nell’area Sub-Sahariana.
In Italia sono previsti ingenti investimenti nei prossimi anni per la realizzazione di impianti eolici e a
biomasse ma anche in nuove tecnologie, compatibilmente con l’evoluzione del quadro normativo e regolatorio. Negli ultimi anni, attraverso la joint-venture
con la società alto-atesina Fri-el Green Power S.p.A,
sono stati realizzati 3 impianti eolici on-shore in Molise, Basilicata e Sardegna ed è al momento in costruzione un impianto per la produzione di energia da
biomasse solide da filiera corta in Sicilia.
La fonte “eolica” nel nostro Paese risulta una risorsa
con ampi spazi di sfruttamento ai fini del raggiungimento dei target definiti dalla Direttiva c.d. “20-2020” e dal Piano d’Azione Nazionale per la promozione delle fonti energetiche rinnovabili nel 2010.
RWE Innogy intende offrire un contributo allo sviluppo di tale fonte in maniera sostenibile e integrato
con il territorio in cui esso viene inserito, partendo nell’investimento sulla formazione del capitale
umano locale alla creazione di know-how ad alta
specializzazione in zone disagiate o lontane dai processi di industrializzazione.
La solidità dal punto di vista know-how tecnico, ma
anche da punto di vista economico e manageriale
risultano essere uno dei punti di forza di RWE: ciò
genererà nel breve ma anche nel lungo periodo iniziative di notevole importanza, comportando benefici a seguito dell’indotto e della filiera produttiva ad
esse associate.
SGS, leader mondiale nei servizi di ispezione, verifica, analisi e certificazione, è universalmente riconosciuta dal mercato come punto di riferimento per la
qualità e l’integrità con cui opera nell’erogazione dei
propri servizi. A livello internazionale SGS è presente
in oltre 140 Paesi e impiega complessivamente 70.000
persone in oltre 1.350 sedi fra uffici e laboratori.
La sua struttura è quindi in grado di fornire risposte
tempestive alle diverse esigenze dei propri Clienti.
SGS offre una vasta gamma di servizi personalizzati,
per consentire ai clienti di misurare – e quindi migliorare – sistemi, prestazioni e processi.
SGS offre servizi in tutti i settori merceologici, attraverso tecnici e professionisti propri, altamente qualificati e organizzati in 10 linee di business.
Ispezione: I servizi di ispezione interessano tutti i
contesti e scenari di produzione e movimentazione
di merci e materiali. Le attività ispettive sono svolte
sia durante le diverse fasi del ciclo produttivo che
nei punti critici della movimentazione dei prodotti.
Verifica: Le attività di verifica assicurano che prodotti e servizi siano conformi a standard internazionali e locali. La combinazione di presenza globale
con conoscenza locale, esperienza e competenza in
ogni settore, consente di coprire l’intera filiera, dalle
materie prime al prodotto finito.
Analisi: L’attività consiste nell’esecuzione di test
qualitativi e prestazionali dei prodotti a fronte di
standard tecnici, di sicurezza e di legge attraverso
un network mondiale di laboratori dotati delle più
moderne e sofisticate strumentazioni.
Certificazione: L’attività certificativa si estende dai
sistemi di gestione (qualità, ambiente, sicurezza,
energia, etica sociale, ecc.) ai servizi e prodotti e
consiste nell’attestazione di conformità sia agli standard nazionali e internazionali riconosciuti che a
quelli direttamente elaborati dai singoli Clienti per
specifiche esigenze.
Formazione: L’SGS Training Lab è la struttura formativa ideata da SGS per rispondere agli stimoli e
alle proposte delle Imprese e dei Professionisti interessati a progettare nuovi percorsi formativi. L’approccio si basa sullo sviluppo di percorsi formativi
disegnati per il raggiungimento di obiettivi personali, professionali e delle Imprese.
In ambito eolico, SGS offre una gamma completa di
servizi per tutti gli attori della filiera. Il modello di
business proposto, denominato Life Cycle Services,
prende in esame l’intero ciclo di vita di un impianto,
garantendo servizi volti a ridurre i rischi per tutti gli
operatori. Il Life Cycle di un impianto e i principali
servizi proposti sono:
•• Fase concettuale: verifica e validazione di progetto, assistenza tecnica, due diligence tecnica, verifica dei calcoli di producibilità, valutazione del sito,
supporto alla redazione di capitolati di gara, valutazione e qualifica dei fornitori, studi di impatto ambientale.
•• Produzione della componentistica: collaudo delle pale delle turbine eoliche, expediting, Ispezioni
AQ/CQ.
•• Trasporto e installazione: pre-shipment inspection, supervisione al carico/scarico, supporto alla
DL (Direzione Lavori), ispezioni tecniche di cantiere, controllo tecnico in fase di esecuzione.
•• Commissioning: collaudo tecnico amministrativo, final acceptance inspection.
•• In-Service: condition monitoring, failure
analysis, gestione della manutenzione, verifica delle
performance, end-of-warranty inspection, functional and safety tests.
Infine, SGS offre servizi di salute e sicurezza che
vanno dall’analisi degli adempimenti, all’assistenza
nel processo di qualifica di progettisti, fornitori, installatori e alla redazione dei relativi capitolati; dalla
gestione del cantiere di installazione, all’analisi dei
luoghi di lavoro; dalla predisposizione del DVR
specifico del sito e del documento informativo per
terzi e relativo DUVRI, all’integrazione delle procedure gestionali con aspetti di salute e sicurezza.
131
Il Gruppo Siemens, con un’organizzazione articolata in quattro Settori - Energy, Industry, Healthcare,
Infrastructure & Cities - è presente a livello mondiale con circa 360.000 collaboratori e un fatturato
2010/11 di 73,5 miliardi di Euro. Siemens S.p.A.,
attiva in Italia dal 1899, rappresenta una delle più
importanti realtà industriali del Paese, con oltre
4.800 dipendenti e un fatturato pari a 2,5 miliardi di
Euro nell’anno fiscale 2010/11. Il Settore Energy di
Siemens ha chiuso l’anno fiscale 2011 il 30 settembre con un fatturato di circa 27,6 miliardi di euro e
ha ricevuto nuovi ordini per un totale di oltre 34,8
miliardi di euro registrando un utile di più di 4,1
miliardi di euro. Dal 30 settembre 2011, il Settore
Energy conta più di 97.000 collaboratori nel mondo.
In un contesto caratterizzato da cambiamenti climatici, crescita della popolazione mondiale e aumento
dell’urbanizzazione non si può prescindere dall’utilizzo di fonti alternative e rinnovabili.
Siemens, unico fornitore in grado di coprire tutte
le esigenze del sistema energetico elettrico – dalla
generazione alla trasmissione e distribuzione fino
alla gestione dei consumi industriali e civili – è indiscusso leader in innovazione tecnologica e player
di riferimento per la generazione da fonte rinnovabile nei settori eolico, fotovoltaico, idrico, biomasse
e geotermico.
Tra le rinnovabili, l’energia eolica riveste un ruolo da
protagonista, con potenziali di crescita molto elevati.
Presente da oltre 30 anni nell’industria eolica, Siemens vanta un’esperienza consolidata attraverso lo
sviluppo di progetti all’avanguardia capaci di garantire ai clienti un investimento sicuro, contraddistinto
dall’efficienza e dall’affidabilità dell’impianto lungo
l’intero ciclo di vita. Le sue turbine eoliche, con diverse lunghezze di rotore, sono studiate per garantire
performance eccellenti, durata nel tempo e prestazioni ottimali in diverse condizioni di vento. La progettazione delle turbine consente, inoltre, di soddisfare i
requisiti delle reti elettriche dei principali Paesi.
132
Leader nel settore offshore, Siemens sta conseguendo importanti successi anche nel settore onshore,
grazie alla sua ampia gamma di turbine eoliche da
2,3 a 6 MW e ampio range di rotori, oltre alla realizzazione di infrastrutture elettriche per i parchi
eolici: ambito, quest’ultimo, in cui l’Azienda detiene
importanti quote di mercato in Italia.
Tra le caratteristiche distintive del portfolio Siemens
vi sono: il rendimento energetico competitivo in
tutte le classi IEC, un avanzato sistema di contenimento del rumore e il processo brevettato IntegralBlade®, grazie al quale non viene usato alcun tipo di
colla nelle giunzioni tra le varie parti. L’ultima nata
della gamma è la turbina SWT-6.0-120, con una capacità di 6 MW e un diametro del rotore di 120 metri, che utilizza l’innovativa tecnologia Direct Drive.
Grazie al peso ridotto - inferiore alle 350 tonnellate
(di navicella e rotore) la turbina SWT-6.0-120 definisce un nuovo standard a basso peso tra i grandi
aerogeneratori offshore.
Siemens vanta numerosi impianti eolici in Europa,
America e Asia, e ha annunciato investimenti per
un valore di 150 milioni di Euro per la realizzazione di due nuovi stabilimenti di ricerca e sviluppo in
Danimarca.
L’Italia rappresenta un mercato strategico in cui sono
stati realizzati importanti progetti ed in cui l’efficienza e la durata dell’investimento sono caratteristiche
sempre più determinanti per la scelta di un fornitore.
Le soluzioni nell’ambito eolico fanno parte del portfolio ambientale di Siemens. Nell’anno fiscale 2011,
il fatturato derivante da tale Portfolio ha registrato un
totale di circa 30 miliardi di Euro, attestando Siemens
quale primo fornitore al mondo di tecnologie ecofriendly. Nello stesso periodo, i suoi prodotti e soluzioni hanno permesso ai clienti di ridurre le proprie
emissioni di gas serra di quasi 320 milioni di tonnellate, una cifra pari al totale delle emissioni di CO2
prodotte ogni anno da Berlino, Delhi, Hong Kong,
Istanbul, Londra, New York, Singapore e Tokyo.
Note
Note
Note
Copyright 2012 © Politecnico di Milano - Dipartimento di Ingegneria Gestionale
Collana Quaderni AIP
Registrazione n. 433 del 29 giugno 1996 - Tribunale di Milano
Direttore Responsabile: Umberto Bertelè
Progetto grafico e impaginazione: MEC Studio Legnano
Stampa: Grafiche Ponzio
ISBN: 978-88-904839-4-3
Partner
Con il patrocinio di
ISBN
978-88-904839-4-3

Wind Energy Report

Transcript

Documenti analoghi

mini eolic oo

Eolico stella delle rinnovabili

In GB mega impianto eolico off shore

Economia

Scarica il documento

Il Gruppo Falck fa acquisti nel settore eolico

Eolico

Energia eolica in India

Tariffa Wind New – condizioni di convenzione € 0,09

Principi di aerodinamica