Il repowering eolico triplica l’energia con meno pale

Il meccanismo sostituisce turbine obsolete con macchine moderne, triplicando la produzione e riducendo l’impatto sul territorio

Tre volte più energia con meno pale. Non è uno slogan, è il principio fisico e ingegneristico su cui si regge il repowering eolico. La scorsa settimana Edison ha completato il repowering di tutti i nove impianti eolici gestiti in Abruzzo con un investimento superiore a 200 milioni di euro, portando la capacità installata da 114 a 186 MW. L’iniziativa è tra le maggiori finora realizzate in Italia e segna un passaggio concreto: il potenziamento dei parchi esistenti non è più solo una voce nei piani energetici, ma una leva operativa che sta ridisegnando la geografia dell’eolico italiano.

Il paradosso: più resa con meno pale

Il meccanismo è noto da anni agli addetti ai lavori, ma vale la pena smontarlo. Già nel 2024 WindEurope aveva quantificato il potenziale: ripotenziando gli impianti obsoleti si potrebbe triplicare la produzione di elettricità di un parco eolico riducendo al contempo il numero di turbine. Come è possibile? La risposta sta nell’evoluzione tecnologica delle macchine. Una turbina installata quindici o vent’anni fa ha un rotore di diametro contenuto, un’altezza al mozzo limitata e un generatore tarato su densità di potenza modeste. Le macchine attuali, anche di pari potenza nominale, spazzano un’area molto maggiore — il disco del rotore cresce con il quadrato del diametro — e operano ad altezze dove il vento è più costante e meno turbolento. Il risultato è un fattore di capacità che può passare dal 20-22% degli impianti primi anni Duemila a oltre il 30-35% delle turbine odierne. In pratica, si estrae più energia dalla stessa risorsa anemologica con meno strutture sul territorio.

Il repowering sfrutta anche un vantaggio infrastrutturale spesso sottovalutato: le connessioni di rete esistono già. Un parco eolico dismesso o sottoperformante ha già una cabina di consegna, un elettrodotto di collegamento e, nella maggior parte dei casi, una viabilità di servizio. Sostituire le turbine significa riutilizzare queste opere civili ed elettriche, abbattendo costi e tempi rispetto a un impianto greenfield. Il paradosso è tutto qui: meno impatto visivo, più produzione, e un uso più efficiente del territorio già antropizzato.

La chiave per il PNIEC

Quanto può contribuire il repowering alla transizione italiana? I numeri sono più alti di quanto si creda. Degli attuali 13,5 GW di capacità eolica installata in Italia, gli impianti destinati al repowering rappresentano circa 6 GW, quasi la metà del parco installato. Secondo le stime, il ripotenziamento di questa quota potrebbe fornire il 60-70% della nuova capacità eolica necessaria per raggiungere l’obiettivo del PNIEC, che fissa a 26 GW la potenza installata al 2030. Tradotto in termini pratici: senza repowering, l’Italia dovrebbe autorizzare e costruire greenfield per oltre 12 GW in meno di quattro anni — uno scenario che chi opera nel settore sa essere irrealistico con gli attuali tempi autorizzativi.

Un dato tecnico rilevante arriva da Terna. A metà giugno, il gestore della rete ha comunicato che con il nuovo sistema per le connessioni, su 13 GW di capacità eolica disponibile potremo accogliere 5 GW di repowering senza rinforzi di rete. Significa che oltre un terzo del potenziale di ripotenziamento può essere allacciato senza potenziare le infrastrutture di trasmissione esistenti — un vantaggio competitivo enorme in un Paese dove i colli di bottiglia sulla rete ad altissima tensione, specie al Sud, sono una delle principali barriere allo sviluppo delle rinnovabili.

Non tutto però è lineare. Già nel settembre 2024 Anev aveva sollevato un problema regolatorio che ancora oggi frena diversi progetti: il decreto Aree idonee permette alle Regioni di definire come non idonee le aree dove ci sono già impianti eolici in funzione. È un cortocircuito normativo: il decreto, pensato per tutelare i territori da nuova occupazione, rischia di bloccare proprio quegli interventi che ridurrebbero l’impronta fisica degli impianti esistenti. Un parco con 30 turbine degli anni Duemila potrebbe diventare un impianto con 8-10 macchine moderne, triplicando la produzione: se l’area viene dichiarata non idonea, l’intervento si ferma per via amministrativa, non per ragioni tecniche.

Sul campo: chi muove per primo

Due esempi recenti mostrano che la corsa è già iniziata, ma non senza ostacoli. L’intervento di Edison in Abruzzo, completato la scorsa settimana, è un caso da manuale: nove impianti ripotenziati in blocco, 200 milioni di investimento, un salto di capacità del 63% — da 114 a 186 MW — senza occupare nuovo suolo. L’approccio integrato su un intero portafoglio regionale è un modello replicabile, specie nelle aree appenniniche dove la risorsa eolica è abbondante e i siti sono già infrastrutturati.

Sul versante competitivo, lo scorso dicembre ERG si è aggiudicata due progetti di repowering per 141 MW complessivi nella prima asta del decreto FER X, con tariffe ventennali pay-as-produced. Nei due siti la capacità installata combinata è più che raddoppiata rispetto ai 69 MW attuali. Sono segnali di un mercato che sta passando dalla fase dei bandi esplorativi a quella delle assegnazioni con contratti di lungo termine, un passaggio che dà certezza agli investimenti e accelera la bancabilità dei progetti.

Con 6 GW di impianti maturi, un meccanismo d’asta già rodato e la disponibilità dichiarata di Terna ad accogliere 5 GW senza rinforzi, la finestra operativa è aperta. Le incognite restano sul fronte autorizzativo e normativo regionale, ma la direzione tecnica è tracciata.

Il vento dell’innovazione soffia sugli impianti esistenti: chi lo ignora rischia di restare al palo.