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di Domenico Coiante
Amici della Terra
5 Agosto 2005

In questo articolo si discutono i parametri che definiscono l'efficienza sia energetica che economica degli aerogeneratori. La conclusione è che il meccanismo dei certificati verdi può portare a una distorsione del mercato e all'installazione di impianti eolici in aree inadatte per carenza di vento.

Cerchiamo di parlare di questo scottante argomento in tono laico, da tecnici, tentando di stare equidistanti dagli estremi, sia dall’entusiasmo, sia dagli anatemi.

Mi rendo conto che ciò è estremamente difficile, soprattutto perché il discorso tecnico è complicato e ogni tentativo di eccessiva semplificazione può portare inevitabilmente a scivolare verso un estremo o verso l’altro.
Nei numerosi dibattiti che ho sostenuto nel corso degli anni ed anche nel leggere le email che compaiono frequentemente sul nostro forum, ho realizzato che spesso le posizioni estreme assunte dai partecipanti dipendono da carenza di informazione e da inadeguata comprensione tecnica dell’argomento. Per quanto possibile, cerchiamo di approfondire assieme l’aspetto della conoscenza scientifica, in modo da avere gli elementi utili per elaborare un nostro giudizio.

Il costo del kWh

Dopo aver fatto le precedenti affermazioni sull’approfondimento tecnico, mi perdonerete se inizieremo da un argomento economico, come il costo del kWh prodotto dagli aerogeneratori. Ciò per due motivi: il primo riguarda il numero d’interventi dei non addetti ai lavori (ma anche di non pochi addetti) che denotano una cattiva comprensione di questo importante argomento ed il secondo perché il costo dell’energia racchiude in sé la conoscenza di numerosi aspetti tecnici, che sono in gran parte quelli che contano per elaborare una corretta visione del fenomeno.

Quando affermiamo che il costo del kWh eolico ha un certo valore numerico, di fatto facciamo una serie di numerose affermazioni sottintese, sulle quali pensiamo che tutti siano d’accordo. Poiché, invece, non è così, ecco che cominciano a sorgere le divergenze di giudizio. Vediamo perché.
Anche a costo di annoiare gli esperti (che potranno saltare a piedi pari tutto il paragrafo), proviamo insieme a tracciare la linea del calcolo. Il costo del kWh dipende da numerosi parametri, alcuni sono tecnici, altri economici e finanziari.

Elenchiamone alcuni. Da un lato, abbiamo il costo dell’impianto (chiavi in mano) comprensivo dei costi indiretti come assicurazione e preammortamento e, dall’altro, il gruppo dei parametri strettamente finanziari come il tasso d’interesse, il tasso d’inflazione, il tasso di aumento dei prezzi, il rateo delle tasse dirette, il rateo di deprezzamento degli impianti e la durata della vita operativa. Infine, occorre considerare il costo delle parti di ricambio ed il costo dell’esercizio e manutenzione dell’impianto, nonché quello dello smantellamento a fine vita operativa e l’entrata recuperata dalla vendita delle parti smantellate. Andare a vedere come giocano nel calcolo tutti questi parametri è un bel compito. Ci viene in aiuto, da una parte, la matematica attuariale e, dall’altra, il buon senso degli americani. Infatti, nella pratica statunitense è invalso l’uso di accorpare tutti i parametri finanziari in un unico coefficiente, chiamato Fixed Charge Rate = FCR, e nell’elaborare il calcolo attuariale con il metodo del Valore Attuale Netto, detto “a rate costanti” o “a costi livellati”. In questo modo la relazione che determina la spesa totale attualizzata da sostenere ogni anno per ripagare l’impianto è esprimibile in modo semplice, mentre le complicazioni sono tutte accantonate nel calcolo dell’FCR. Un’ulteriore semplificazione concettuale può essere ottenuta assumendo sistematicamente il criterio di rapportare tutti i parametri al costo totale dell’impianto. In Tal modo è possibile definire un coefficiente omnicomprensivo, (CFT = coefficiente finanziario totale), che accorpa sia il contributo strettamente finanziario del FCR, sia quello dei costi impropri, sia quello dell’esercizio e manutenzione. Si ha pertanto che la spesa annuale attualizzata può essere espressa da:

Spesa Annuale = (CFT) KI P

Dove CFT è il coefficiente finanziario totale,
KI è il costo dell’impianto per unità di potenza;
P è la potenza totale dell’impianto.

Per maggiore chiarezza, aggiungiamo che FCR è funzione dei tassi d’interesse e d’inflazione e della durata dell’impianto attraverso la presenza del fattore di annualità, nonché esso tiene conto anche delle tasse dirette e del rateo di deprezzamento. Ai nostri fini, però, ci basta considerare il significato di CFT. Esso rappresenta il coefficiente che, applicato al costo dell’impianto, ci dà immediatamente il valore attuale presente della spesa da sostenere ogni anno per tutta la durata di vita in modo da ripagare tutte le voci di spesa sostenute nella fase di realizzazione dell’impianto e quelle preventivate da sostenere durante l’intero esercizio.

Una volta noto il valore della spesa annuale, il costo del kWh si ricava considerando la produzione energetica annuale netta dell’impianto ed applicando la relazione:

Costo del kWh = (Spesa annuale sostenuta)/(Energia annuale netta prodotta)

Usando un acronimo dei termini inglesi Annual Energy Production, AEP, allora avremo che il costo del kWh, CkWh, è espresso dalla relazione semplice:

CkWh = [(CFT) KI P]/(AEP)

Dove per coerenza dimensionale, il costo specifico della potenza KI è espresso in €/kW, P è in kW e AEP è in kWh. In questo modo CkWh risulta in €/kWh.

A questo punto, supponiamo di avere abbondantemente discusso circa il valore dei diversi parametri che determinano il numeratore e di aver raggiunto un accordo sulle seguenti cifre:

- Vita operativa dell’impianto = 25 anni;
- Deprezzamento = 12 anni;
- Tasso reale d’interesse = 5%;
- Fattore di annualità per il capitale = 0.071;
- Coefficiente annuale di deprezzamento = 0.11;
- Rateo delle tasse dirette = 20%;
- Frazione dell’impianto ammessa al deprezzamento = 0.5;
- Frazione dell’investimento per l’esercizio e manutenzione = 3%,
- Frazione investimento per parti di ricambio = 10%;
- Frazione investimento per smantellamento = 25%;
- Frazione recuperata a fine vita = 25%.

Da ciò segue per il calcolo del coefficiente finanziario che:

- CFT = 0.1203:

Assumiamo anche le ipotesi:

- Costo specifico aerogeneratore chiavi in mano = 1000 €/kW
- Potenza dell’aerogeneratore = 1000 kW.

Allora la spesa annuale sostenuta sarà pari a 120300 €. In definitiva, potremo tutti essere d’accordo sulla relazione:

CkWh = 120300/(AEP) (€/kWh)

A questo punto occorre conoscere il valore di AEP per poter assegnare un valore numerico al costo dell’energia ed è proprio qui che comincia la confusione. Infatti, AEP è funzione dei parametri tecnici che caratterizzano l’aerogeneratore e di quelli anemometrici che qualificano il sito in cui la macchina è installata. In entrambi i casi la variabile principale è costituita dalla velocità del vento, v, che è una variabile statistica, per cui il procedimento per arrivare ad AEP contempla la conoscenza delle seguenti funzioni:

- la curva di potenza dell’aerogeneratore in funzione di v, cioè la potenza sviluppata dalla macchina eolica in corrispondenza a ciascuna velocità del vento che colpisce il rotore;
- la distribuzione della probabilità di v nel sito prescelto, o, ciò che è lo stesso, la distribuzione statistica della durata di ciascuna velocità nell’arco dell’anno.

Il prodotto delle due funzioni ci dà l’energia elettrica ricavata in corrispondenza di ciascuna velocità del vento e, infine, la somma (l’integrale) di tutti i contributi associati alle singole velocità, ci permette di definire l’energia lorda annuale producibile dalla macchina.

L’energia netta AEP si ricava, infine, tenendo conto del fattore di disponibilità dell’aerogeneratore, cioè, della probabilità di trovare la macchina pronta a produrre potenza (escludendo, quindi, i tempi di fermo macchina per manutenzione ordinaria e per riparazione dei guasti). Per gli aerogeneratori moderni questo fattore è situato tra 0.9 e 0.95.

In definitiva, una volta scelto un certo aerogeneratore, AEP viene a dipendere dalla curva di distribuzione della velocità del vento, che è un elemento che caratterizza il sito di installazione della macchina. Quindi, per sapere il costo del kWh prodotto, occorre conoscere le caratteristiche anemologiche del sito d’installazione. Una stessa macchina, installata in siti diversi, produce quantità di energia differenti, essendo la produzione funzione della velocità media del vento come è mostrato nelle seguente Fig.1.



Fig. 1 – Producibilità di un aerogeneratore tipico da 1MW in funzione della velocità media del vento nei diversi siti d’installazione. (N.B: La produzione energetica è ricavata riportando la distribuzione delle velocità del vento a 60 m, cioè all’altezza del mozzo)

Pertanto, il modo corretto di dare il costo del kWh prodotto da una certa macchina è quello di fornire un grafico che mostra tale costo in funzione delle caratteristiche del sito. In questo frangente, ci viene in aiuto il fatto che la distribuzione della velocità del vento, in genere, ha un andamento abbastanza “normale”: le probabilità delle velocità si dispongono intorno al valore medio secondo una curva nota come distribuzione di Weibull. In termini approssimativi, basta conoscere la velocità media per risalire alla distribuzione delle velocità. Quindi per caratterizzare un sito è sufficiente conoscere la velocità media del vento e, poiché questa, è a sua volta funzione dell’altezza dal suolo, bisogna specificare a che altezza è stata misurata.

Fino a qualche tempo fa, la convenzione meteorologica fissava la misura a 10 m d’altezza. Oggi, soprattutto in relazione al fatto che il mozzo degli aerogeneratori si trova sopra ai 50 m, si preferisce effettuare le misurazioni a 30 m in modo da avere dati più vicini alle condizioni operative. Resta comunque inteso che il calcolo di AEP deve essere fatto riportando la distribuzione della velocità all’altezza del mozzo con opportune formule di calcolo.

Allora tenendo tutto ciò presente, possiamo utilizzare la curva di Fig.1 e finalmente tracciare la curva del costo del kWh in funzione della velocità media della distribuzione statistica delle velocità.

Fig.2 – Il costo del kWh in funzione della velocità media del vento misurata a 10 m d’altezza dal suolo per un aerogeneratore tipico da 1 MW (N.B.: il calcolo è fatto riportando la distribuzione all’altezza del mozzo a 60 m)

Il livello della competitività economica con la termoelettricità è considerato a 7 eurocent/kWh, avendo tenuto conto degli ultimi aumenti del petrolio. Tutti i punti della curva segnata in rosso rappresentano valori remunerativi, mentre quelli in blu non sono competitivi. Ciò significa che per avere un ritorno economico positivo occorre installare il nostro ipotetico aerogeneratore da 1 MW in siti aventi velocità media del vento a 10 m dal suolo superiore a 5 m/s.

I siti eolici in Italia e l’effetto dei certificati verdi

Siti con caratteristiche anemometriche tali da avere una velocità media del vento (misurata a 10 m dal suolo) superiore a 5 m/s, in Italia, si trovano soltanto in alcune zone limitate, come i crinali e gli altipiani appenninici alle quote intorno ai 1000 m (e più in alto) e lungo alcune parti delle coste della Sicilia occidentale e del Nord della Sardegna. Questo è il motivo principale per cui i parchi eolici vengono installati in tali zone. La loro identificazione può essere ottenuta dalla mappa eolica del territorio elaborata dal CESI, dove sono anche contenute le previsioni di producibilità per alcuni valori dell’altezza degli aerogeneratori.

Purtroppo, le zone eoliche evidenziate dalla mappa si trovano in gran parte in territori particolarmente pregiati dal punto di vista storico, culturale e paesaggistico. A conferma di ciò, ricordiamo che la legge Merli, in tempi non sospetti, ha posto sotto tutela tutto il territorio al di sopra dei 1000 m e le coste, lasciando però la facoltà di deroga alle Regioni. Senza entrare in particolare dettaglio circa gli altri tipi d’impatto degli aerogeneratori, (rumore, avifauna, idrogeologico, ecc.), le maggiori contestazioni locali per l’insediamento degli impianti si hanno proprio in corrispondenza dell’impatto paesaggistico.

Tenendo conto, sia della curva dei costi competitivi, sia, in parte, delle preoccupazioni paesaggistiche, il libro bianco sulle fonti rinnovabili del CIPE aveva previsto la possibilità d’installare una potenza cumulata dell’ordine di 3000 MW. In ogni caso, la costruzione delle centrali è proceduta in questi anni ad un ritmo tale che oggi sono stati installati circa 1400 MW (dati ISES), con una tabella di marcia nettamente superiore alle previsioni del CIPE. Quel che più conta è che le domande di autorizzazione ammontano a più di 13000 MW, mentre quelle in via di selezionamento burocratico arrivano a oltre 20000 MW.

Ora, in base alla mappa eolica, non risulta la presenza di una corrispondente quantità di siti economicamente competitivi. Ma, allora, come mai esistono così tante iniziative private? La risposta va cercata nell’introduzione delle incentivazioni pubbliche, sia sotto forma di Certificati Verdi, sia sotto forma di contributi a fondo perduto assegnati in conto capitale utilizzando i fondi strutturali messi a disposizione dalla UE per le Regioni.

Considerando che quest’ultimo strumento è utilizzato solo da alcune Regioni, che hanno considerato l’eolico come una infrastruttura, limitiamoci a vedere l’effetto prodotto dai CV sull’incremento delle domande.
Il Decreto Bersani ed il successivo Marzano, recependo una direttiva della UE, impongono ai produttori di elettricità di generare ogni anno il 2.35% dell’energia da fonti rinnovabili. L’energia elettrica rinnovabile gode della priorità nel dispacciamento e viene remunerata secondo un prezzo fissato anno per anno dall’Autorità per l’Energia. In più, agli impianti rinnovabili viene riconosciuta la facoltà di emettere CV per 8 anni in misura pari ad un CV per ogni 100 MWh prodotti e immessi in rete. I CV sono scambiati sul mercato dell’apposita borsa ad un prezzo fissato anno per anno dalla Autorità dell’Energia. Il prezzo iniziale è stato pari a 84 €/MWh, cioè 8.4 eurocent/kWh. I produttori che non possono, o non vogliono, produrre energia rinnovabile in proprio, ottemperano ai decreti di legge acquistando i CV.

Vediamo l’effetto che hanno i CV sui costi di produzione del solito nostro aerogeneratore tipico da 1 MW. Abbiamo visto che, se installiamo questa macchina in un sito da più di 5 m/s e vendiamo l’energia alla rete, l’impresa di per sé è remunerativa. Ancora più lo diventa con il ricavo della vendita dei CV. A questo punto il nostro ricavo sarà dato dalla somma del prezzo di vendita dell’energia alla rete e dal prezzo spuntato dai CV, che è intorno agli 8.4 eurocent/kWh.

Esiste allora la possibilità di rinunciare a una parte di questa nuova entrata in favore del fatto di andare a collocare il nostro aerogeneratore in un sito a velocità media inferiore ai 5 m/s, in modo tale, però, da essere comunque in attivo d’impresa. In altri termini, se pensiamo brutalmente di sommare per 8 anni il ricavo dei CV e di spalmare tale cifra sull’intera vita operativa dell’impianto, cioè per 25 anni, otteniamo un valore medio di 2.72 eurocent/kWh. Tale cifra può essere vista come se il livello di competitività del grafico di Fig.2 (posto a 7 eurocent/kWh) si spostasse verso l’alto di 2.72 eurocent/kWh, cioè a 9.72 eurocent/kWh. Osservando il grafico, si può notare che in tal caso diventano artificialmente competitivi tutti i siti da 5 a 4.5 m/s e ciò allarga notevolmente il numero delle opportunità estendendolo anche a zone collinari e costiere. In definitiva l’introduzione dei CV ha prodotto un allargamento artificiale del numero dei siti, rendendo remunerative per le imprese eoliche (a carico dei contribuenti) intere zone eoliche, che altrimenti non sarebbero mai state prese in considerazione. Questo spiega la moltiplicazione abnorme delle domande di autorizzazione che giace presso il Ministero delle Attività Produttive.

Deve essere chiaro che questi siti, divenuti artificialmente remunerativi con i CV, in termini di produttività energetica, rimangono di seconda mano. Per cui il nostro ipotetico aerogeneratore collocato in essi non produrrà più per 2000 ore all’anno, ma per meno. Ciò, però, viene considerato di secondaria importanza rispetto al fatto che esso, comunque, un po’ di energia la produce pur sempre. Questo fatto è chiaramente visibile nei dati medi di esercizio pluriennale che cominciano ad essere consolidati dal GRTN: la potenza eolica inserita nella rete al 2003 era di 873.6 MW e la produzione elettrica corrispondente è stata di 1458.4 GWh. Quindi il fattore di carico medio è stato di 1669 ore, contro le 2000 ore preventivate. L’anno precedente il dato era leggermente inferiore. Ciò significa che, senza le incentivazioni pubbliche (CIP6 e CV), tali siti non sarebbero stati coltivati.
Questa non è una grande scoperta, perché in generale anche le altre fonti rinnovabili si trovano nella situazione di non competitività, o, come nel caso del fotovoltaico, in situazione ancora molto più lontana dalla competitività. In generale, se è necessario produrre l’energia rinnovabile, occorre incentivarla pubblicamente. In Italia, però, esiste una fondamentale differenza tra l’eolico e le altre fonti rinnovabili: i siti disponibili per le altre fonti possono essere reperiti in zone molto meno sensibili rispetto al danno ambientale dovuto all’impatto paesaggistico. E’ questo aspetto che caratterizza l’eolico rispetto a tutte le altre fonti rinnovabili ed è questo che deve essere tenuto in conto nel confronto inevitabile sulle fonti energetiche. Questo confronto, finora ignorato, non può più essere evitato, dal momento che esso viene oggi portato alla ribalta dalle grandi dimensioni che ha assunto il fenomeno in relazione alla crisi climatica. Il Paese non può più permettersi di continuare a lasciare la politica energetica totalmente in mano all’ENI e all’Enel e di declassare questo vitale argomento delegando il compito di programmare alle Regioni. Se è strategicamente necessario fare un maggiore ricorso alle fonti rinnovabili, si deve pragmaticamente affrontare questo argomento a livello dello Stato, valutando le diverse opzioni in relazione alla definizione di una strategia energetica complessiva ed ai costi per i contribuenti che tale strategia comporta.

Le esigenze del Protocollo di Kyoto

Il consumo italiano di energia nel 2003 è stato di circa 193 Mtep. 12.6 Mtep provengono da fonti rinnovabili endogene, pari al 6.5% (essenzialmente idroelettrico e geotermico, e soltanto lo 0.82% da NFER).
Altri 11.3 Mtep derivano da elettricità importata, pari al 5.8% ed infine 169 Mtep provengono da combustibili fossili, pari allo 87.6%.

I 169 Mtep da combustibili fossili sono pertanto responsabili delle emissioni di CO2 da parte del sistema energetico in misura di 443 Mt (nell’ipotesi che le emissioni del 2003 siano state uguali a quelle del 2002, anno a cui si riferisce l’ultimo dato certo).

Ne segue che in media ogni Mtep da combustibili fossili produce 2.62 milioni di tonnellate di CO2 all’anno. In particolare negli impianti termoelettrici italiani le emissioni specifiche sono un po’ più alte, circa 0.7 kg/kWh, cioè 3.2 Mt di CO2 per Mtep bruciato. Tuttavia, per amore di semplicità, continuiamo a considerare il dato statistico complessivo del settore energetico.

Ricordiamo che l’obiettivo di Kyoto consiste nella riduzione delle emissioni del 6.5% entro il 2012 rispetto al livello del 1990. Per l’Italia il riferimento al ’90 per il settore energetico è fissato a 400.6 Mt. Ciò si traduce nel fatto che le emissioni del sistema energetico devono scendere da 443 Mt a 374 Mt nei prossimi nove anni. Cioè - 69 Mt in 9 anni corrispondenti a - 7.7 Mt all’anno.

In definitiva, gli impegni per l’Italia del Protocollo di Kyoto si traducono nella necessità di ridurre il consumo di combustibili fossili nel sistema energetico di 26 Mtep nei prossimi 9 anni a partire dal 2003, cioè di circa 2.9 Mtep all’anno. (Nel 2004 invece tale consumo è aumentato di circa il 2%).

Queste cifre mettono in chiara evidenza le dimensioni del problema da affrontare. E’ indubbio che l’unità di misura dell’energia da sostituire con i diversi interventi dovrà essere il Mtep, o, ciò che è lo stesso in termini di elettricità corrispondente, quantità incrementali dell’ordine di 4.5 TWh all’anno.

Occorre anche tenere presente che gli obiettivi di Kyoto sono ritenuti ormai da tutti completamente insufficienti a contrastare la crisi climatica. Tuttavia essi sono il meglio che si è riusciti a concordare ed assumono il significato propedeutico minimale per un intervento molto più pesante, che si sta discutendo per gli accordi del dopo Kyoto. Quindi l’ottenimento degli obiettivi di Kyoto va considerato come un primo passo per la realizzazione di obiettivi ancora più impegnativi da assumere dopo il 2012. E’ chiaro allora che le risorse “verdi” a cui attingere dovranno essere valutate in funzione della possibilità del loro sfruttamento più intenso in futuro.
In ogni caso, cominciamo col vedere che cosa significa in termini concreti la dimensione degli attuali obiettivi per le NFER. Il fattore di capacità degli impianti si trova tra 1300-1600 ore per il solare e 1600-2000 ore per l’eolico. Esaminiamo il caso dell’eolico, che oggi si trova più avanti, ed assumiamo il valore ottimistico di 2000 ore per aerogeneratori di potenza da 1 MW. Ogni macchina genererà 2000 MWh all’anno, per cui per fare 4.5 TWh (1 Mtep) incrementali all’anno occorrerebbe installare 2250 aerogeneratori all’anno per i prossimi 9 anni, cioè 20250 MW (o aerogeneratori) cumulati al 2012. Un tale obiettivo coprirebbe soltanto 1/3 della necessità totale per Kyoto, mentre per i rimanenti 2/3 si può ipotizzare che essi possano essere reperiti con le altre fonti rinnovabili e, soprattutto, con misure di risparmio energetico (non escluso l’acquisto sul mercato delle “emission trading”).

Per confronto, diamo uno sguardo alla situazione eolica attuale (2003): circa 874 MW installati e circa 1.46 TWh prodotti. Le emissioni evitate sono state 1.46 x 0.7 = 1 Mt di CO2, il che corrisponde allo 0.23% del totale prodotto dal sistema energetico contro la necessità di riduzione dell’1.7% all’anno imposta da Kyoto.

Il gioco e la candela

Come si è visto, nel caso che tutte le domande fossero accettate, il gioco eolico consisterebbe nel coprire 1/3 delle esigenze del Protocollo di Kyoto mediante l’installazione entro il 2012 di 20250 MW, cioè all’incirca 20000 nuovi aerogeneratori da collocare nei siti eolici nazionali. Ammesso che non esistano (mentre di sicuro esistono) limiti tecnici per la rete ad accettare una tale quantità di potenza intermittente, tale gioco si tradurrebbe nella produzione annuale al 2012 di 40.5 TWh di elettricità, corrispondenti alla sostituzione di circa 8.9 Mtep di combustibili fossili e alla rimozione di circa 28 Mt di CO2, cioè in termini di confronto relativo il 5% del totale odierno di emissioni (530 Mt, dato provvisorio del 2004). La possibilità futura di rimpiazzare gradualmente le macchine attuali con aerogeneratori più alti e più potenti potrebbe permettere un incremento del contributo energetico. Tuttavia, viste le dimensioni numeriche in gioco in relazione alla disponibilità dei siti, difficilmente tale contributo potrà discostarsi molto dai valori ipotizzati.

La candela consisterebbe, da un lato, nel costo economico delle incentivazioni per un tale programma e, dall’altro, nel costo dell’impatto ambientale sull’ecosistema e sul paesaggio. La valutazione di questi argomenti richiederebbe una competenza ed uno spazio di cui non disponiamo. Vale però la pena di porre l’attenzione su un aspetto rilevante soprattutto se considerato come dato globale. I 20000 aerogeneratori da 1 MW, ciascuno alto 80 m, devono essere installati mantenendo la distanza minima tra essi di circa 300 m affinché non si diano fastidio reciproco. Vista la morfologia lineare che caratterizza i siti eolici italiani (crinali appenninici), gli aerogeneratori sono disposti per la maggior parte in file semplici o doppie, raramente triple. Pertanto, si può avere un’idea dell’impatto paesaggistico complessivo considerando i tre casi: fila unica, fila doppia e fila tripla. Nel primo caso sarebbe necessario occupare una linea lunga 6000 km, nel secondo 3000 km e nel terzo caso 2000 km. Anche ammettendo che sia possibile accorpare la metà degli aerogeneratori in gruppi compatti, diciamo in “clusters” di 20 macchine ciascuno, ci troveremmo nella necessità di reperire 500 siti nelle zone di montagna o lungo le coste e rimarrebbe pur sempre da coprire una linea di 3000 km a una fila, o 1500 km a due file, o 1000 km a tre file.

Un miglioramento di questa situazione è atteso con l’introduzione delle macchine di grande taglia da 2 o 3 MW, per le quali la lunghezza delle file si ridurrebbe. Tuttavia, anche se i numeri si dimezzassero, si tratterebbe sempre di migliaia di km e in più si avrebbe un aumento dell’altezza dei generatori a oltre 120 m con il conseguente aumento dell’impatto visivo.

Comunque si voglia mettere la questione, queste sono le dimensioni del problema che abbiamo di fronte e chiunque faccia affermazioni del tipo di quelle apparse sulla stampa recentemente, cioè che in Italia si possono fare 10000 MW eolici (Matteoli, Ministro per l’Ambiente della Destra) o 30000 MW (Ronchi, ex Ministro per l’Ambiente di Sinistra) dovrebbe anche spiegare ai cittadini quale è il valore della candela che si appresta a bruciare.

Da un lato abbiamo il gioco. Esso consiste nel ridurre al massimo il 5% delle emissioni di CO2, 1/3 di quello che servirebbe per l’obiettivo di Kyoto, e nel risparmiare 8.9 Mtep di combustibili fossili, cioè il 5% dell’attuale consumo.

Dall’altro lato, abbiamo la candela da bruciare. Essa consiste nel collocare in zone paesaggisticamente pregiate 20000 aerogeneratori e nel lasciarli in loco per almeno 25 anni per avere un adeguato ritorno economico. Lasciando a ciascuno il compito di riflettere sul significato culturale, storico ed estetico di un tale intervento territoriale, è fuor di dubbio che il paesaggio preesistente, quasi sempre classificato pregiato, ne risulta alterato in modo significativo e durevole. Gli aerogeneratori, nel caso misto più favorevole, occuperebbero 500 siti e una linea di 1000 km su tre file. Per confronto si ricordi che la catena appenninica si estende per circa 1200 km, dalla Liguria alla punta della Calabria.

Come conclusione razionale varrebbe la pena di porsi due domande prima di continuare ad andare avanti, come si sta facendo, alla cieca con il programma eolico:

- “Il gioco vale la candela?”
- “Esistono alternative diverse e meno devastanti per l’Italia?”

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