Una ricerca nei mari del Nord mostra che modelli meteo, scie del vento e taglia delle turbine possono cambiare in modo rilevante le stime di produzione energetica.
Nell’eolico offshore, turbine e meteo cambiano le stime di produzione
L’energia dell’eolico offshore può essere sovrastimata o sottostimata fino a 15 GW se nei modelli cambiano le caratteristiche delle turbine, i dati meteorologici di partenza e il modo in cui vengono simulate le scie del vento.
È il risultato di una nuova ricerca pubblicata su Wind Energy Science, che prende a campione il Mare del Nord e mostra quanto i parametri tecnici incidano sulle previsioni di produzione elettrica.
Per il sistema energetico europeo il tema è strategico: errori di questa scala influenzano investimenti, reti, aste e pianificazione industriale. Lo studio evidenzia che le differenze maggiori dipendono dal tipo di macchina installata, mentre un ruolo rilevante lo giocano anche le condizioni atmosferiche e gli effetti di wake tra impianti vicini.
I ricercatori invitano quindi a usare modelli più realistici per stimare la crescita futura dei parchi marini.
Lo studio sul Mare del Nord e i target europei dell’eolico offshore
La ricerca è firmata da ricercatori dell’Helmholtz-Zentrum Hereon e dell’Università di Amburgo. Il lavoro parte da un dato politico-industriale preciso: i Paesi della North Seas Energy Cooperation prevedono di portare la capacità installata offshore da 26 GW nel 2022 ad almeno 60 GW entro il 2030 e fino a 300 GW entro il 2050 nelle aree del Mare del Nord. Una crescita di questa portata implica nuovi cluster di impianti, interazioni reciproche più intense e maggiore pressione sui sistemi di previsione.
Per valutare il fenomeno, gli autori hanno utilizzato il modello climatico regionale COSMO6.0-CLM, aggiornato con un modulo specifico per i parchi eolici capace di simulare diverse turbine eoliche, differenti diametri del rotore, altezze del mozzo e attivazione progressiva degli impianti nel tempo.
Le turbine eoliche spiegano la quota maggiore degli errori
Il risultato centrale dello studio è che l’incertezza combinata legata ai dataset meteorologici di ingresso e al tipo di turbina arriva a circa 15 GW, pari al 10% della capacità totale simulata di 150 GW. Di questo totale, 11 GW dipendono dalle differenze tra turbine, mentre 4 GW derivano dalle condizioni meteorologiche utilizzate per alimentare il modello.
I ricercatori hanno confrontato scenari estremi con macchine da 3,6 MW e impianti di nuova generazione da 15 MW. Anche mantenendo invariata la capacità totale installata, le turbine più grandi producono di più. Il motivo è duplice: servono meno macchine per raggiungere la stessa potenza complessiva e quindi si riduce l’effetto di disturbo reciproco; inoltre rotori più grandi e hub più alti intercettano venti mediamente migliori.
Nel caso simulato, la produzione media annua passa da 62,6 GW nello scenario con turbine da 3,6 MW a 73,7 GW nello scenario con turbine da 15 MW.
Il fattore di capacità cresce con l’eolico offshore di nuova generazione
Lo studio misura anche il load factor, cioè il rapporto tra energia prodotta e potenza installata teorica. Nei modelli alimentati con dati ERA5, il fattore di capacità medio sale da 0,42 con turbine da 3,6 MW a 0,49 con turbine da 15 MW. In assenza di effetti di scia, i valori sarebbero rispettivamente 0,57 e 0,61.
Tradotto in termini pratici, una parte importante delle perdite non dipende dal vento disponibile ma dall’interazione tra impianti. Questo dato interessa direttamente sviluppatori, utility e operatori di rete, perché incide sui ricavi attesi e sui costi di integrazione nel mercato elettrico.
Le scie del vento si estendono fino a 50 km
Uno degli aspetti più rilevanti riguarda il cosiddetto wake effect. Quando una turbina estrae energia cinetica dal vento, lascia dietro di sé una scia con velocità più bassa e maggiore turbolenza. Se un altro impianto si trova sottovento, riceve meno energia disponibile.
Le simulazioni e i confronti con misure aeree mostrano che queste scie possono estendersi per oltre 50 chilometri nel Mare del Nord. Nei casi analizzati, il deficit di vento immediatamente a valle dei cluster arriva a circa 1 m/s, mentre in sezione verticale le riduzioni locali raggiungono 2,8-2,9 m/s, pari a circa il 45% rispetto allo scenario senza parchi eolici.
Questo significa che la disposizione geografica dei nuovi impianti diventa una variabile economica oltre che tecnica.
Estate più critica per la produzione dell’eolico offshore
La ricerca evidenzia che le condizioni atmosferiche modificano molto la resa. In estate il vento medio è più basso e l’atmosfera spesso più stabile. In queste condizioni la turbolenza naturale diminuisce e le scie si dissipano più lentamente. Il risultato è un impatto maggiore sulle turbine poste a valle.
Gli autori mostrano che una correzione del parametro di turbolenza nel modello riduce la produzione media di circa 2 GW, pari a poco più dell’1% della capacità installata. Nei mesi estivi l’effetto relativo è più forte rispetto all’inverno, perché i venti restano più spesso sotto la soglia di potenza nominale delle macchine.
Perché questi dati contano per reti, aste e investimenti
Per il mercato elettrico europeo la differenza tra 62 e 74 GW medi simulati non è marginale. Cambiano il valore dei progetti, la stima dei ricavi, il dimensionamento degli accumuli, la capacità di esportazione tra Paesi e i costi delle congestioni di rete.
Se le previsioni dell’eolico offshore sono troppo ottimistiche, si rischiano business plan errati e sottostima dei fabbisogni di flessibilità. Se sono troppo prudenti, si rallentano investimenti e sviluppo industriale. Per questo gli autori chiedono che i parchi eolici siano rappresentati esplicitamente sia nei modelli meteorologici sia nei dataset storici di reanalisi.
Cosa insegna lo studio all’Europa
La crescita dell’eolico offshore non dipenderà solo da autorizzazioni, porti e supply chain. Dipenderà anche dalla qualità dei modelli previsionali. Con capacità attese fino a 300 GW nel Mare del Nord, errori percentuali piccoli possono trasformarsi in decine di gigawatt.
Per la nuova fase dell’energia europea, scegliere le turbine eoliche giuste e pianificare correttamente la distanza tra i parchi sarà decisivo quanto installare nuova capacità.
