Claudio Casale, Segretario CEI CT 88

Marco Guarneroli, Presidente CEI CT 88

 

Quarant’anni di sviluppo della tecnologia

Il costante sviluppo dei sistemi di generazione elettrica da fonte eolica cui si assiste ormai da diversi anni ha una data d’inizio precisa: ottobre 1973, quando fu combattuta la “Guerra del Kippur”. Alla guerra seguì una rappresaglia contro i Paesi industrializzati dell’Occidente da parte degli Stati arabi produttori di petrolio, con forti aumenti di prezzo e restrizioni delle forniture. Nella produzione di energia elettrica, ciò portò non solo all’incremento dell’utilizzo del carbone, del gas naturale e dell’energia nucleare, ma anche allo sviluppo di tecnologie per lo sfruttamento di altre fonti per loro natura rinnovabili che, accanto agli impianti idroelettrici e geotermici da tempo in uso, apparivano in grado di fornire un utile contributo. Tra queste il vento, utilizzato dall’uomo fin dall’antichità.

Il vento è una fonte d’energia rinnovabile, che genera elettricità senza emissioni di anidride carbonica e sostanze inquinanti, ed è disponibile diffusamente a livello locale, anche se in misura diversa da Paese a Paese, con beneficio per la bilancia commerciale e la sicurezza degli approvvigionamenti. Per contro, però, non si deve dimenticare che l’energia del vento presenta altri aspetti, come la variabilità nel tempo, la limitata prevedibilità e la scarsa possibilità di accumulo, che non si conciliano facilmente con le esigenze di funzionamento dei sistemi elettrici.

I sistemi per la conversione dell’energia cinetica del vento in energia elettrica, denominati “aerogeneratori” o “turbine eoliche” (dall’inglese wind turbines), sono concettualmente simili ai vecchi mulini a vento, con la differenza che in essi il rotore aziona, di solito attraverso un moltiplicatore di giri, un generatore elettrico.

All’inizio degli anni Ottanta del secolo scorso furono sperimentati, nell’ambito di programmi di ricerca in Danimarca, Regno Unito, Germania, Svezia e Stati Uniti, diversi prototipi di aerogeneratori ad asse orizzontale con potenze fino a 4 MW e diametri di rotore fino a 100 m si altezza. In Canada si sperimentò un prototipo ad asse verticale da 4 MW e 100 m di altezza. Si acquisirono così informazioni preziose per le industrie costruttrici di aerogeneratori commerciali [1].

Queste industrie trovarono un primo sbocco sul mercato della Danimarca e poi, a metà degli anni Ottanta, anche negli Stati Uniti (California), grazie alla concessione di opportuni incentivi. Le macchine commerciali a quell’epoca erano però molto più piccole, con potenze da 50 kW a 200 kW e rotori da 13 m fino a 25 m di diametro. L’applicazione prevalente era già allora quella nelle centrali eoliche (le cosiddette wind farms), costituite da un certo numero di aerogeneratori opportunamente disposti sul terreno e collegate, attraverso una stazione di trasformazione e una linea dedicata, alle reti elettriche locali a media o alta tensione. Non mancavano comunque gli esemplari isolati operanti presso fattorie e piccoli villaggi.

Negli anni Novanta, l’introduzione d’incentivi in altri Paesi europei (Germania, Spagna, Regno Unito, Paesi Bassi, Svezia, Grecia e la stessa Italia) ravvivò la domanda. I costruttori europei, americani e giapponesi arrivarono a produrre in serie macchine con potenze fino a 600-850 kW, con diametri di rotore da 40 m a 55 m. La tendenza verso aerogeneratori più grandi è con- tinuata fino ad oggi, per i vantaggi che questi offrono occupando il territorio in modo meno fitto e producendo più energia a parità di potenza nominale installata. La loro maggiore altezza al mozzo, ormai fino a 100 m e oltre, consente infatti di sfruttare venti più forti (l’attrito con il suolo tende a far diminuire la velocità del vento negli strati più bassi dell’atmosfera). Sono state immes- se sul mercato turbine eoliche con potenze nominali fra 1 MW e 4 MW e diametri di rotore fra 60 m e 110 m. Potenze fino a 8-9 MW e diametri dell’ordine di 160- 180 m sono stati raggiunti recentemente da alcuni mo- delli destinati all’installazione in acque marine costiere (installazione offshore). La tendenza verso unità più grandi continua tuttora: si punta a 10-20 MW.

Sin dagli inizi hanno prevalso gli aerogeneratori ad asse orizzontale, dotati di un rotore di solito con tre pale, posto all’estremità di una navicella sostenuta da una torre, rispetto alla quale il complesso navicella-rotore si orienta automaticamente nella direzione del vento. Gli aerogeneratori ad asse verticale, da parte loro, possono avere rotori con varie configurazioni (rotori Darrieus a pale curve o diritte, rotori Savonius, ecc.). Hanno il vantaggio di non dover essere orientati al vento e di avere gli organi di trasmissione e generazione al livello del terreno. Finora il loro impiego è però stato limitato a unità di piccola taglia, poiché le macchine grandi hanno manifestato problematiche vibratorie e strutturali.

Il rotore aziona il generatore elettrico, di solito in corrente alternata, sincrono o asincrono, in bassa tensione, facendolo ruotare a velocità costante oppure variabile; in quest’ultimo caso c’è anche un convertitore statico per ottenere in uscita corrente alternata con la frequenza richiesta. Un trasformatore di macchina eleva la tensione d’uscita al valore richiesto dal carico o dalla rete. Le centrali eoliche con aerogeneratori di potenza significativa sono collegate a reti in media oppure (oltre 5-6 MW totali) in alta tensione attraverso una stazione elettrica di centrale e una linea dedicata. In Europa sulla terraferma hanno potenze di qualche decina di megawatt ed eccezionalmente oltre il centinaio. Gli impianti offshore, e anche quelli terrestri in Paesi con più ampi spazi, possono arrivare a diverse centinaia di megawatt. Esiste però anche un mercato per aerogeneratori di piccola taglia (mini eolico), con potenze che vanno all’incirca da 1 kW a 200 kW, destinati all’alimentazione di utenze non servite dalla rete con l’ausilio di batterie di accumulo o in impianti ibridi con altre fonti, oppure al collegamento a reti in bassa o media tensione. Queste macchine sono diffuse soprattutto nei Paesi con bassa densità di popolazione.

 

Realizzazione e gestione degli impianti eolici

Un aerogeneratore produce potenza in misura variabile all’interno di un preciso intervallo di velocità del vento, con andamento rappresentato dalla “curva di potenza”, tipica di ogni modello. È quindi importante scegliere gli aerogeneratori con le caratteristiche più adatte al regime ventoso del particolare sito d’installazione.

Le risorse eoliche di un sito sono definite dalla velocità media annua del vento, ma anche e soprattutto dalla distribuzione di frequenza delle velocità del vento e dalla curva di durata che se ne deduce. L’obiettivo è quello di combinare la curva di potenza della macchina e la curva di durata del vento in modo da rendere massima l’energia elettrica producibile in un anno.

Nel caso di centrali con molte unità, vengono condotti studi di micrositing con appositi strumenti software per definire i punti d’installazione ottimali delle varie turbine in funzione della configurazione del terreno e del regime ventoso, lasciando fra le macchine distanze sufficienti ad evitare un’eccessiva interferenza aerodinamica dovuta agli effetti di scia a valle dei rotori, tipicamente 3-7 volte il diametro di questi ultimi.

A questi aspetti si aggiungono quelli dell’impatto ambientale, da valutare per tempo in vista delle procedure autorizzative, come l’impegno del suolo, anche se il terreno fra le macchine può continuare a essere utilizzato per pascolo o coltivazioni (di norma la potenza installabile non supera 5-6 MW/km2), l’impatto visivo sul paesaggio, la sicurezza delle persone, il rumore immesso nell’area circostante, le possibili interferenze con le telecomunicazioni e la coesistenza con l’avifauna, particolarmente in zone attraversate da rotte di migrazione.

L’interesse per le centrali offshore, finora diffuse soprattutto nell’Europa settentrionale, deriva dal fatto che la loro localizzazione ad almeno qualche chilometro dalla costa (ci sono ormai centrali oltre i 100 km) riduce l’impatto visivo e permette di sfruttare venti più forti e regolari, producendo quindi più energia a pari potenza installata. Basti ricordare che, mentre la producibilità specifica annua di un impianto terrestre va tipicamente da 1.500 a 2.500 MWh/MW (cioè ore equivalenti di funzionamento a potenza nominale), quella di un buon impianto offshore può essere dell’ordine di 3.000-4.000 MWh/MW.

Per molto tempo gli impianti eolici sono stati gestiti in modo da accettarne in rete tutta la produzione possibile, a meno di modulazioni indispensabili per il funzionamento del sistema, e a comandarne il distacco in caso di guasto, anche sulla rete esterna. Negli anni recenti, anche in Italia questi impianti hanno fatto un salto di qualità: a quelli collegati all’alta tensione, ad esempio, secondo l’Allegato A.17 del Codice di Rete, Terna (Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale) può chiedere dei “servizi di rete”, come la capacità di modulare il carico, di contribuire alla regolazione di frequenza e tensione, di superare guasti di rete senza disconnettersi ecc., analogamente agli altri impianti di produzione.

 

Le installazioni eoliche nel mondo

Un quadro mondiale delle installazioni eoliche può essere tratto dalle statistiche pubblicate da associazioni internazionali di settore come GWEC (Global Wind Energy Council) [2] e WindEurope (già EWEA) [3], nonché dai Rapporti Annuali della International Energy Agency (IEA) dell’OCSE [4]. La IEA ha costituito sin dal 1977 un accordo noto come “IEA Wind TCP”. Nell’ambito di questo accordo, cui partecipano 22 Paesi fra cui l’Italia, più l’Unione Europea e WindEurope, sono condotti progetti internazionali di ricerca che, in alcuni casi, sono poi diventati una base per lavori normativi della IEC. L’andamento delle installazioni eoliche nel mondo negli ultimi vent’anni è sintetizzato dalla Figura 1 La potenza globale ha continuato a crescere costantemente, arrivando a 540 GW alla fine del 2017, con un incremento di poco meno di 53 GW (+11%) rispetto alla fine del 2016. Il giro d’affari delle nuove installazioni nel 2017 è valutabile intorno a 70 miliardi di euro.

I Paesi con le maggiori potenze in campo alla fine del 2017 sono elencati nella Tabella 1. La Germania, per molti anni al primo posto, è stata sorpassata nel 2009 dagli Stati Uniti, che, a loro volta, sono stati superati dalla Cina dal 2010 in poi. L’Italia, sesta nel mondo nel 2010, a fine 2017 è al decimo posto (da terza a quin- ta in Europa). La Danimarca, pioniere dell’eolico, cresce adesso con ritmo più lento, per la limitata estensione del territorio; gli incrementi di potenza si sono avuti soprattutto con le centrali offshore, mentre le installazioni sulla terraferma vanno a rimpiazzare macchine più anziane (il cosiddetto repowering). L’Unione Europea nel suo complesso ha mantenuto un buon tasso di crescita, arrivando a 169 GW alla fine del 2017.

Per gli impianti offshore la potenza operativa nel mondo era, alla fine del 2017, di 18,8 GW, di cui 15,8 GW in Europa, soprattutto nel Regno Unito (6,8 GW), Germania (5,4 GW), Danimarca (1,3 GW) e Paesi Bassi (1,1 GW), oltre che in Belgio, Svezia, Irlanda ecc. La taglia delle centrali offshore è cresciuta costantemente, raggiungendo una potenza installata media di 495 MW per gli impianti in costruzione nel 2017.

La produzione da fonte eolica è arrivata a coprire quote significative della domanda nazionale di energia elettrica in diversi Paesi. Dal Rapporto Annuale 2017 di IEA Wind TCP risulta che, nel 2017, il contributo alla domanda elettrica è stato del 43,3% in Danimarca, 24,8% in Irlanda, 24,0% in Portogallo, 18,0% in Spagna, 17,7% in Germania, 14,0% nel Regno Unito, 11,6% per l’intera Unione Europea. Gli Stati Uniti sono al 6,3%, la Cina al 4,8%. Secondo stime dello IEA Wind TCP, a livello mondiale nel 2017 la fonte eolica avrebbe coperto il 5,6% della domanda.

Il Rapporto Annuale 2017 di IEA Wind TCP ha confermato una costante discesa del costo capitale delle centrali eoliche di taglia significativa nel periodo 2011-2017; in particolare, il costo capitale medio dei nuovi impianti terrestri nei Paesi membri si è ridotto del 32% dal picco del 2011, arrivando a 1.448 euro/kW nel 2017. Con le producibilità mediamente rilevate nei siti terrestri degli stessi Paesi (2.000-2.200 ore annue equivalenti), si avrebbe un LCOE (Costo Livellato dell’Energia) medio di 53 euro/MWh. Naturalmente intorno al valore medio c’è una dispersione anche sensibile da Paese a Paese, a seconda delle risorse locali, delle dimensioni degli impianti, della morfologia dei siti ecc.

Comunque, nei casi più favorevoli, il kilowattora eolico potrebbe già essere competitivo con i prezzi dell’energia elettrica sul libero mercato all’ingrosso. Secondo il rapporto IEA, in Paesi come Stati Uniti o Norvegia si pensa già di far competere l’eolico sul mercato senza più incentivi.

Le centrali offshore hanno costi più elevati di quelle terrestri per i maggiori oneri derivanti dalle turbine per uso marino, dalle fondazioni subacquee, dall’installazione in mare ecc., costi che dovrebbero essere compensati, almeno in gran parte, dalla maggiore energia prodotta. Ricorrono oggi stime dell’ordine di 2.800-4.000€/kW, ma il Rapporto Annuale 2017 di IEA Wind TCP parla di progetti offshore che intendono offrire l’energia a 65 euro/MWh (Regno Unito) e 86 euro/MWh (Belgio) per l’alta producibilità attesa.

La situazione del settore eolico in Italia Per l’Italia, il censimento effettuato da ANEV (Associazione Nazionale Energia del Vento) ha registrato 9.496 MW d’impianti eolici collegati alla rete alla fine del 2017, con un incremento netto di 240 MW, +2,6% rispetto al 2016. L’andamento della crescita negli anni è illustrato nella Figura 2. Secondo i dati di Terna [5], la produzione lorda da fonte eolica nel 2017 è stata di 17,7 TWh e quella netta di 17,5 TWh, pari al 5,5% della domanda elettrica sulla rete nazionale.

In Italia sono per ora operativi impianti sulla terraferma, per la maggioranza nell’Italia meridio- nale e nelle isole, come si vede nella Tabella 2. Gli aerogeneratori in campo a fine 2017 erano circa 6.734, con potenza media di 1,4 MW.

È in corso la realizzazione di una centrale offshore da 30 MW nel porto di Taranto.

L’Italia ha terreni montuosi e venti meno forti e regolari di altri Paesi, ma ha riportato alla IEA, per il 2017, un costo capitale medio nazionale per i nuovi impianti di 1.500 euro/kWh e un 21,6% di fattore d’utilizzo medio (cioè 1.892 ore annue equivalenti a potenza nominale). Da questi dati si potrebbe stimare un LCOE medio dell’ordine di 80-90 euro/MWh, progresso notevole rispetto agli scorsi anni, anche se sempre superiore ai prezzi del mercato elettrico del giorno prima.

Assai più elevati sono, ovviamente, i costi degli impianti terrestri di piccola taglia, che possono arrivare a 2.500 €/kW e anche oltre per unità da pochi kilowatt.

Finché la tecnologia eolica non avrà raggiunto la competitività economica, sarà necessario mantenere dei meccanismi incentivanti, in riconoscimento dei vantaggi ambientali, strate- gici e commerciali che la fonte eolica apporta. Sino alla fine del 2012 in Italia l’incentivazione derivava dalla concessione, da parte del GSE, di Certificati Verdi in proporzione all’energia pro- dotta nei primi 15 anni di vita degli impianti. Ciò consentiva ai produttori di integrare i ricavi con la vendita di Certificati Verdi ai soggetti obbligati ad una quota minima di elettricità da fonti rinnovabili. Gli impianti sotto i 200 kW potevano beneficiare di una speciale tariffa onnicomprensiva o dello scambio sul posto.

Dal 2013 in poi, si è applicato un nuovo sistema istituito dal DM 6 luglio 2012, basato su quote di potenza incentivabile e su tariffe incentivanti da corrispondere nel periodo di vita utile dell’impianto (20 o 25 anni) per l’energia immessa in rete, decurtate dei ricavi dalla vendita dell’energia sul mercato. Queste tariffe sono fisse e decrescenti con la taglia per gli impianti fino a 5 MW; oltre 5 MW la tariffa viene ridotta attraverso gare d’asta.

Come si osserva dalla Figura 2, con il nuovo meccanismo si è avuto un sensibile rallentamento delle installazioni dal 2013. Il DM del 23 giugno 2016, basato sugli stessi principi, sta finanziando nuova potenza per 800 MW sulla terraferma e 30 MW offshore mediante aste, più quote minori.

È noto che l’Unione Europea si è data l’obiettivo del 20% da fonti rinnovabili sul consumo totale di energia entro il 2020 (Direttiva 2009/28/ CE), assegnando obiettivi nazionali agli Stati membri. L’Italia, che ha avuto l’obiettivo del 17%, ha pubblicato il Piano d’Azione Naziona- le (PAN) del 30 giugno 2010, che ha previsto 12.680 MW eolici installati al 2020 (12.000 MW terrestri e 680 MW offshore) con la produzione di 20 TWh/anno.

Nel novembre 2017, per adeguarsi ai nuovi traguardi a livello europeo, il Governo italiano ha poi elaborato la SEN (Strategia Energetica Nazionale), che prevede un contributo di elet- tricità da fonte eolica pari a 40 TWh/anno al 2030. Per un obiettivo di questa portata, considerato che il territorio italiano è assai delicato dal punto di vista paesaggistico e molti dei siti migliori sono già stati impegnati, un notevole contributo all’incremento della potenza installata dovrà essere fornito anche dal repowering degli impianti più anziani, nei cui siti le vecchie turbine saranno rimpiazzate da aerogeneratori recenti di potenza e altezza maggiore.

Le aree ventose al largo delle coste italiane, d’altra parte, hanno sovente acque troppo profonde per gli attuali aerogeneratori offshore basati sul fondo marino. Si dovrebbe ricorrere ad aerogeneratori galleggianti, che però sono, per ora, a uno stadio prototipico.

 

Il ruolo della Normativa tecnica

La normativa tecnica fornisce da tempo un importante ausilio a progettisti e utilizzatori di aerogeneratori e centrali eoliche. Le Norme di prodotto sono pubblicate in Italia dal CEI, che recepisce a livello nazionale le Norme Europee del CENELEC, a loro volta tratte, per la quasi totalità, dai documenti internazionali preparati dal TC 88 “Wind energy generation systems” della IEC.

Nell’ambito del CEI, l’attività del CT 88 “Sistemi di generazione da fonte eolica” si è quindi sem- pre concentrata sui lavori svolti nell’ambito del- la IEC. Il nucleo principale delle Norme per il settore eolico è costituito dalla Serie IEC 61400, che comprende numerose Parti dedicate alle tematiche via via emerse dalle esperienze degli operatori del settore. Queste Norme, insieme ad altri documenti come Specifiche Tecniche (TS) e Rapporti Tecnici (TR), sono pubblicate in Italia dal CEI come CEI EN 61400-X.

Il TC 88 della IEC è attivo dal 1988, anno di costituzione anche del CT 88 del CEI. L’attività normativa risale quindi ai tempi delle prime rea- lizzazioni di grandi impianti commerciali. Allora il tema dominante era la sicurezza delle turbine eoliche, intesa proprio come salvaguardia dell’integrità di queste grandi strutture rotanti, che invadevano terreni aperti al pubblico facendo temere rischi per persone, animali e cose. Grazie anche alla normativa, da questo punto di vista il bilancio è oggi molto rassicurante.

La prima Norma, la CEI EN 61400-1, di cui sta per uscire la Quarta Edizione, ha avuto come tema principale proprio i requisiti di progettazione delle turbine eoliche. Ad essa hanno fatto seguito Norme specifiche per la progettazione degli aerogeneratori di piccola taglia (CEI EN 61400-2) e sugli aspetti peculiari delle turbine offshore (Serie CEI EN 61400-3).

Più di recente si sono sviluppati anche lavori sui componenti principali degli aerogeneratori. Si tratta della Norma sui moltiplicatori di giri (CEI EN 61400-4), già in vigore, e delle Norme, anora in sviluppo, sulle pale (CEI EN 61400-5), le fondazioni e i sostegni (CEI EN 61400-6), i convertitori elettronici di potenza (CEI EN 61400-7) e i componenti strutturali del complesso rotore e navicella (CEI EN 61400-8).

Da tempo il TC 88 tratta anche le prove in campo più critiche per il settore. Una è la misura del rumore acustico emesso dagli aerogeneratori (Norma CEI EN 61400-11, cui sta ora seguendo un nuovo lavoro per una TS sul rilievo del rumore percepito). Un’altra è la misura in campo delle prestazioni degli aerogeneratori, cioè  il rilievo della loro curva di potenza, secondo metodologie diverse, definite dalle Norme CEI EN 61400-12-1 e CEI EN 61400-12-2. Sul tema sono in preparazione anche una Norma sussidiaria (CEI EN 61400-50-3) e un TR (CEI EN 61400-12-4).

Sono in vigore anche una Norma sulla misura in campo dei carichi meccanici (CEI EN 61400-13), una TS sulla dichiarazione dei livelli sonori (CEI EN 61400-14) e una Norma per la prova in scala reale delle pale del rotore (CEI EN 61400-23).

Negli ultimi anni è stato intrapreso un nuovo lavoro importante e delicato, ormai prossimo alla circolazione della prima bozza, che fornirà prescrizioni sui metodi per la caratterizzazione delle risorse eoliche nei siti candidati per l’installazione di centrali e sulla presentazione dei relativi risultati (futura CEI EN 61400-15).

Altre Norme in vigore riguardano le caratteristiche dell’energia elettrica immessa nelle reti (Serie CEI EN 61400-21), la certificazione di aerogeneratori e progetti d’impianti (CEI EN 61400-22, adesso ritirata da IEC ma mantenuta da CENE- LEC), la protezione dalla fulminazione (CEI EN 61400-24), la supervisione e il controllo d’impianti eolici (Serie CEI EN 61400-25), la definizione di disponibilità (Serie CEI EN TS 61400-26, in trasformazione in Norma CEI EN 61400-26-1), i modelli per la simulazione elettrica di aerogeneratori e centrali (Serie CEI EN 61400-27).

Tra i lavori in corso sono da ricordare anche quelli sull’estensione della vita degli impianti (futura CEI EN TS 61400-28), le segnalazioni luminose delle turbine (CEI EN 61400-29), i criteri di progettazione finalizzati alla sicurezza del personale (TS CEI EN 61400-30) e la compatibilità elettromagnetica (CEI EN 61400-40). I due ultimi lavori riprendono al livello della IEC le tematiche trattate da due documenti del CENE- LEC ormai obsoleti, rispettivamente CEI EN 50308 e CLC/ TR 50373.

La normativa della Serie CEI EN 61400 ha affrontato sin dall’origine argomenti molto diversi, a mano a mano che si imponevano all’attenzione, aiutando a definire questioni potenzialmente critiche e contribuendo alla rapida espansione delle installazioni. Tuttavia, proprio a causa di questo sviluppo non programmato, chi oggi guardasse all’insieme dei corposi documenti prodotti potrebbe avere difficoltà ad orientarsi. Di questo si è reso conto il TC 88 della IEC, che ha costituito un Gruppo di lavoro per la riorganizzazione dell’intera Serie CEI EN 61400 come insieme di Parti tratte dalle Norme esistenti, più altre nuove, tutte sotto un documento introduttivo, la futura CEI EN 61400-101 già in preparazione. Il processo di transizione richiederà tempo, ma la nuova struttura potrà rendere ancora più efficace il ruolo che la normativa ha sinora svolto.

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Bibliografia

[1] “L’energia elettrica dal vento”, monografia pubblicata da RSE S.p.A. – Ricerca sul Sistema Energetico, Seconda Edizione 2017, Editrice Alkes, Milano, ISBN 978-88-907527-1-1, vedere il sito www.rse-web.it.

[2] “Global Wind Statistics 2017”, rapporto pubblicato da GWEC (Global Wind Energy Coucil) nel febbraio 2018, reperibile sul sito www.gwec.net.

[3] “Wind in Power 2017”, rapporto pubblicato da WindEurope nel febbraio 2018, reperibile sul sito www.windeurope.org.

[4] “IEA Wind TCP 2017 Annual Report”, rapporto del Comitato Esecutivo del Wind Energy Technology Collaboration – Programme della IEA (International Energy Agency), pubblicato da PWT Communications, Olympia, Washington, USA, ISBN 978-0-9905075-8-1, reperibile sul sito community.ieawind.org.

[5] “Dati statistici sull’energia elettrica in Italia”, rapporto di Terna S.p.A. e Gruppo Terna, reperibile sul sito www.terna.it.