Tesi_Laurea_Magistrale_Peretto_Maurizio

Politecnico di Torino
Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Civile
Tesi di Laurea Magistrale:
SISTEMI E MODELLI INNOVATIVI
PER UNA GESTIONE IDRO-ENERGETICA
INTEGRATA E SOSTENIBILE:
LE ISOLE MINORI E LE RETI ISOLATE.
Candidato: Relatori:
Peretto Maurizio Prof. Ing. Laio Francesco
Prof. Ing. Poggi Davide
dicembre 2014

Ringraziamenti
Vorrei ringraziare innanzitutto il Prof. Francesco Laio e il Prof. Davide
Poggi per avermi offerto l’opportunità di sviluppare questo interessantis-
simo lavoro e per l’assistenza, le indicazioni, i consigli e la disponibilità
fornitemi durante tutto il periodo che ha portato alla stesura della tesi.
Un ringraziamento speciale va anche alla mia famiglia, a Cristina e ai
miei amici che mi hanno sostenuto e aiutato in tutto il percorso universi-
tario, fino ad arrivare a questo importante traguardo.

Indice
Indice 3
Introduzione 7
1 Produzione e gestione dell’energia nelle reti isolate 11
1.1 Produzione e distribuzione dell’energia elettrica e ruolo del-
l’accumulo energetico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
1.2 Reti isolate e sistemi di accumulo energetico . . . . . . . . . 13
1.3 Isole minori . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2 Situazione attuale a Pantelleria 19
2.1 Situazione della fonte idrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
2.1.1 Consumi idrici . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
2.1.2 Produzione idrica attuale . . . . . . . . . . . . . . . . 23
2.2 Situazione dell’energia elettrica . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
2.2.1 Consumi elettrici attuali (con deficit) . . . . . . . . . . 27
2.2.2 Stima dei fabbisogni elettrici . . . . . . . . . . . . . . 31
2.2.3 Potenza del dissalatore . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
3 Fonti energetiche rinnovabili presenti a Pantelleria 35
3.1 Fonte eolica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
3.1.1 Producibilità energetica da fonte eolica . . . . . . . . 36
3.1.2 Producibilità energetica potenziale da fonte eolica . . 40
3.2 Fonte ondosa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
3.3 Fonte solare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4 Indice
4 Stime dei costi 49
4.1 Costo dell’impianto di produzione di energia eolica . . . . . 50
4.2 Costo dell’impianto di produzione di energia da moto ondoso 51
4.3 Costo dell’impianto di produzione di energia solare . . . . . 53
4.4 Costo delle batterie di accumulo . . . . . . . . . . . . . . . . 54
4.5 Costo del serbatoio di accumulo di acqua dissalata . . . . . . 54
5 Risultati dell’analisi con fonti eolica, ondosa e solare 57
5.1 Soluzione con fabbisogni costanti . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.2 Soluzione con fabbisogni reali . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
5.3 Analisi di sensitivit`a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
5.3.1 Risultati . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
5.3.2 Osservazioni generali . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
5.4 Soluzione con generatori diesel . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
5.4.1 Soluzioni di minimo costo . . . . . . . . . . . . . . . . 89
6 Risultati dell’analisi con fonti ondosa e solare 97
6.2.1 Risultati . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
7 Risultati dell’analisi con un’unica fonte energetica 117
7.1 Analisi con fonte ondosa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118
7.1.1 Soluzione con fabbisogni reali . . . . . . . . . . . . . 118
7.1.2 Analisi di sensitivit`a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
7.1.3 Soluzione con generatori diesel . . . . . . . . . . . . . 125
7.2 Analisi con fonte solare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131
7.3 Analisi con fonte eolica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142

5
8 Impianto di pompaggio e turbinaggio 153
8.1 Metodo di calcolo e equazioni . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153
9 Risultati dell’analisi con fonti eolica, ondosa e solare e con im-
pianto di pompaggio e turbinaggio 157
9.1 Soluzione con fabbisogni costanti . . . . . . . . . . . . . . . . 158
9.3.1 Risultati . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183
10 Risultati dell’analisi con fonti ondosa e solare e con impianto di
pompaggio e turbinaggio 195
10.2.1 Risultati . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203
11 Risultati dell’analisi con un’unica fonte energetica 213
11.1 Analisi con fonte ondosa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214
11.1.2 Analisi di sensitivit`a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219
11.2 Analisi con fonte solare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228
11.3 Analisi con fonte eolica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239
12 Confronto dei risultati e conclusioni 251

6 Indice
12.1 Confronto dei risultati delle analisi con e senza impianto di
pompaggio e turbinaggio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251
12.1.1 Analisi con fonte eolica, fonte ondosa e fonte solare . 251
12.1.2 Analisi con fonte ondosa e fonte solare . . . . . . . . 254
12.1.3 Analisi con fonte ondosa . . . . . . . . . . . . . . . . . 256
12.2 Confronto tra nuovi impianti e sistuazione attuale . . . . . . 260
12.3 Conclusione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262
Bibliografia e sitografia 263
Elenco delle figure 265
Elenco delle tabelle 279

Introduzione
La distribuzione elettrica a livello nazionale è effettuata tramite un in-
sieme di infrastrutture volte al collegamento di tutto il territorio. Esistono
però anche numerose reti isolate, come le isole minori presenti in Italia
in notevole quantità. Le reti isolate sono appunto quelle che non sono
connesse alla rete nazionale e devono perciò essere autonome dal punto
di vista della produzione energetica. Inoltre la maggior parte delle isole
minori italiane ha anche notevoli difficoltà nel reperimento della risorsa
idrica a causa del clima e della conformazione del territorio. Si rende cos`ı
necessaria la costruzione di impianti di dissalazione delle acque marine
per evitare l’importazione di acqua tramite navi cisterna.
La principale problematica delle reti isolate è legata alla fonte utiliz-
zata per la produzione energetica. Solitamente tale fonte è il gasolio, ma
esso ha costi elevati anche a causa del fatto che deve essere trasportato
in questi luoghi tipicamente poco accessibili. Inoltre gli impianti diesel
medio-piccoli hanno una minore efficienza rispetto a impianti di taglia
maggiore e ciò provoca un aumento dei costi e delle emissioni inquinanti.
Un ulteriore problema legato alla produzione energetica mediante gasolio
è che con esso le reti isolate non hanno autonomia energetica e dipendono
quindi dalle importazioni. In alcuni periodi di tempo però le importazio-
ni possono non essere garantite, come ad esempio in presenza di intense
mareggiate. In corrispondenza di tali eventi la produzione energetica si
ferma e con essa tutte le attività delle reti isolate con conseguenti notevo-
li danni e disagi. Inoltre, nelle isole minori in cui l’approvvigionamento
idrico è garantito da impianti di dissalazione, in assenza di una produzio-
ne energetica adeguata anche la produzione di acqua è limitata, rendendo

8 Introduzione
spesso insostenibile una tale dipendenza dal gasolio.
Molte reti potrebbero divenire autonome utilizzando le risorse natura-
li presenti in loco. Le isole italiane hanno ad esempio notevoli potenzialità
di produzione energetica dalle fonti eolica e solare. Le risorse rinnovabi-
li sono però intermittenti per loro natura e non garantiscono sempre una
produzione adeguata ai fabbisogni. Per ovviare a tale problematica occor-
rono quindi dei sistemi di accumulo elettrico in modo da avere sempre
risorsa a disposizione anche in periodi in cui la produzione è inferiore ai
consumi.
È possibile unire sinergicamente le criticità relative alle fonti elettrica
e idrica accumulando acqua invece di elettricità. L’accumulo idrico può
avvenire sia andando a modificare l’andamento temporale della produ-
zione dell’impianto di dissalazione stoccando l’acqua in un serbatoio, sia
sotto forma di energia potenziale tramite pompaggio in un serbatoio in
quota per un successivo turbinaggio. Si avrebbero cos`ı numerosi vantag-
gi come il fatto di garantire alle isole l’autonomia energetica e idrica con
il soddisfacimento dei relativi fabbisogni. Si limiterebbe inoltre l’utilizzo
di gasolio con una conseguente diminuzione dei costi e dell’inquinamen-
to. Uno svantaggio sarebbe invece quello dell’aleatorietà delle fonti rin-
novabili con la possibilità quindi che si abbiano produzioni globali annue
inferiori alle stime, che sono basate sulle producibilità medie.
Il presente lavoro di tesi si concentra in particolar modo su un caso
specifico di rete isolata, quello dell’isola di Pantelleria, la quale è caratteriz-
zata da tutti gli aspetti e le criticità precedentemente elencati. L’obiettivo
è quello di analizzare tutte le possibili combinazioni di fonti energetiche
e individuare quella migliore basandosi sulla minimizzazione del costo.
Si valuta inoltre l’influenza sulla soluzione di minimo costo di eventuali
variazioni dei prezzi unitari delle singole fonti e dei sistemi di accumu-
lo energetico. Infine mediante un confronto delle analisi effettutate con
la situazione attuale di Pantelleria, si vuole evidenziare la convenienza e
l’utilità dello sfruttamento delle fonti rinnovabili con sistemi di accumulo
energetico rispetto alla produzione mediante generatori diesel.
Nel Capitolo 1 vengono presentate ed analizzate le peculiarità fonda-

9
mentali della produzione e gestione dell’energia mediante accumulo, con
riferimento in particolare alle reti isolate e alle isole minori.
Il Capitolo 2 descrive invece la situazione attuale dell’isola di Pantel-
leria per ciò che riguarda le fonti idrica ed elettrica e i relativi fabbisogni.
L’argomento del Capitolo 3 è l’analisi delle fonti energetiche rinnova-
bili presenti a Pantelleria e la loro quantificazione nei vari mesi dell’anno.
Segue il Capitolo 4 con le stime dei costi degli impianti di produzio-
ne (eolico, da moto ondoso e fotovoltaico) e delle opere accessorie ne-
cessarie per una adeguata produzione e corretta gestione idro-energetica
(serbaotoi di stoccaggio di acqua e batterie di accumulo).
Nei Capitoli 5, 6 e 7 sono illustrati i risultati delle analisi realizzate per
la valutazione della soluzione di minimo costo in presenza di una o più
fonti rinnovabili.
Il Capitolo 8 descrive le ipotesi utilizzate e il metodo di calcolo per
il dimensionamento di un sistema di pompaggio e turbinaggio adeguato
alle esigenze dell’isola di Pantelleria.
Con i Capitoli 9, 10 e 11 si mostrano i risultati delle stesse analisi pre-
cedentemente effettuate ma con l’inserimento nel calcolo dell’impianto di
pompaggio e turbinaggio.
Infine, il Capitolo 12 permette di confrontare le varie casistiche analiz-
zate e di trarne le conclusioni finali.

Capitolo 1
Produzione e gestione
dell’energia nelle reti isolate
L’energia è oggi fondamentale per la vita della società, soprattutto sot-
to forma di energia elettrica disponibile in ogni momento della vita quoti-
diana. Essa è infatti utilizzata in qualsiasi tipo di attività umana, a partire
da quelle economiche fino all’utilizzo domestico, perciò deve essere for-
nita nella quantità richiesta quando serve all’utilizzatore. In questo capi-
tolo si analizzano le principali caratteristiche che devono essere garantite
nella distribuzione dell’energia, il ruolo sempre più importante che han-
no le fonti rinnovabili nella produzione elettrica e le relative problema-
tiche. Si pone inoltre particolare attenzione ad una tipologia specifica di
rete di distribuzione elettrica: le reti isolate, di cui fanno parte anche le
isole minori.
1.1 Produzione e distribuzione dell’energia elet-
trica e ruolo dell’accumulo energetico
La caratteristica principale dell’energia elettrica che genera i maggiori
problemi nel suo utilizzo è che l’elettricità viene consumata nello stesso
momento in cui viene generata. La corretta quantità di energia elettrica
deve essere sempre disponibile per soddisfare la domanda variabile. Uno

12 Produzione e gestione dell’energia nelle reti isolate
squilibrio tra l’offerta e la domanda danneggerebbe la stabilità e la qualità
(tensione e frequenza) dell’alimentazione, anche nel caso in cui la doman-
da sia soddisfatta e vi sia viceversa un surplus di energia in rete. Il mante-
nimento dell’equilibrio in rete è quindi una necessità imprescindibile per
assicurare il servizio all’utenza.
La richiesta di energia elettrica da parte delle utenze varia nel tempo e
il suo prezzo cambia di conseguenza: il suo valore è elevato in corrispon-
denza dei picchi della domanda e si abbassa invece nei restanti periodi
di tempo. Ciò è causato da differenze nel costo di produzione in ciascun
periodo. Infatti nei periodi in cui il consumo di elettricità è superiore alla
media, i fornitori di energia devono seguire la domanda tramite metodi
di generazione flessibili ma più costosi, come i generatori a gas. Tali tipo-
logie di generazione possono invece essere arrestate nei periodi di bassa
domanda. Con questa considerazione risulta quindi evidente come lo svi-
luppo di efficienti metodi di accumulo di energia nei periodi in cui essa ha
un valore più basso e successivo utilizzo possa essere, oltre che funzionale
alla stabilità della rete, anche vantaggioso dal punto di vista economico.
Al giorno d’oggi le fonti energetiche rinnovabili stanno assumendo
un’importanza sempre maggiore, grazie appunto al fatto di essere presen-
ti in natura senza la possibilità di esaurimento, ma soprattutto al fatto che
il loro sfruttamento per produrre energia elettrica non provoca inquina-
mento dell’ambiente in cui sono poste. Questo è sicuramente un vantag-
gio molto importante rispetto alle fonti fossili in quanto non si creano ad
esempio immissioni in atmosfera di CO2. Inoltre, grazie al progresso tec-
nologico, gli impianti che sfruttano energie rinnovabili hanno ormai un
costo competitivo con le altre fonti energetiche.
Le fonti rinnovabili però sono, per loro natura, variabili nel tempo e la
loro disponibilità non è sempre sicura. È quindi di fondamentale impor-
tanza poter stoccare l’energia da fonti discontinue, in modo tale da poter
disconnetere la produzione, che avviene quando la risorsa naturale è di-
sponibile, dall’utilizzo, che segue la domanda delle utenze, evitando di
rendere la rete di distribuzione instabile. È infatti evidente la difficoltà per
gli impianti alimentati da fonti intermittenti non programmabili di garan-

1.2 Reti isolate e sistemi di accumulo energetico 13
tire il fondamentale requisito di stabilità. Ne sono un esempio gli impianti
fotovoltaici, la cui produzione è legata alle ore di insolazione naturali, alla
stagionalità ed alla presenza o meno delle nuvole, ma lo stesso problema
si presenta anche con le pale eoliche e gli impianti che sfruttano il moto
delle onde del mare. Tra le soluzioni possibili c’è ad esempio quella di
aumentare la potenza degli impianti che sfruttano l’energia rinnovabile,
ossia di produrre energia in eccesso in modo che la domanda sia sempre
soddisfatta dissipando quella in eccesso. Oppure si potrebbero distribuire
le installazioni di generatori rinnovabili su una vasta area, approfittando
di condizioni ambientali variabili da luogo a luogo. Inoltre si può sfruttare
gli effetti di complementarietà nel tempo di generatori eolici e fotovoltai-
ci. Spesso però un’ottima soluzione è l’utilizzo di un sistema di accumulo
energetico, il quale, rispetto ai precedenti sistemi di produzione, permet-
te di utilizzare una maggiore percentuale dell’energia prodotta (limitando
quindi gli sprechi), non necessita di aree estremamente vaste e può essere
alimentato anche da una sola tipologia di fonte energetica.
1.2 Reti isolate e sistemi di accumulo energetico
Le reti isolate sono quelle reti di produzione e distribuzione di energia
elettrica che non sono collegate al sistema elettrico nazionale. La produ-
zione energetica deve quindi avvenire completamente in loco e i problemi
elencati nel paragrafo precedente devono essere risolti a livello locale. La
produzione elettrica deve quindi bilanciare correttamente la domanda in
ogni istante di tempo. Quindi uno dei problemi maggiori delle reti isolate
non è tanto la possibilità di produrre energia ma quella di poterla accu-
mulare ed utilizzare quando i sistemi di produzione non possono erogar-
la. È quindi proprio nelle reti isolate che i sistemi di accumulo energetico
assumono un’importanza ancora più evidente, per evitare che l’energia
in surplus prodotta in alcuni periodi di tempo sia dissipata e sia invece
successivamente utilizzata nei periodi di picco fornendo cos`ı una potenza
energetica sempre adeguata.

Le principali tecnologie di accumulo energetico sono tre. La prima è
quella elettrochimica, composta da batterie di varia natura, la seconda è
quella meccanica, come i volani e il pompaggio, mentre la terza è rap-
presentata dai supercondensatori e dagli SMES (Superconducting Magne-
tic Energy Storage, ossia sistemi d’accumulo energetico a supercondutto-
ri magnetici). Quella dell’accumulo, pompaggi a parte, è un tecnologia
ancora limitata, specialmente per i costi, che si sommano a quelli degli
impianti di produzione. L’innovazione tecnologica, specialmente per ciò
che riguarda l’accumulo elettrochimico, è però promettente sia sul fron-
te dell’innovazione di prodotto, sia su quello dell’abbassamento dei costi
che scenderanno in presenza di una sempre maggiore economia di sca-
la. Attualmente il metodo di accumulo energetico più efficace, sicuro e
spesso economicamente vantaggioso è quello di utilizzare due serbatoi di
accumulo di acqua a quote diverse accoppiati ad un impianto di pom-
paggio e turbinaggio, creando cos`ı una vera e propria ”batteria naturale”.
Impianti di questo tipo sono in esercizio da lungo tempo, infatti i primi
sorsero già alla fine del XIX secolo, anche in Italia. A partire dal 1930 fu-
rono disponibili sul mercato le prime turbine reversibili, in grado quindi
sia di pompare l’acqua in quota che di produrre energia mediante turbi-
naggio. Si riporta in Figura 1.1 un esempio di turbina reversibile installata
in Italia, a Edolo (BS). Il rendimento energetico degli impianti di pompag-
gio/turbinaggio deve tenere conto sia delle perdite in fase di pompaggio
sia di quelle in fase di produzione. Il rendimento globale dell’impianto
risulta quindi in media pari al 70-75 %. Questo valore può apparire non
molto elevato, però bisogna tenere in conto che energeticamente il ciclo
consente di sfruttare in modo completo la produzione derivante dalle fon-
ti non programmabili, recuperando energia a basso impatto ambientale
che altrimenti sarebbe persa, con un reale vantaggio per l’ambiente. Si ha
cos`ı la trasformazione di un’energia da fonte non programmabile in ener-
gia da fonte programmabile, con conseguenti riflessi positivi di aumento
delle possibilità di utilizzo di tutte le fonti rinnovabili. Un altro vantaggio
indubbio degli impianti idroelettrici di pompaggio rispetto ad altri sistemi
di accumulo energetico consiste nella loro lunga vita operativa e nel nu-

1.3 Isole minori 15
mero praticamente illimitato di cicli di accumulo e successiva produzione
che essi possono sopportare. Inoltre tali impianti consentono di aprire le
valvole di immissione in turbina in qualsiasi momento fornendo l’energia
disponibile in rete in tempi molto brevi ed evitando l’emissione di inqui-
nanti che potrebbero derivare da altri sistemi di stoccaggio o da centrali
termoelettriche.
Figura 1.1: Turbina reversibile dell’impianto di pompaggio e turbinaggio di
Edolo (BS)
1.3 Isole minori
Le isole minori sono un tipico esempio di reti isolate. Spesso infat-
ti esse sono situate ad una distanza dal resto del territorio nazionale tale
da rendere non conveniente il collegamento con la rete elettrica nazionale.
Esse sono caratterizzate quindi dalle stesse problematiche di produzione
e gestione dell’energia elettrica descritte al paragrafo precedente. Oltre a
ci`o spesso le isole minori hanno il problema di poter disporre dei quanti-

tativi d’acqua necessari per gli indispensabili usi potabili della popolazio-
ne residente e turistica e anche per altre importanti necessità economiche
(irrigazione, usi industriali, artigianali e ricreativi). Questa ulteriore pro-
blematica spesso si genera a causa delle caratteristiche climatiche e fisiche
del territorio. Si ha sovente una piovosità scarsa e quasi inesistente proprio
nei periodi estivi di maggior richiesta d’acqua e la conformazione monta-
gnosa con corpi idrici superficiali completamente asciutti per gran parte
dell’anno. Spesso si verificano quindi nelle isole minori periodi in cui la
richiesta idrica non risulta pienamente soddisfatta e che perciò obbliga-
no l’ente gestore degli acquedotti a ricorrere al razionamento dell’acqua
distribuita.
Le possibili soluzioni all’insufficienza idrica delle isole minori sono
essenzialmente due: una consiste nell’approvvigionamento dall’esterno
mediante navi cisterna, mentre la seconda prevede la produzione di acqua
dolce in loco tramite impianti di dissalazione dell’acqua marina.
Un esempio innovativo di produzione e gestione dell’energia elettrica
con dissalazione di acqua marina è rappresentato dal sistema realizzato
recentemente nell’isola di El Hierro, la più piccola dell’arcipelago delle
Canarie. Si tratta del progetto El Hierro 100 % renovable che permetterà al-
la Central Hidroeólica Gorona del Viento di rendere libero dalle fonti non
rinnovabili l’isola in questione, sfruttando la potenza combinata del vento
e dell’acqua. L’impianto è formato da un parco eolico composto da cin-
que turbine. Il surplus dell’energia è poi utilizzato per pompare l’acqua
da un bacino d’acqua inferiore ad uno situato più in alto. Oltre ai due
serbatoi d’acqua e al parco eolico, sono presenti un impianto idroelettrico,
una stazione di pompaggio, un impianto di dissalazione dell’acqua mari-
na per l’alimentazione dell’acquedotto e un motore diesel centrale per le
emergenze. In Figura 1.2 si può osservare un’immagine che rappresenta
l’impianto di dissalazione e di accumulo con pompaggio di El Hierro.

1.3 Isole minori 17
Figura 1.2: Impianto di accumulo con pompaggio sull’isola di El Hierro (Spagna)

Capitolo 2
Situazione attuale a Pantelleria
La situazione attuale dell’isola di Pantelleria dal punto di vista della
produzione idrica e elettrica presenta diverse criticità e insufficienze.
Considerando innanzitutto l’aspetto idrico, da un lato si sa che la re-
te acquedottistica sarà presto ammodernata nei suoi punti più critici sia
nella porzione di adduzione che nelle varie sotto-reti di distribuzione. Si
può quindi considerare che essa sarà in grado di distribuire adeguatamen-
te l’acqua a tutte le utenze. Dall’altro lato però la domanda idrica non può
considerarsi soddisfatta. Infatti, essendo Pantelleria un’isola di origine
vulcanica, ha un territorio costituito da rocce porose, che generalmente
trattengono molto poco l’acqua piovana, che quindi scorre poco in super-
ficie e si infiltra quasi immediatamente nel sottosuolo. A dimostrazione di
ciò si può notare l’esiguità dei corpi idrici superficiali presenti sull’isola,
ad eccezione del lago Specchio di Venere, un bacino lacustre situato nel-
la parte Nord dell’isola che occupa il fondo di una depressione di origine
calderica, con un livello delle sue acque mediamente di poco superiore
al livello del mare. Per questo motivo la produzione di acqua dolce del-
l’isola deriva totalmente da due impianti di dissalazione. Nei periodi di
maggior consumo, costituiti dai mesi estivi, la produzione di tali dissala-
tori non è sufficiente a soddisfare l’attuale domanda idrica, al punto tale
che è necessario trasportare acqua dolce tramite navi cisterna dalla Sicilia.
Per quanto riguarda invece l’aspetto energetico, il sistema elettrico a
servizio dell’isola di Pantelleria è un sistema isolato, non collegato cioè al

20 Situazione attuale a Pantelleria
sistema elettrico nazionale. Esso è attualmente alimentato da una centra-
le termoelettrica (con cinque gruppi diesel), con conseguenti costi molto
elevati e emissioni inquinanti dovute alla combustione rilasciate nell’am-
biente circostante, il quale ha notevoli risorse naturalistiche da salvaguar-
dare il più possibile, vista anche l’importante vocazione turistica dell’iso-
la. Inoltre la produzione mediante gasolio non permette all’isola di essere
energeticamente autonoma.
2.1 Situazione della fonte idrica
Come anticipato precedentemente, la risorsa idrica risulta in deficit nei
mesi dell’anno con maggior consumo, cioè quelli estivi, durante i quali vi-
sta appunto la vocazione turistica dell’isola vi è un notevole aumento del-
la popolazione. Per dimensionare quindi un sistema di produzione idri-
ca efficace occorre stimare i fabbisogni idrici intesi come portate notevoli
globali e come volumi medi mensili.
Saranno in seguito individuate e quantificate le fonti di approvvigio-
namento idrico attualmente esistenti.
2.1.1 Consumi idrici
Portate notevoli
In questo paragrafo si riportano le stime delle portate notevoli, come
la portata media annua Qma, la portata media nel giorno di massimo con-
sumo Qmg e la portata di picco oraria Qmh. Tali portate vengono stimate
sulla base del numero di abitanti presenti sull’isola. I dati sono contenuti
nella Relazione Tecnica realizzata dallo Studio Associato Acquambiente In-
gegneria di Catania, a cui sono stati fornite dall’ufficio tecnico comunale
di Pantelleria le informazioni relative agli abitanti residenti nelle varie fra-
zioni. Tali informazioni sono state ottenute considerando la popolazione
residente nelle varie frazioni e la relativa popolazione fluttuante, costitui-
ta prevalentemente da turisti, distribuita tenendo conto della dislocazio-

2.1 Situazione della fonte idrica 21
frazione
abitanti abitanti popolazione
residenti fluttuanti totale
Pantelleria Centro 3024 2080 5104
Khamma - Tracino 1299 1120 2419
Scauri - Rizzo Rekale 1116 1120 2236
Cimillia - Fram - Mursia -
559 2880 3439
S. Anna - Maggiulivedi
Margana - Zuebe -
750 320 1070
Kaddiuggia - Campobello
Madonna delle Grazie -
550 320 870
S. Michele - Sataria
Lago - Bugeber - Kartibucale 366 160 526
totale 7664 8000 15664
Tabella 2.1: Popolazione residente e fluttuante nelle varie frazioni di Pantelleria
ne degli alberghi e delle strutture extra-alberghiere, e sono riassunte in
Tabella 2.1.
Le portate suddette sono entrambe funzione della portata media an-
nua Qma definita come:
Qma =
d · P
86400
(2.1)
Dove:
• d è la dotazione giornaliera procapite, considerata pari a 250 l/gg;
• P è la popolazione della zona in esame
Per la determinazione della portata media del giorno di massimo con-
sumo Qmg si è considerato un coefficiente moltiplicativo Kg pari a 2. Dun-
que Qmg è pari a:
Qmg = Qma · Kg (2.2)
Si è inoltre determinata la portata media dell’ora di massimo consumo
Qmh come il prodotto della portata media annua Qma per un coefficiente
moltiplicativo Kh (assunto pari a 3 visto la vocazione turistica delle varie
frazioni). Dunque Qmh è pari a:
Qmg = Qma · Kh (2.3)

frazione
popolazione Qma Qmg Qmh
totale [l/s] [l/s] [l/s]
Pantelleria Centro 5104 14.77 29.54 44.31
Khamma - Tracino 2419 7.00 14.00 21.00
Scauri - Rizzo Rekale 2236 6.47 12.94 19.41
Cimillia - Fram - Mursia -
3439 9.95 19.90 29.85
S. Anna - Maggiulivedi
Margana - Zuebe -
1070 3.10 6.19 9.29
Kaddiuggia - Campobello
Madonna delle Grazie -
870 2.52 5.03 7.55
S. Michele - Sataria
Lago - Bugeber - Kartibucale 526 1.52 3.04 4.57
totale 15664 45.32 90.65 135.97
Tabella 2.2: Portate notevoli nelle varie frazioni di Pantelleria
Il coefficiente moltiplicativo Kh dipende da molteplici fattori: dal nu-
mero degli abitanti serviti, dalla uniformità di abitudini della popolazio-
ne, dalla presenza di piccole industrie, caserme, stabilimenti che possono
dare ad esso un valore assai alto. Oggi si tende ad adottare coefficien-
ti piuttosto elevati che vanno mano a mano riducendosi con l’aumentare
della popolazione, poiché è evidente come nei piccoli centri l’effetto dei
consumi simultanei può essere assai più sentito che non nei grandi centri.
La recente letteratura consiglia di utilizzare coefficienti di punta compresi
tra 3 a 4 per centri abitati con un numero di abitanti inferiore a 10000. Per-
tanto il valore considerato nei calcoli va ritenuto non solo prudenziale ma
confermato da numerose pubblicazioni. In Tabella 2.2 sono riportate per
le varie frazioni le portate di riferimento per il sistema acquedottistico.
Consumi idrici mensili
Per stimare i consumi idrici nei vari mesi dell’anno si utilizzano i dati
della produzione dei due dissalatori attualmente presenti sull’isola, ripor-
tati nel Paragrafo 2.1.2. Sulla base di ciò nel Paragrafo 2.2.1 si stima il di-
spendio energetico per produrre 1 m3
di acqua dissalata. Quindi moltipli-
cando il valore dei consumi elettrici attuali relativi ai dissalatori riportati

volumi di acqua prodotti [m3
]
Gennaio 54545
Febbraio 54545
Marzo 59091
Aprile 59091
Maggio 65909
Giugno 79545
Luglio 71212
Agosto 77273
Settembre 72727
Ottobre 62879
Novembre 54545
Dicembre 45455
Tabella 2.3: Produzione volumetrica mensile attuale dei dissalatori
nel Paragrafo 2.1.2 per il dispendio energetico unitario si ottiene l’attuale
produzione mensile, riportata in Tabella 2.3
Come già accennato, tale produzione risulta insufficiente per soddisfa-
re il fabbisogno idropotabile di Pantelleria, quindi nei mesi estivi, durante
i quali i consumi aumentano sensibilmente a causa del turismo, occorre
importare acqua tramite navi cisterna dalla Sicilia, come indicato al Pa-
ragrafo 2.1.2. Sommando i volumi medi importati dalla Sicilia, riporta-
ti in Tabella 2.4, ai volumi medi prodotti dai dissalatori si ottiengono i
fabbisogni idrici medi nei vari mesi dell’anno, elencati in Tabella 2.5
2.1.2 Produzione idrica attuale
I dati riguardanti la produzione idrica attuale dei dissalatori sono stati
ricavati dalla Relazione Tecnica dello Studio Associato Acquambiente Inge-
gneria di Catania e sono riportati in Tabella 2.6 e in Tabella 2.7. Più nello
specifico, tali dati sono relativi ai dissalatori siti rispettivamente in loca-
lità Sataria e in località Maggiulivedi negli anni 2006 e 2007. Tali valori
sono stati sommati e mediati, in modo da ottenere una produzione idrica
relativa ad un anno medio, i cui valori sono riportati in Tabella 2.8.
A tali consumi occorre sommare quelli che sono stati importati attra-
verso le navi cisterna dalla Sicilia. Questi sono indicati in Tabella 2.9.

volumi di acqua importati [m3
]
Gennaio 0
Febbraio 0
Marzo 0
Aprile 1638
Maggio 1869
Giugno 1870
Luglio 5424
Agosto 9765
Settembre 5101
Ottobre 606
Novembre 0
Dicembre 0
Tabella 2.4: Volumi di acqua importati tramite navi-cisterna
consumi di acqua [m3
]
Gennaio 54545
Febbraio 54545
Marzo 59091
Aprile 60729
Maggio 67778
Giugno 81415
Luglio 76636
Agosto 87038
Settembre 77828
Ottobre 63485
Novembre 54545
Dicembre 45455
Tabella 2.5: Consumi medi di acqua dissalata nei vari mesi dell’anno

dissalatore Sataria
anno 2006 anno 2007
Gennaio 50705 32644
Febbraio 24186 26387
Marzo 37871 45752
Aprile 60538 32445
Maggio 55081 55314
Giugno 58121 63535
Luglio 63328 63976
Agosto 66922 60962
Settembre 37426 57424
Ottobre 59711 45602
Novembre 42060 36035
Dicembre 44182 35841
Tabella 2.6: Produzione idrica del dissalatore Sataria negli anni 2006 e 2007 in m3
dissalatore Maggiulivedi
anno 2006 anno 2007
Gennaio 13485 14733
Febbraio 14888 12608
Marzo 6522 13270
Aprile 17619 19258
Maggio 20033 23831
Giugno 19165 22342
Luglio 20989 19293
Agosto 21539 28272
Settembre 19626 19626
Ottobre 23391 30223
Novembre 15896 26398
Dicembre 17773 24756
Tabella 2.7: Produzione idrica del dissalatore Maggiulivedi negli anni 2006 e 2007
in m3

produzione idrica [m3
]
Gennaio 55784
Febbraio 39035
Marzo 51708
Aprile 64930
Maggio 77130
Giugno 81582
Luglio 83793
Agosto 88848
Settembre 67051
Ottobre 79464
Novembre 60195
Dicembre 61276
Tabella 2.8: Produzione idrica dei dissalatori nell’anno medio
volumi di acqua importati [m3
]
anno 2006 anno 2007 anno medio
Gennaio 0 0 0
Febbraio 0 0 0
Marzo 0 0 0
Aprile 0 3276 1638
Maggio 0 3738 1869
Giugno 1680 2060 1870
Luglio 6777 4070 5424
Agosto 5109 14421 9765
Settembre 10201 0 5101
Ottobre 1211 0 606
Novembre 0 0 0
Dicembre 0 0 0
Tabella 2.9: Volumi d’acqua importati dalla Sicilia con navi-cisterna

2.2 Situazione dell’energia elettrica 27
2.2 Situazione dell’energia elettrica
Attualmente l’energia elettrica distribuita e utilizzata a Pantelleria de-
riva totalmente da cinque generatori diesel. Ciò comporta quindi la man-
canza di autonomia energetica dell’isola e un costo di produzione molto
elevato anche a causa della necessità di importare carburante. Un altro
aspetto negativo riguarda le emissioni inquinanti dovute alla combustio-
ne rilasciate nell’ambiente circostante, caratterizzato a sua volta da impor-
tanti risorse naturalistiche, fondamentali anche per l’economia locale.
2.2.1 Consumi elettrici attuali (con deficit)
Per analizzare gli attuali consumi elettrici di Pantelleria sono stati uti-
lizzate le informazioni contenute nella presentazione di Rodolfo Pasinetti
di Ambiente Italia dal titolo Il sistema energetico dell’isola di Pantelleria. In
questo documento sono contenuti i dati dei consumi energetici e elettrici
dell’isola relativi all’anno 2009, suddivisi nelle varie tipologie di utenze.
Tali dati sono riportati in Tabella 2.10 e in Figura 2.1 e Figura 2.2.

GEN FEB MAR APR MAG GIU LUG AGO SET OTT NOV DIC
0
1000
2000
3000
4000
5000
t [mesi]
Energia[MWh]
CONSUMI ELETTRICI
utenze cumulate
altre utenze
bar ristoranti
alberghi
illuminazione pubblica
edifici comunali
residenziale
dissalatore
Figura 2.1: Consumi elettrici di Pantelleria anno 2009
0
500
1000
1500
2000
t [mesi]
Energia[MWh]
CONSUMI ELETTRICI
singole utenze
dissalatore
residenziale
edifici comunali
alberghi
bar ristoranti
altre utenze
Figura 2.2: Consumi elettrici di Pantelleria anno 2009 esplicitati singolarmente

dissalatoreresidenziale
ediﬁciilluminazione
alberghi
baraltre
totale
comunalipubblicaristorantiutenze
Gennaio8181023349123681482205
Febbraio8181045349111801252205
Marzo886989239111801252205
Aprile886932236891801252205
Maggio9898863468114911252307
Giugno1193106823682501141482864
Luglio1068125034343751021703034
Agosto1159155734576591252163807
Settembre1091110234573071021822875
Ottobre943818348080911362182
Novembre818818459145801252023
Dicembre682977349123681252000
Tabella 2.10: Consumi elettrici di Pantelleria anno 2009

Consumo elettrico unitario dei dissalatori
Per valutare quale sia la miglior combinazione di fonti rinnovabili che
soddisfi i fabbisogni elettrici e idrici dell’isola, si vuole poter adattare, per
quanto possibile, i consumi elettrici alle fonti energetiche durante i va-
ri mesi dell’anno. Un primo adattamento può essere costituito da uno
spostamento durante l’anno dei consumi elettrici dei dissalatori, con con-
seguente accumulo di acqua dissalata in un serbatoio da utilizzarsi nei
periodi di necessità.
Per fare ciò è quindi necessario stimare quanta energia serve per pro-
durre un singolo m3
di acqua dissalata. Nella Relazione Tecnica dello Studio
Associato Acquambiente Ingegneria di Catania sono contenuti i dati relati-
vi alle produzioni di acqua dei due dissalatori presenti sull’isola negli anni
2006 e 2007. Si valuta quindi la produzione media nei vari mesi dell’anno,
già riportata in Tabella 2.8. Il rapporto tra i consumi elettrici e la produ-
zione mediata nei vari mesi dell’anno consente di ricavare che il consumo
dei dissalatori è di circa 15 kWh/m3
, come si può osservare in Figura 2.3.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
t [mesi]
Rapportotraconsumielettricieproduzioneidrica[kWh/m
3
]
CONSUMO ELETTRICO UNITARIO
valori calcolati
valore medio
Figura 2.3: Consumo elettrico unitario dei dissalatori

2.2.2 Stima dei fabbisogni elettrici
La stima dei fabbisogni elettrici è basata sui dati dei consumi dell’an-
no 2009. Oltre a ciò bisogna però anche tenere conto del fatto che l’attuale
produzione idrica è insufficiente a soddisfare la domanda e quindi sarà
necessario un maggior consumo energetico da parte dei dissalatori nei pe-
riodi di deficit idrico. Quindi, per ottenere una corretta stima dei fabbi-
sogni elettrici, agli attuali consumi occorre sommare una quantità pari al
volume medio attualmente importato tramite navi cisterna moltiplicato
per il consumo elettrico unitario, pari appunto a 15 kWh/m3
. I fabbisogni
ricavati sono riportati in Tabella 2.11 e in Figura 2.4 e Figura 2.5.
0
1000
2000
3000
4000
5000
t [mesi]
Energia[MWh]
CONSUMI ELETTRICI
utenze cumulate
altre utenze
bar ristoranti
alberghi
edifici comunali
residenziale
dissalatore
Figura 2.4: Consumi elettrici di Pantelleria anno 2009

0
500
1000
1500
2000
t [mesi]
Energia[MWh]
CONSUMI ELETTRICI
singole utenze
dissalatore
residenziale
edifici comunali
alberghi
bar ristoranti
altre utenze
Figura 2.5: Consumi elettrici di Pantelleria anno 2009 esplicitati singolarmente

dissalatoreresidenziale
ediﬁciilluminazione
alberghi
baraltre
totale
comunalipubblicaristorantiutenze
Gennaio8181023349123681482205
Febbraio8181045349111801252205
Marzo886989239111801252205
Aprile911932236891801252229
Maggio10178863468114911252335
Giugno1221106823682501141482892
Luglio1149125034343751021703115
Agosto1306155734576591252163953
Settembre1167110234573071021822951
Ottobre952818348080911362191
Novembre818818459145801252023
Dicembre682977349123681252000
Tabella 2.11: Fabbisogni elettrici di Pantelleria

2.2.3 Potenza del dissalatore
Come riportato nella Relazione Tecnica dello Studio Associato Acquam-
biente Ingegneria di Catania, il dissalatore Maggiulivedi durante i prossi-
mi lavori di adeguamento della rete acquedottistica sarà dismesso e nello
stesso sito in cui è attualmente presente il dissalatore Sataria sarà realizza-
to un dissalatore in grado di far fronte alle attuali esigenze di produzione
di acqua dissalata. È quindi possibile ricavare la potenza P del nuovo dis-
salatore Sataria, calcolando il rapporto tra il massimo consumo elettrico
max(E) durante l’anno e il numero di ore del mese in questione h.
P =
max(E)
h
=
1305
31 · 24
= 1.75MW (2.4)
Si ottiene cos`ı un consumo giornaliero Egg di 42 MWh, che per sicurez-
za nei conti è considerato pari a 40 MWh, nel caso in cui non sia possibile
produrre per un mese in continuo con il dissalatore alla massima potenza.
Egg = P · 24 = 1.75 · 24 = 42MWh (2.5)

Capitolo 3
Fonti energetiche rinnovabili
presenti a Pantelleria
L’isola di Pantelleria si trova in una posizione geografica molto favo-
revole per quanto riguarda la possibilità di sfruttamento di energie rinno-
vabili, quali vento, onde marine e sole. Essa si trova infatti a 110 km a sud
ovest della Sicilia e 70 km a nord est della Tunisia.
Si può innanzitutto notare che il clima è caldo e temperato dai quasi
onnipresenti venti marini che soffiano fortissimi. Tali venti hanno fatto s`ı
che gli Arabi nell’antichità utilizzassero per l’isola l’appellativo Qawsarah
o Bent el Rion, Figlia del Vento. Da ciò risulta subito evidente come il vento
possa essere un’importante fonte energetica per l’isola. Inoltre il fatto che
ci siano forti venti implica anche che il mare sia spesso mosso, con la pre-
senza di onde importanti, le quali anch’esse possono essere sfruttate per
la produzione di energia elettrica. Infine un’ulteriore fonte energetica rin-
novabile è costituita dall’irraggiamento solare, che, considerata anche la
latitudine dell’isola rispetto a quella del resto del territorio italiano, risulta
di notevole importanza.
Si è quindi proceduto alla quantificazione numerica delle fonti indivi-
duate.

36 Fonti energetiche rinnovabili presenti a Pantelleria
3.1 Fonte eolica
3.1.1 Producibilità energetica da fonte eolica
La produzione di energia elettrica di origine eolica può essere stimata
utilizzando la distribuzione di Weibull per la velocità del vento nel sito
d’installazione e la curva della potenza elettrica prodotta dalla turbina eo-
lica in funzione della velocità istantanea del vento. La producibilità può
essere quindi espressa con la relazione seguente:
E = h ·
∞
0
P(v) · f(v) · dv (3.1)
Dove:
• h è il numero di ore in un mese;
• P(v) è la potenza [kW] prodotta dalla turbina eolica alla velocità del
vento v [m/s] dedotta dalla curva di potenza fornita dal costruttore;
• f(v) è la funzione di distribuzione statistica di Weibull di frequenza
delle velocità del vento nel sito d’installazione [m/s].
Distribuzione di Weibull
La distribuzione di Weibull è caratterizzata dalla seguente curva di
densità di probabilità:
f(v) =
k
Ak
· vk−1
· e−( v
A
)k
(3.2)
Con:
• A parametro di scala
• k parametro di forma
Sulla base dei dati di velocità media giornaliera per Pantelleria scarica-
ti da www.ilmeteo.it dall’anno 1973 al 2013 sono stati ricavati i parametri
A e k per i vari mesi dell’anno, elencati in Tabella 3.1.

3.1 Fonte eolica 37
A k
Gennaio 6.11 1.78
Febbraio 6.27 1.89
Marzo 6.36 1.86
Aprile 6.45 1.83
Maggio 5.39 1.66
Giugno 4.90 1.99
Luglio 4.72 2.01
Agosto 4.60 1.93
Settembre 4.76 1.65
Ottobre 5.24 1.94
Novembre 5.86 1.77
Dicembre 6.34 1.86
Tabella 3.1: Parametri A e k della distribuzione di Weibull
Si riporta ad esempio il confronto tra i dati sperimentali e le distribu-
zioni ricavate per quanto riguarda la curva di densità di probabilità (pdf) e
la curva di probabilità cumulata (cdf) nel mese di gennaio, rispettivamente
in Figura 3.1 e Figura 3.2.
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
velocità del vento [m/s]
frequenza
CURVA DI DENSITA DI PROBABILITA − GENNAIO
dati misurati
distribuzione di Weibull: A=6.1118 B=1.785
Figura 3.1: Curva di densità di probabilità del mese di gennaio

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
frequenzacumulata
CURVA DI PROBABILITA CUMULATA − GENNAIO
dati misurati
distribuzione di Weibull: A=6.1118 B=1.785
Figura 3.2: Curva di probabilità cumulata del mese di gennaio
Curva di potenza
Si è ipotizzato di avere la curva di potenza rappresentata in Figura 3.3,
relativa ad una turbina Northwind R
100 di potenza pari a 100 kW. Tale
tipologia di turbina è stata ritenuta adatta a massimizzare la produzione
elettrica a Pantelleria, sulla base della velocità media del vento durante
l’anno.
Si sottolinea il fatto che l’utilizzo eventuale di una differente curva di
potenza potrebbe mutare, anche sensibilmente, i risultati ottenuti.
Producibilità elettrica media mensile
È stato quindi possibile stimare la producibilità elettrica relativa alla
turbina ipotizzata nei vari mesi dell’anno. Si riportano i valori calcola-
ti in Tabella 3.2 e la loro rappresentazione grafica in funzione dei mesi
dell’anno in Figura 3.4.

3.1 Fonte eolica 39
0 5 10 15 20 25
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
potenza[kW] CURVA DI POTENZA
curva di potenza da catalogo
curva di potenza per il calcolo
Figura 3.3: Curva di potenza della turbina eolica
producibilit`a elettrica [MWh]
Gennaio 18.2
Febbraio 17.0
Marzo 19.4
Aprile 19.3
Maggio 14.8
Giugno 11.0
Luglio 10.4
Agosto 10.0
Settembre 11.2
Ottobre 13.2
Novembre 16.4
Dicembre 19.3
Tabella 3.2: Producibilit`a elettrica mensile da fonte eolica

0
5
10
15
20
t [mesi]
producibilitàelettrica[MWh]
PRODUCIBILITA ELETTRICA DA FONTE EOLICA
Figura 3.4: Producibilità elettrica mensile da fonte eolica
3.1.2 Producibilità energetica potenziale da fonte eolica
Con il termine producibilità energetica potenziale si intende l’energia
potenzialmente sfruttabile dagli impianti produttivi, indipendentemente
dalle caratteristiche degli stessi e in funzione soltanto delle fonti prima-
rie. In questo caso si valuta quindi la producibilità potenziale in funzione
della densità dell’aria (assunta pari a 1.225 kg/m3
) e in particolare della
velocità del vento. Più nello specifico si valuta la potenza per unità di
area, considerando come area la sezione del tubo di flusso incidente alle
pale.
La produzione di potenza elettrica tramite turbine eoliche dipende
dall’interazione tra le pale del rotore eolico ed il vento, trasformando dap-
prima l’energia cinetica posseduta dal vento in energia meccanica di rota-
zione e poi convertendo quest’ultima in energia elettrica. L’energia cine-
tica Ec posseduta da una massa d’aria m che si muove ad una velocità v

3.1 Fonte eolica 41
costante è data da:
Ec =
1
2
· m · v2
(3.3)
Pertanto la potenza disponibile specifica Ppot posseduta da una massa
d’aria di portata q vale:
Ppot =
dEc
dt
=
1
2
· q · v2
(3.4)
La portata si può anche esprimere nella formula seguente, (equazione
di continuità):
q =
dm
dt
= ρ · A · v (3.5)
In cui:
• ρ è la densità dell’aria;
• A è la sezione del tubo di flusso dell’aria considerata.
Quindi la potenza disponibile specifica (per unità di sezione) Pspec ri-
sulta pari a:
Pspec =
Ppot
A
=
1
2
· ρ · v3
(3.6)
Utilizzando come curva di densità di probabilità la distribuzione di
Weibull, con i relativi parametri precedentemente ricavati per i vari mesi
dell’anno, si ha che la potenza disponibile specifica risulta pari a:
Pspec =
∞
0
f(v) ·
1
2
· ρ · v3
dv (3.7)
I risultati sono rappresentati in Tabella 3.3 e in Figura 3.5.

potenza disponibile [W/m2
]
Gennaio 213.3
Febbraio 213.8
Marzo 227.5
Aprile 242.1
Maggio 161.8
Giugno 96.3
Luglio 85.2
Agosto 82.4
Settembre 112.5
Ottobre 121.1
Novembre 189.6
Dicembre 225.3
Tabella 3.3: Potenza disponibile da fonte eolica
0
50
100
150
200
250
t [mesi]
potenzadisponibile[W/m2
]
POTENZA EOLICA DISPONIBILE
Figura 3.5: Potenza disponibile da fonte eolica

3.2 Fonte ondosa 43
3.2 Fonte ondosa
La stima della fonte elettrica da moto ondoso è effettuata mediante i
dati ottenuti da un modello numerico dell’Agenzia nazionale per le nuove
tecnologie, l’energia e lo sviluppo economico sostenibile (ENEA). Sono a
disposizione in particolare i dati da modello di altezza, periodo di picco
e periodo medio delle onde a Pantelleria con intervalli di tre ore tra due
valori successivi negli anni che vanno dal 2001 al 2008. Si considera il
periodo medio. La potenza media Pm nell’intervallo di tempo ∆t (3 ore)
per metro lineare di impianto costiero è ricavabile mediante la seguente
relazione:
Pm =
1
2
· Hs
2
· Tm (3.8)
Con:
• Pm potenza media in kW;
• Hs altezza dell’onda in m;
• Tm periodo medio dell’onda in s;
Quindi l’energia producibile in un intervallo di tempo ∆t per metro lineare
di impianto costiero è pari a:
Em = Pm · ∆t (3.9)
Si ricava una potenza media disponibile pari a 7 kW/m. Si riporta in
Tabella 3.4 e Figura 3.6 la producibilità elettrica e in Tabella 3.5 e Figura 3.7
la potenza media disponibile nei vari mesi.

producibilit`a elettrica [MWh]
Gennaio 7.9
Febbraio 6.7
Marzo 7.1
Aprile 4.1
Maggio 3.0
Giugno 1.5
Luglio 1.7
Agosto 1.8
Settembre 2.5
Ottobre 2.3
Novembre 6.6
Dicembre 8.9
Tabella 3.4: Producibilit`a elettrica mensile da fonte ondosa
potenza disponibile [kW/m]
Gennaio 10.7
Febbraio 9.9
Marzo 5.6
Aprile 5.7
Maggio 4.0
Giugno 2.1
Luglio 2.3
Agosto 2.4
Settembre 3.4
Ottobre 3.0
Novembre 9.1
Dicembre 12.0
Tabella 3.5: Potenza disponibile da fonte ondosa

3.2 Fonte ondosa 45
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
t [mesi]
Producibilitàelettrica[MWh]
PRODUCIBILITA ELETTRICA DA FONTE ONDOSA
Figura 3.6: Producibilit`a elettrica mensile da fonte ondosa
0
2
4
6
8
10
12
mesi
potenzadisponibile[kW/m]
POTENZA ONDOSA DISPONIBILE
Figura 3.7: Potenza disponibile da fonte ondosa

3.3 Fonte solare
Utilizzando il sito http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php
è possibile ottenere una stima della radiazione solare che arriva al suolo e
della produzione elettrica tramite pannelli fotovoltaici. Il sito in questio-
ne utilizza in database PVGIS-CMSAF. Per quanto riguarda Pantelleria, si
utilizzano i seguenti dati e ipotesi di calcolo:
• coordinate 36◦
49 16 Nord, 11◦
56 2 Est;
• altitudine: 31 m s.l.m.;
• potenza nominale impianto fotovoltaico: 1.0 kW (a film sottile);
• perdite stimate a causa della temperatura: 8%;
• perdite stimate a causa di effetti di riflessione angolare: 2.5%;
• altre perdite (cavi, inverter, ...): 15.0%;
• totale perdite dell’impianto fotovoltaico: 23.7%.
Si ricavano i risultati riportati in Tabella 3.6 e in Figura 3.8.
radiazione globale producibilità elettrica
media [kWh/m2
] media [kWh]
Gennaio 126 95
Febbraio 140 105
Marzo 200 150
Aprile 200 150
Maggio 217 163
Giugno 220 165
Luglio 236 177
Agosto 232 174
Settembre 194 146
Ottobre 178 134
Novembre 139 105
Dicembre 121 91
Tabella 3.6: Producibilità elettrica da fonte solare

3.3 Fonte solare 47
0
50
100
150
200
250
t [mesi]
energia[kWh]
PRODUCIBILITA ELETTRICA DA FONTE SOLARE
producibilità elettrica [kWh]
radiazione globale [kWh/m2
]
Figura 3.8: Producibilit`a elettrica da fonte solare

Capitolo 4
Stime dei costi
Nel presente capitolo si analizzano i costi degli impianti e delle ope-
re accessorie per la realizzazione di un adeguato sistema di produzione
e gestione dell’energia elettrica a Pantelleria. In particolare si stimano i
seguenti costi unitari:
• costo dell’impianto di produzione di energia eolica in /kW;
• costo dell’impianto di produzione di energia da moto ondoso in /m
lineare di impianto costiero;
• costo dell’impianto di produzione di energia solare in /kW;
• costo delle batterie di accumulo in /MWh;
• costo del serbatoio di stoccaggio di acqua dissalata in funzione del
suo volume.
La stima di tali costi unitari permette cos`ı di valutare la migliore com-
binazione delle fonti energetiche rinnovabili a disposizione, individuando
la soluzione dal costo minimo.

50 Stime dei costi
4.1 Costo dell’impianto di produzione di ener-
gia eolica
L’energia eolica è sicuramente una delle fonti rinnovabili che risulta
essere più competitiva in termini di costo di produzione. I costi di inve-
stimento, che costituiscono la maggior parte dei costi totali dell’impianto
(i costi di gestione e manutenzione sono infatti del’ordine di solo 2 punti
percentuali dell’investimento annuo), si misurano nell’ordine di 850-1300
/kW e sono articolati mediamente come riportato in Figura 4.1. Tali da-
ti sono stati ricavati dal rapporto Il sistema industriale italiano nel business
dell’energia eolica, redatto da Fondazione Politecnico di Milano - Renevable
Energies Lab.
9%
9%5%
70%
5%
2%
aerogeneratore
progettazione
lavori
infrastrutture elettriche
connessione alla rete
altri costi
Figura 4.1: Struttura del costo degli impianti di produzione di energia eolica
È interessante notare come il costo dell’aerogeneratore sia, senza dub-
bio, il costo preponderante e insieme ai costi dei lavori civili e dello svi-
luppo del progetto arrivi a coprire quasi il 90% del costo totale. Altre fonti

4.2 Costo dell’impianto di produzione di energia da moto ondoso 51
indicano costi analoghi, come ad esempio lo studio Levelized cost of elec-
tricity - renewable energy technologies, realizzato dal Fraunhofer Institut For
Solar Energy Systems ISE e riferito all’anno 2013.
Si assume quindi per il calcolo il costo globale di 1000 /kW.
gia da moto ondoso
Per la produzione di energia elettrica da moto ondoso si utilizza un
dispositivo sviluppato dal Dipartimento di Ingegneria Meccanica del Po-
litecnico di Torino testato in collaborazione con i Dipartimenti di Ingegne-
ria Idraulica, Elettrica e Meccanica in grado di convertire il moto ondoso
del mare in energia elettrica. Tale dispositivo è identificato come ISWEC
(Inertial Sea Wave Energy Converter) e nasce dall’idea di fronteggiare il
fabbisogno energetico di arcipelaghi e isole minori tipiche dei mari italiani.
Figura 4.2: Schematizzazione del sistema ISWEC
Il sistema ISWEC (Figura 4.2) è composto da un corpo galleggiante op-
portunamente sagomato ancorato al fondo tramite dei sistemi di ormeggio
e lasciato libero di oscillare sotto l’azione delle onde che si propagano sulla
superficie del mare. Il corpo galleggiante a sua volta ospita al suo interno

52 Stime dei costi
un sistema giroscopico costituito da un volano sostenuto da una piattafor-
ma che ne permette la rotazione. Lo scafo ha una forma tale da garantire
l’auto-allineamento con la direzione di incidenza delle onde, realizzata at-
traverso una deriva posteriore avente funzione di timone e in grado di
generare un momento raddrizzante sull’asse di imbardata e tramite il si-
stema di ormeggio. Tutto ciò è finalizzato principalmente ad ottenere un
movimento dello scafo che sia prevalentemente quello di beccheggio, che
provoca a sua volta un moto di rotazione alternata dell’albero del genera-
tore elettrico, con un trasferimento di potenza meccanica dal moto ondoso
allo scafo e quindi al sistema giroscopico, fino ad arrivare al generatore
elettrico incaricato della trasformazione finale in potenza elettrica.
Il costo unitario di un sistema ISWEC è di circa 30000 /m, con la
composizione del costo indicata in Figura 4.3.
20%
30%
20%
30%
Gruppo giroscopico
Scafo
Ancoraggio e collegamento a terra
Generatori
Figura 4.3: Struttura del costo del dispositivo ISWEC

4.3 Costo dell’impianto di produzione di energia solare 53
gia solare
Per quanto riguarda la stima del costo degli impianti fotovoltaici oc-
corre innanzitutto definire la tipologia di tale impianto che viene presa in
considerazione in questo lavoro. Si tratta di impianti fotovoltaici a lar-
ga scala, la cui valutazione dei costi si differenzia notevolmente da quella
degli impianti domestici, a causa delle dimensioni assolutamente non pa-
ragonabili. Si possono definire impianti fotovoltaici a larga scala quelli
che hanno una potenza installata maggiore di 10 MW. Inoltre la ripartizio-
ne del costo differisce da progetto a progetto, ma si possono identificare i
costi medi riportati in Figura 4.4 e in Tabella 4.1.
17%
7%
20%
10%
46%
pannelli fotovoltaici
inverter
sistemi di protezione e controllo
progettazione e realizzazione
altri costi (tasse,assicurazioni,...)
Figura 4.4: Struttura del costo degli impianti di produzione di energia
fotovoltaica
Tali dati sono stati ricavati dal PV Status Report 2013, redatto da A.
Jäger-Waldau, dell’European Commission DG Joint Research Centre, Insti-

54 Stime dei costi
elemento costo [ /kW]
pannelli fotovoltaici 560
inverter 90
sistemi di protezione e controllo 210
progettazione e realizzazione 240
altri costi (tasse,assicurazioni,...) 120
totale 1220
Tabella 4.1: Elementi e relativi costi di un impianto fotovoltaico tipo.
tute for Energy and Transport, Renewable Energy Unit. Si assume quindi
nei calcoli successivi un costo di 1220 /kW.
4.4 Costo delle batterie di accumulo
Le batterie di accumulo non rappresentano attualmente un metodo di
accumulo energetico particolarmente competitivo. È però un prodotto in
costante sviluppo, visto che le stime di mercato indicano una crescente
importanza dello storage energetico, ed è quindi ipotizzabile che il loro
impiego cresca nel medio periodo, di pari passo con il progresso tecno-
logico mediante cui si sarà in grado di crearne sempre di più efficienti.
Infatti le criticità attuali dell’accumulo tramite batterie sono il possibile
inquinamento e il numero limitato di ricariche possibili.
Per la stima del costo sono state utilizzate indicazioni trovate in inter-
net su siti di aziende produttrici, con un costo unitario considerato pari a
100000 /MWh.
4.5 Costo del serbatoio di accumulo di acqua dis-
salata
Il serbatoio di accumulo sarà costituito da un bacino artificiale, il cui
fondo sarà impermeabilizzato, per permettere appunto l’accumulo del-
l’acqua. Tale tipologia è la stessa mediante la quale si realizzano i baci-
ni di accumulo per la produzione di neve artificiale in tutto l’arco alpino.

4.5 Costo del serbatoio di accumulo di acqua dissalata 55
Per questo motivo, per stimarne il costo di realizzazione, è stata utilizzata
un’indicazione ricavata dallo Studio di fattibilità per una gestione sostenibile
dell‘acqua nei centri sportivi invernali in Alto Adige realizzata dalla Provincia
autonoma di Bolzano Alto Adige. Da tale documento sono stati ricavati i
seguenti costi:
• lago di raccolta fino a 30000 m3
: 35 /m3
;
: 30 /m3
;
: 25 /m3
.
In seguito, si individua la curva interpolante (tramite un polinomio
di secondo grado), rappresentata in Figura 4.5, della curva di costo del
serbatoio in funzione del volume che si ricava da tali indicazioni, la quale
presenta i coefficienti di Tabella 4.2.
a b c
-8.3 · 10-5
31.5 67525.1
Tabella 4.2: Coefficienti della curva interpolante
costo = a · V 2
+ b · V + c (4.1)
Per volumi superiori a 100000 m3
si ipotizza una crescita lineare del
costo in funzione dell’aumento di volume, con coefficiente angolare pari
a quello della retta tangente alla curva di costo nel punto relativo ad un
volume di 100000 m3
, come riportato in Figura 4.6

56 Stime dei costi
0 2 4 6 8 10
x 10
4
0
0.5
1
1.5
2
2.5
Volume del serbatoio [m3
]
Costodelserbatoio[milionidieuro]
COSTO DEL SERBATOIO DI ACCUMULO − RETTA INTERPOLANTE
costo secondo Provincia di Bolzano
linea interpolante
Figura 4.5: Costo del serbatoio di accumulo: curva interpolante
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4
x 10
5
0
1
2
3
4
5
6
7
Volume del serbatoio [m
3
]
Costodelserbatoio[milionidieuro]
COSTO DEL SERBATOIO DI ACCUMULO
Figura 4.6: Costo del serbatoio di accumulo in funzione del volume

Capitolo 5
Risultati dell’analisi con fonti
eolica, ondosa e solare
In seguito alla stima dei costi unitari è possibile implementare uno
script tramite il software di Matlab R
per valutare quale sia la miglior com-
binazione delle fonti rinnovabili a disposizione. Con l’aggettivo miglio-
re si intende ovviamente quella che, soddisfando i fabbisogni di acqua
potabile e di energia elettrica dell’isola, presenta il minor costo totale.
Si analizzano quindi tutte le combinazioni possibili delle tre fonti (con
step di potenza installata di 0.5 MW), valutando man mano i costi d’im-
pianto (costruzione degli impianti di produzione dell’energia) e i costi
delle eventuali opere accessorie (serbatoi di stoccaggio di acqua dissa-
lata e batterie di accumulo dell’energia), scartando le soluzioni che non
verificano i requisiti minimi.
Si riportano i risultati di quattro specifiche analisi (approfondite nei
relativi paragrafi):
• soluzione con fabbisogni costanti;
• soluzione con fabbisogni reali;
• analisi di sensitività;
• soluzione con generatori diesel.

58 Risultati dell’analisi con fonti eolica, ondosa e solare
Requisiti minimi
I requisiti minimi imposti alle combinazioni delle fonti energetiche
sono i seguenti:
• sommatoria della risorsa disponibile durante l’anno maggiore o ugua-
le alla sommatoria dei consumi:
12
i=1
Ri ≥
12
i=1
Ci (5.1)
Con:
– Ri risorsa elettrica nel mese i-esimo;
– Ci fabbisogno elettrico nel mese i-esimo;
• soddisfacimento della domanda idrica in tutti i mesi dell’anno.
Diagramma di flusso dello script di calcolo
Lo script di calcolo implementato in Matlab R
è realizzato per valutare,
nel caso in cui in alcuni mesi la risorsa energetica non soddisfi i fabbiso-
gni, il costo di opere accessorie per fare in modo di accumulare la risorsa
energetica in periodi in cui essa è in eccesso riutilizzandola appunto nei
periodi di deficit. Più nello specifico lo script di calcolo valuta paralle-
lamente il costo di batterie di accumulo di energia elettrica e di serbatoi
di stoccaggio di energia sotto forma di acqua dissalata, in modo da po-
ter diminuire il fabbisogno energetico del dissalatore nei periodi di deficit
e contemporaneamente soddisfare i fabbisogni idrici dell’isola, in funzio-
ne rispettivamente della capacità e del volume di accumulo necessari. Si
riporta in Figura 5.1 e Figura 5.2 il diagramma di flusso dello script.

59
Figura 5.1: Diagramma di ﬂusso dello script Matlab R

Figura 5.2: Diagramma di ﬂusso dello script Matlab R
- calcolo eseguito per ogni
combinazione di fonti energetiche

5.1 Soluzione con fabbisogni costanti 61
5.1 Soluzione con fabbisogni costanti
La prima analisi ha un’ipotesi di base molto forte, cioè quella di avere
dei fabbisogni sia elettrici che idrici costanti nei vari mesi dell’anno, pari
alla media dei fabbisogni reali. In questo modo si è potuto testare al meglio
lo script realizzato.
La soluzione di minimo costo prevede una produzione di energia elet-
trica maggiore o uguale ai fabbisogni in ogni mese dell’anno. La potenza
installata è riepilogata in Tabella 5.1 e i relativi costi in Tabella 5.2. In Figu-
ra 5.3 si può osservare l’andamento dei fabbisogni e della risorsa elettrica
durante l’anno, con la sommatoria riportata in Tabella 5.3 assieme al cal-
colo del coefficiente di utilizzazione Cu. Tale coefficiente è calcolato con la
seguente relazione (rapporto tra energia consumata C e energia prodotta
R):
Cu =
12
i=1 Ci
12
i=1 Ri
(5.2)
eolico onde solare
potenza installata [MW] 9.5 0.0 10.0
Tabella 5.1: Potenza installata
costo
impianto eolico 9500000
impianto da onde 0
impianto fotovoltaico 12000000
opere accessorie 0
totale 21500000
Tabella 5.2: Riepilogo costi
energia consumata energia prodotta coeffciente di
[MWh] [MWh] utilizzazione
30303 33677 90 %
Tabella 5.3: Fabbisogni, risorse e coefficiente di utilizzazione
Nelle figure 5.4, 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9 5.10, 5.11, 5.12 si riportano le su-
perfici di costo con in ascisse e ordinate le potenze di due delle tre fonti

0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
t [mesi]
energia[MWh] FABBISOGNI E RISORSE
fabbisogni
risorsa
eolico
onde
solare
Figura 5.3: Andamento annuale di fabbisogni e risorse
rinnovabili e lungo l’asse delle quote il costo, in corrispondenza del valo-
re della terza fonte che garantisce il costo totale minimo. In particolare le
prime tre rappresentano il costo degli impianti di produzione, le seconde
tre il costo delle opere accessorie e le ultime tre il costo totale.
Si riportano anche le sezioni delle tre superﬁci di costo in corrispon-
denza dei valori di due fonti che garantiscono il costo minimo e al variare
della terza fonte, in Figura 5.13, Figura 5.14 e Figura 5.15.

0
5
10
15
0
10
20
30
40
0
20
40
60
80
100
120
potenza da onde [MW]
COSTO IMPIANTI DI PRODUZIONE
potenza fotovoltaica 10 MW
potenza eolica [MW]
costodegliimpiantidiproduzione[milionidieuro]
Figura 5.4: Superﬁcie di costo degli impianti di produzione elettrica con potenza
fotovoltaica costante
0
5
10
15
20
25
0
10
20
30
40
10
20
30
40
50
60
70
potenza fotovoltaica [MW]
potenza da onde 0 MW
potenza eolica [MW]
da onde costante

0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
0
20
40
60
80
100
120
potenza eolica 9.5 MW
eolica costante
0
5
10
15
0
10
20
30
40
0
1
2
3
4
COSTO OPERE ACCESSORIE
potenza eolica [MW]
costodelleopereaccessorie[milionidieuro]
Figura 5.7: Superﬁcie di costo delle opere accessorie con potenza fotovoltaica
costante

0
5
10
15
20
25
0
10
20
30
40
0
1
2
3
4
potenza eolica [MW]
Figura 5.8: Superﬁcie di costo delle opere accessorie con potenza da onde
costante
0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
0
1
2
3
4
Figura 5.9: Superﬁcie di costo delle opere accessorie con potenza eolica costante

0
5
10
15
0
10
20
30
40
20
40
60
80
100
120
COSTO TOTALE
potenza eolica [MW]
costototale[milionidieuro]
Figura 5.10: Superﬁcie di costo totale con potenza fotovoltaica costante
0
5
10
15
20
25
0
10
20
30
40
20
30
40
50
60
70
COSTO TOTALE
potenza eolica [MW]
Figura 5.11: Superﬁcie di costo totale con potenza da onde costante

0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
20
40
60
80
100
120
COSTO TOTALE
Figura 5.12: Superﬁcie di costo totale con potenza eolica costante
0 5 10 15 20 25 30 35 40
0
10
20
30
40
50
60
potenza eolica [MW]
COSTI CON INSTALLATI IMPIANTI PER ONDE E SOLARE CHE GARANTISCONO IL MINIMO COSTO
potenza fotovoltaica 10 MW; potenza da onde 0 MW
costo impianti di produzione
costo opere accessorie
costo totale
Figura 5.13: Sezione delle superﬁci di costo con potenza fotovoltaica e da onde
costanti

0 5 10 15
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
costototale[milionidieuro]COSTI CON INSTALLATI IMPIANTI EOLICO E SOLARE CHE GARANTISCONO IL MINIMO COSTO
potenza fotovoltaica 10 MW; potenza eolica 9.5 MW
costo totale
Figura 5.14: Sezione delle superﬁci di costo con potenza fotovoltaica e eolica
costanti
0 5 10 15 20 25
0
5
10
15
20
25
30
35
40
COSTI CON INSTALLATI IMPIANTI PER ONDE E EOLICO CHE GARANTISCONO IL MINIMO COSTO
potenza eolica 9.5 MW; potenza da onde 0 MW
costo totale
Figura 5.15: Sezione delle superﬁci di costo con potenza eolica e da onde costanti

5.2 Soluzione con fabbisogni reali 69
5.2 Soluzione con fabbisogni reali
In seguito all’analisi con consumi costanti è stata realizzata un’analisi
con i fabbisogni reali.
La soluzione di minimo costo prevede un adattamento dei consumi
elettrici alle risorse prodotte mediante uno spostamento della produzione
di acqua dissalata da parte del dissalatore. In questo modo occorre un ser-
batoio di stoccaggio dell’acqua per permettere di soddisfare contempora-
neamente anche i fabbisogni idropotabili dell’isola. La potenza installata
è riepilogata in Tabella 5.4 e i relativi costi in Tabella 5.5. In Figura 5.16 si
può osservare l’andamento dei fabbisogni e della risorsa elettrica durante
l’anno, con la sommatoria riportata in Tabella 5.6 assieme al calcolo del
coefficiente di utilizzazione Cu.
eolico onde solare
potenza installata [MW] 5 0 14
costo
impianto eolico 5000000
impianto da onde 0
opere accessorie 2399053
totale 24479053
In Figura 5.17 si può osservare come sono stati modificati i consumi
elettrici durante l’anno andando a variare appunto la produzione di ac-
qua dissalata. Inoltre in Figura 5.18 e Figura 5.19 sono riportate rispetti-
vamente le curve dei volumi entranti e uscenti cumulati nel serbatoio e
l’andamento durante l’anno del volume di acqua disponibile.
Nelle figure 5.20, 5.21, 5.22, 5.23, 5.24, 5.25 5.26, 5.27 e 5.28 si riportano
le superfici di costo con in ascisse e ordinate le potenze di due delle tre
fonti rinnovabili e lungo l’asse delle quote il costo, in corrispondenza del

0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh] ENERGIA MEDIA
fabbisogni
risorsa
eolico
onde
solare
30303 32185 94 %
valore della terza fonte che garantisce il costo totale minimo. In partico-
lare le prime tre rappresentano il costo degli impianti di produzione, le
seconde tre il costo delle opere accessorie e le ultime tre il costo totale.
denza dei valori di due fonti che garantiscono il costo minimo e al variare
della terza fonte, in Figura 5.29, Figura 5.30 e Figura 5.31.

0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh]
ADATTAMENTO DEI CONSUMI
fabbisogni
risorsa
consumi con dissalatore sempre spento
consumi con dissalatore sempre alla massima potenza
consumi adattati
Figura 5.17: Adattamento dei consumi elettrici alle risorse disponibili

0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
x 10
5 CURVE DEI VOLUMI
t [mesi]
volume[m3
]
volume in ingresso
volume in uscita
volume in ingresso traslato
Figura 5.18: Curve dei volumi di acqua entranti e uscenti cumulati
0
2
4
6
8
10
12
x 10
4 VOLUME DI ACQUA NEL SERBATOIO
t [mesi]
volume[m3
]
Figura 5.19: Volume di acqua presente nel serbatoio

0
5
10
15
0
10
20
30
40
20
40
60
80
100
120
140
potenza eolica [MW]
fotovoltaica costante
0
5
10
15
20
25
0
10
20
30
40
10
20
30
40
50
60
70
potenza eolica [MW]
da onde costante

0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
0
20
40
60
80
100
potenza eolica 5 MW
eolica costante
0
5
10
15
0
10
20
30
40
0
1
2
3
4
potenza eolica [MW]
Figura 5.23: Superﬁcie di costo delle opere accessorie con potenza fotovoltaica
costante

0
5
10
15
20
25
0
10
20
30
40
0
1
2
3
4
potenza eolica [MW]
Figura 5.24: Superﬁcie di costo delle opere accessorie con potenza da onde
costante
0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
0
1
2
3
4
potenza eolica 5 MW
Figura 5.25: Superﬁcie di costo delle opere accessorie con potenza eolica costante

0
5
10
15
0
10
20
30
40
20
40
60
80
100
120
140
COSTO TOTALE
potenza eolica [MW]
Figura 5.26: Superﬁcie di costo totale con potenza fotovoltaica costante
0
5
10
15
20
25
0
10
20
30
40
20
30
40
50
60
70
COSTO TOTALE
potenza eolica [MW]
Figura 5.27: Superﬁcie di costo totale con potenza da onde costante

0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
20
40
60
80
100
COSTO TOTALE
potenza eolica 5 MW
Figura 5.28: Superﬁcie di costo totale con potenza eolica costante
0 5 10 15 20 25 30 35 40
0
10
20
30
40
50
60
potenza eolica [MW]
COSTI CON INSTALLATI IMPIANTI PER ONDE E SOLARE CHE GARANTISCONO IL MINIMO COSTO
potenza fotovoltaica 14 MW; potenza da onde 0 MW
costo totale
Figura 5.29: Sezione delle superﬁci di costo con potenza fotovoltaica e da onde
costanti

0 5 10 15
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
costototale[milionidieuro]COSTI CON INSTALLATI IMPIANTI EOLICO E SOLARE CHE GARANTISCONO IL MINIMO COSTO
potenza fotovoltaica 14 MW; potenza eolica 5 MW
costo totale
Figura 5.30: Sezione delle superﬁci di costo con potenza fotovoltaica e eolica
costanti
0 5 10 15 20 25
0
5
10
15
20
25
30
35
COSTI CON INSTALLATI IMPIANTI PER ONDE E EOLICO CHE GARANTISCONO IL MINIMO COSTO
potenza eolica 5 MW; potenza da onde 0 MW
costo totale
Figura 5.31: Sezione delle superﬁci di costo con potenza eolica e da onde costanti

5.3 Analisi di sensitività 79
5.3 Analisi di sensitività
L’analisi di sensività consiste nell’analizzare come varia il costo totale
minimo e il rapporto tra le potenze delle fonti energetiche al variare dei
costi. Sono stati considerati cinque casi separati gli uni dagli altri nei quali
variano i costi indicati in Tabella 5.7.
elemento costo base
fattore intervallo
moltiplicativo di calcolo
impianto di
produzione di 100000 /turbina da 0.2 a 2 0.05
energia eolica
impianto di
produzione di energia 30000 /m da 0.2 a 2 0.05
da moto ondoso
impianto di
produzione di 1220000 /MW da 0.2 a 2 0.05
energia solare
batterie di accumulo 100000 /MWh da 0.2 a 5 0.2
serbatoio di accumulo f(volume) da 0.2 a 5 0.2
Tabella 5.7: Costi base e loro variazioni
I fattori moltiplicativi sono stati scelti in base all’incertezza con cui so-
no stati stimati i costi base, andando cos`ı ad analizzare dei costi che il mer-
cato potrebbe offrire o comunque che potrebbero verificarsi nei prossimi
anni.

5.3.1 Risultati
Costo dell’impianto di produzione di energia eolica
Si pu`o osservare nella seguente immagine che un aumento del costo
dell’impianto di produzione dell’energia eolica rende meno conveniente
lo sfruttamento di tale fonte rispetto a quella ricavata da moto ondoso e
da fonte solare, portando ad un lieve aumento del costo totale. Viceversa
in caso di diminuzione, esso fa s`ı che sia meno costoso aumentarne il suo
sfruttamento a scapito delle altre due fonti.
0 1 2
0
10
20
30
potenzaeolica[MW]
0 1 2
0
0.2
0.4
0.6
0.8
coefficiente moltiplicativo del costo
potenzadaonde[MW]
0 1 2
0
5
10
15
20
potenzafotovoltaica[MW]
0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
0
10
20
30
costo serbatoio
costo impianti
costo totale
Figura 5.32: Sensitivit`a della soluzione di minimo costo al variare del costo
dell’impianto eolico

Costo dell’impianto di produzione di energia da moto ondoso
Un’eventuale modifica del costo dell’impianto di produzione di ener-
gia da moto ondoso ha influenza solo nel caso in cui vi sia una diminuzio-
ne, in quanto già con un fattore di costo pari a 1 essa non è conveniente e
quindi non è utilizzata. Invece in caso di diminuzione vi è quindi un au-
mento della convenienza a realizzare impianti che sfruttino il moto ondoso
a scapito delle altre due fonti energetiche.
0 1 2
0
2
4
6
potenzaeolica[MW]
0 1 2
0
5
10
15
potenzadaonde[MW]
0 1 2
0
5
10
15
0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
0
10
20
30
costo serbatoio
costo impianti
costo totale
dell’impianto da onde

Costo dell’impianto di produzione di energia solare
Siccome l’impianto di produzione di energia solare soddisfa una larga
parte dei fabbisogni energetici di Pantelleria, una variazione del suo costo
inﬂuenza notevolmente il costo totale. Per quanto riguarda le fonti ener-
getiche, in generale al crescere del costo d’impianto si ha man mano una
diminuzione della convenienza dell’impianto fotovoltaico e un aumento
della convenienza di quello eolico.
0 1 2
0
10
20
30
potenzaeolica[MW]
0 1 2
−1
−0.5
0
0.5
1
potenzadaonde[MW]
0 1 2
0
10
20
30
0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
0
10
20
30
costo serbatoio
costo impianti
costo totale
dell’impianto fotovoltaico

Costo delle batterie
Il costo delle batterie è generalmente di due ordini di grandezza su-
periore a quello dell’accumulo di energia sotto forma di acqua dissalata,
quindi questa soluzione è fortemente non conveniente. Per questo moti-
vo variazioni del costo delle batterie comprese nel range 0.2-5 non pro-
vocano alcuna modifica né ai costi totali né ai rapporti tra le varie fonti
energetiche.
0 2 4
4
4.5
5
5.5
6
potenzaeolica[MW]
0 2 4
−1
−0.5
0
0.5
1
potenzadaonde[MW]
0 2 4
13
13.5
14
14.5
15
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5
0
10
20
30
costo serbatoio
costo impianti
costo totale
Figura 5.35: Sensitività della soluzione di minimo costo al variare del costo delle
batterie di accumulo

Costo del serbatoio di accumulo
Il costo del serbatoio di accumulo influisce sul costo totale, fino ad un
fattore di costo di circa 3.5. Un ulteriore aumento del costo del serbatoio
porterebbe a privilegiare una soluzione con sovrapproduzione di energia
in modo che sia superiore ai consumi in ogni mese dell’anno. Per quanto
riguarda l’influenza sulle fonti energetiche si ha che un progressivo au-
mento del costo del serbatoio provoca una diminuzione della convenienza
della fonte eolica, la quale essendo sfasata rispetto ai fabbisogni necessi-
ta di un serbatoio con volume maggiore, e un aumento della convenien-
za della fonte solare, che ha invece un andamento annuale più simile ai
consumi.
0 2 4
0
2
4
6
8
10
potenzaeolica[MW]
0 2 4
−1
−0.5
0
0.5
1
potenzadaonde[MW]
0 2 4
10
15
20
25
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5
0
10
20
30
costo serbatoio
costo impianti
costo totale
Figura 5.36: Sensitività della soluzione di minimo costo al variare del costo del
serbatoio di stoccaggio

5.3.2 Osservazioni generali
Si osserva che ci sono diversi aumenti o decrementi repentini delle po-
tenze installate al variare dei costi. Ciò è dovuto al fatto che le soluzioni
di minimo costo sono sempre situate sul bordo delle soluzioni accettabili.
Con bordo delle soluzioni accettabili si intende che nella matrice 3D dei
costi sui cui tre assi cartesiani si trovano le tre potenze delle fonti energe-
tiche alcune soluzioni sono escluse in quanto inadeguate e le soluzioni di
minimo costo si trovano in celle ad esse adiacenti oppure nelle celle mar-
ginali della matrice 3D stessa. Ciò è ben visibile ad esempio in Figura 5.37,
Figura 5.38 e Figura 5.39 in cui sono riportate le tre superfici di costo in
corrispondenza della soluzione reale e la cella di minimo costo è stata evi-
denziata ponendo il costo pari a zero in modo da distinguerla dalle altre. A
sua volta il motivo per cui la soluzione si trova sempre sul bordo delle so-
luzioni accettabili è che sono state escluse da tale insieme le combinazioni
per cui sarebbe necessario un sistema di pompaggio/turbinaggio o di bat-
terie (in aggiunta al serbatoio) o un aumento della potenza del dissalatore
per sopperire alla mancanza di acqua dissalata.
0
5
10
15
0
10
20
30
40
0
50
100
150
COSTO TOTALE
potenza eolica [MW]
Figura 5.37: Posizione della soluzione reale all’interno della matrice di costo
totale

0
5
10
15
20
25
0
10
20
30
40
0
20
40
60
80
COSTO TOTALE
potenza eolica [MW]
totale
0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
0
20
40
60
80
100
COSTO TOTALE
potenza eolica 5 MW
totale

Una seconda importante osservazione è costituita dal fatto che man
mano che si diminuisce lo step di calcolo di potenza delle fonti energe-
tiche si ha un maggior numero di variazioni dei coefficienti stessi nelle
soluzioni e anche maggiori inversioni di tendenza, perché sono possibili
adattamenti migliori verso il minimo costo ”teorico” che si avrebbe con
incrementi di potenza infinitesimi. I precedenti risultati sono stati ricavati
con step di potenza pari a 0.5 MW. Come esempio si riporta in Figura 5.40,
Figura 5.41 e Figura 5.42 il calcolo della sensitività della soluzione alla va-
riazione del costo degli impianti di produzione da moto ondoso realizzato
rispettivamente con i seguenti incrementi di potenza:
• 1 MW
• 0.5 MW
• 0.2 MW
0 1 2
0
2
4
6
potenzaeolica[MW]
0 1 2
0
5
10
15
potenzadaonde[MW]
0 1 2
0
5
10
15
0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
0
10
20
30
costo serbatoio
costo impianti
costo totale
Figura 5.40: Analisi della sensitività della soluzione alla variazione del costo degli
impianti di produzione da moto ondoso con step di potenza pari a 1
MW

0 1 2
0
2
4
6
potenzaeolica[MW]
0 1 2
0
5
10
15
potenzadaonde[MW]
0 1 2
0
5
10
15
0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
0
10
20
30
costo serbatoio
costo impianti
costo totale
impianti di produzione da moto ondoso con step di potenza pari a
0.5 MW
0 1 2
0
2
4
6
8
potenzaeolica[MW]
0 1 2
0
5
10
15
potenzadaonde[MW]
0 1 2
0
5
10
15
20
0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
0
10
20
30
costo serbatoio
costo impianti
costo totale
impianti di produzione da moto ondoso con step di potenza pari a
0.2 MW

5.4 Soluzione con generatori diesel 89
5.4 Soluzione con generatori diesel
Sull’isola di Pantellera attualmente sono già installati cinque genera-
tori diesel, i quali sono sufficienti a soddisfare la domanda energetica. Per
questo motivo è utile studiare i costi economici dell’utilizzo di tali genera-
tori per la produzione di energia, i quali si vanno a sommare agli impatti
ambientali, che in questa analisi non vengono considerati. In particolare
vengono analizzati i casi in cui uno o più generatori diesel vengano utiliz-
zati contemporaneamente, nel caso in cui la loro produzione non superi i
consumi, e si calcola la soluzione dal costo minimo con la realizzazione di
impianti che sfruttano le fonti energetiche rinnovabili e eventuali serbatoi
o batterie di accumulo.
Si considera come costo di produzione di energia da carburante die-
sel il valore di 200 /MWh. La potenza di tutti i generatori viene invece
ipotizzata pari a 1/5 di quella necessaria a soddisfare i fabbisogni elettrici.
Per confrontare il costo totale con il costo annuo della produzione ener-
getica tramite generatori diesel si calcola il costo annuo, secondo la legge
dell’interesse composto:
Ca =
Ctot
n
· (1 + r)n
(5.3)
con:
• Ca costo annuo;
• Ctot costo totale;
• r = 0.05 tasso di ammortamento annuo;
• n = 20 numero di anni di ammortamento.
5.4.1 Soluzioni di minimo costo
Le soluzioni di minimo costo che si ricavano sono quelle composte
dalle combinazioni di fonti energetiche in Tabella 5.8, con i relativi costi
annui in Tabella 5.9.

numero di potenza potenza da potenza potenza da
generatori eolica moto ondoso fotovoltaica diesel
diesel [MW] [MW] [MW] [MW]
0 5 0 14 0
1 3.5 0 9.5 1.1
2 0 0 7.5 2.1
3 0 0 2.5 3.2
4 0 0 1 4.3
5 0 0 0 5.3
Tabella 5.8: Combinazioni di potenza delle varie fonti energetiche
numero di costo degli costo dei costo delle costo
generatori impianti di generatori opere totale
diesel produzione diesel accessorie
0 2929241 0 318270 3247511
1 2001913 1861873 385477 4249264
2 1213884 3723747 345944 5283574
3 404628 5332799 371640 6109067
4 161851 5902505 161762 6226118
5 0 6060637 0 6060637
Tabella 5.9: Costi annui in presenza dei generatori diesel [ ]
I valori precedentementi elencati sono riportati in Figura 5.43, Figura
5.44, Figura 5.45, Figura 5.46 e Figura 5.47.

0 1 2 3 4 5
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
numero di generatori diesel
potenzaeolica/potenzatotale
RAPPORTI TRA LE FONTI ENERGETICHE
potenza eolica
Figura 5.43: Rapporto tra potenza eolica e potenza totale al variare del numero di
generatori diesel
0 1 2 3 4 5
−1
−0.8
−0.6
−0.4
−0.2
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
potenzadaonde/potenzatotale
potenza da moto ondoso
Figura 5.44: Rapporto tra potenza da moto ondoso e potenza totale al variare del

0 1 2 3 4 5
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
potenzasolare/potenzatotale
potenza solare
Figura 5.45: Rapporto tra potenza fotovoltaica e potenza totale al variare del
0 1 2 3 4 5
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
potenzageneratoridiesel/potenzatotale
potenza da generatori diesel
Figura 5.46: Rapporto tra potenza da diesel e potenza totale al variare del numero
di generatori diesel

0 1 2 3 4 5
0
1
2
3
4
5
6
7
costo[milionidieuro]
COSTI ANNUI CON EVENTUALI GENERATORI DIESEL
costo impianti energia rinnovabile
costo impianto diesel
costo opere accessorie (serbatoio)
costo totale
Figura 5.47: Costi annui al variare del numero di generatori diesel
Si può osservare come la soluzione più conveniente dal punto di vi-
sta economico, oltre ad essere preferibile per l’impatto ambientale dovuto
al consumo di carburante, sia la cosiddetta soluzione ”green”, cioè senza
utilizzo di generatori diesel.
Nelle seguenti figure sono invece rappresentati gli andamenti duran-
te l’anno dei consumi e delle varie fonti energetiche nei sei casi presi in
considerazione:

0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh]
FABBISOGNI E RISORSE
nessun generatore diesel
risorsa
fabbisogni
eolico
onde
solare
diesel
Figura 5.48: Fabbisogni e risorse senza generatori diesel
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh]
1 generatore diesel
risorsa
fabbisogni
eolico
onde
solare
diesel
Figura 5.49: Fabbisogni e risorse con 1 generatore diesel

0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh]
2 generatori diesel
risorsa
fabbisogni
eolico
onde
solare
diesel
Figura 5.50: Fabbisogni e risorse con 2 generatori diesel
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh]
3 generatori diesel
risorsa
fabbisogni
eolico
onde
solare
diesel

0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh]
4 generatori diesel
risorsa
fabbisogni
eolico
onde
solare
diesel
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh]
5 generatori diesel
risorsa
fabbisogni
eolico
onde
solare
diesel

Capitolo 6
Risultati dell’analisi con fonti
ondosa e solare
In questa analisi non si considera la fonte eolica, in quanto, nonostante
in teoria potrebbe essere un’importante fonte energetica per l’isola, la rea-
lizzazione di un impianto eolico a Pantelleria avrebbe un impatto ambien-
tale troppo elevato per ottenere i permessi necessari alla sua realizzazione.
Si riportano i risultati di tre specifiche analisi:
• soluzione con fabbisogni reali;
• analisi di sensitività;
• soluzione con generatori diesel.
6.1 Soluzione con fabbisogni reali
La soluzione di minimo costo prevede un adattamento dei consumi
elettrici alle risorse prodotte mediante uno spostamento della produzione
di acqua da parte del dissalatore. Occorre quindi un serbatoio di stoccag-
gio dell’acqua per permettere di soddisfare contemporaneamente anche
i fabbisogni idropotabili dell’isola. La potenza installata è riepilogata in
Tabella 6.1 e i relativi costi in Tabella 6.2. In Figura 6.1 si può osservare
l’andamento dei fabbisogni e della risorsa elettrica durante l’anno, con la

98 Risultati dell’analisi con fonti ondosa e solare
sommatoria riportata in Tabella 6.3 assieme al calcolo del coefficiente di
utilizzazione Cu.
onde solare
potenza installata [MW] 0.5 17
costo
impianto da onde 2142857
opere accessorie 2017781
totale 24900638
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh]
fabbisogni
risorsa
onde
solare
In Figura 6.2 si può osservare come sono stati modificati i consumi
elettrici durante l’anno andando a variare appunto la produzione di acqua
dissalata. Inoltre in Figura 6.3 e Figura 6.4 sono riportate rispettivamente

30303 32003 95 %
le curve dei volumi entranti e uscenti cumulati nel serbatoio e l’andamento
durante l’anno del volume di acqua disponibile.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
t [mesi]
energia[MWh]
ADATTAMENTO DEI CONSUMI
fabbisogni
risorsa
consumi con dissalatore sempre spento
consumi con dissalatore sempre alla massima potenza
consumi adattati
Figura 6.2: Adattamento dei consumi elettrici alle risorse disponibili

0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
x 10
5 CURVE DEI VOLUMI
t [mesi]
volume[m3
]
volume in ingresso
volume in uscita
volume in ingresso traslato
Figura 6.3: Curve dei volumi di acqua entranti e uscenti cumulati
0
1
2
3
4
5
6
7
8
x 10
4 VOLUME DI ACQUA NEL SERBATOIO
t [mesi]
volume[m3
]
Figura 6.4: Volume di acqua presente nel serbatoio

Nelle Figure 6.5, 6.6 e 6.8 si riportano le superfici di costo con in ascisse
e ordinate le potenze delle due fonti rinnovabili e lungo l’asse delle quo-
te il costo. In particolare la prima rappresenta il costo degli impianti di
produzione, la seconda il costo delle opere accessorie e l’ultima il costo
totale. In Figura 6.7 si riporta la stessa superficie di Figura 6.6 in una vista
bidimensionale, che garantisce una visuale migliore.
denza dei valori della fonte solare che garantisce il costo minimo e al
variare della fonte ondosa e viceversa, in Figura 6.9 e Figura 6.10.
0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
0
20
40
60
80
100
Figura 6.5: Superficie di costo degli impianti di produzione elettrica

0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
0
1
2
3
4
Figura 6.6: Superﬁcie di costo delle opere accessorie
0 5 10 15 20 25
0
5
10
15
potenzadaonde[MW]
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
Figura 6.7: Superﬁcie di costo delle opere accessorie - vista 2D

0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
20
40
60
80
100
COSTO TOTALE
Figura 6.8: Superﬁcie di costo totale
0 5 10 15
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
COSTI CON INSTALLATO IMPIANTO FOTOVOLTAICO CHE GARANTISCE IL MINIMO COSTO
costo totale
Figura 6.9: Sezione delle superﬁci di costo con potenza fotovoltaica costante

0 5 10 15 20 25
0
5
10
15
20
25
30
35
COSTI CON INSTALLATO IMPIANTO PER ONDE CHE GARANTISCE IL MINIMO COSTO
potenza da onde 0.5 MW
costo totale
Figura 6.10: Sezione delle superﬁci di costo con potenza da onde costante

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