Una nuova ricerca ha dimostrato che le stime sulla produzione di energia eolica offshore possono essere errate fino a 15 gigawatt. Lo studio, incentrato sul Mare del Nord, ha evidenziato come le previsioni cambino drasticamente in base alle caratteristiche delle turbine, ai dati meteorologici utilizzati e alla simulazione delle scie di vento tra gli impianti.
L’incertezza emersa è strategica per il sistema energetico europeo, poiché errori di questa portata possono influenzare investimenti, pianificazione delle reti e aste per nuovi parchi. I ricercatori dell’Helmholtz-Zentrum Hereon e dell’Università di Amburgo hanno invitato a usare modelli più realistici per pianificare la crescita futura dell’energia marina.
Il lavoro si inserisce nel contesto degli ambiziosi obiettivi europei: i Paesi della North Seas Energy Cooperation puntano a passare dai 26 GW del 2022 a 300 GW installati nel Mare del Nord entro il 2050. Per analizzare l’impatto di tale crescita, gli autori hanno impiegato un modello climatico avanzato.
Il risultato principale ha rivelato un’incertezza combinata di circa 15 GW, pari al 10% della capacità totale simulata. Di questa, ben 11 GW dipendono dalle differenze tecnologiche tra le turbine, mentre 4 GW derivano dalle diverse condizioni meteorologiche usate per alimentare i modelli. Il confronto tra macchine da 3,6 MW e aerogeneratori di nuova generazione da 15 MW ha mostrato che, a parità di potenza installata, quelle più grandi producono molta più energia.
La produzione media annua è passata da 62,6 GW a 73,7 GW utilizzando le turbine più moderne. Questo accade perché servono meno macchine per raggiungere la stessa potenza, riducendo così il disturbo reciproco. Inoltre, rotori più grandi e mozzi più alti intercettano venti più forti e costanti, migliorando il fattore di capacità (il rapporto tra energia prodotta e potenza teorica).
Un aspetto cruciale dello studio è il cosiddetto “effetto scia” (wake effect). Quando una turbina estrae energia dal vento, crea una scia di aria più lenta e turbolenta. Le simulazioni hanno confermato che queste scie possono estendersi per oltre 50 chilometri, riducendo la velocità del vento per gli impianti sottovento fino al 45% in alcuni punti. La disposizione geografica dei parchi diventa quindi una variabile economica fondamentale.
La ricerca ha anche messo in luce un fattore stagionale. In estate, con venti più deboli e un’atmosfera più stabile, le scie si dissipano più lentamente, amplificando il loro impatto negativo sulla resa energetica complessiva.
Le implicazioni per il mercato elettrico sono enormi. Una differenza di oltre 10 GW medi cambia il valore dei progetti, i ricavi attesi e il dimensionamento dei sistemi di accumulo. Previsioni troppo ottimistiche portano a business plan errati, mentre stime troppo prudenti rischiano di frenare gli investimenti. Per questo, lo studio ha concluso che la qualità dei modelli previsionali sarà decisiva quanto la costruzione di nuove infrastrutture per il futuro energetico europeo.
