Pausa energia

La domanda di energia è crollata in tutto il mondo, dato che conferma – qualora ce ne fosse ulteriore bisogno – il drammatico impatto globale del Covid-19 anche a livello economico. Non fa eccezione la Colombia, che a dicembre ha registrato un calo del 1,6 per cento (meno 2,6 per cento su base annua) contro un 2019 che aveva visto un aumento di circa il 4 per cento. È quanto emerge dall’ultimo report rilasciato da XM Compania de Expertos en Mercados, l’operatore nazionale colombiano che gestisce il National Interconnected System (SIN) e il mercato all’ingrosso dell’energia (MEM). Sul fronte generazione, l’analisi evidenzia come nel mese di dicembre 2020 l’80 per cento dell’energia, pari a 158,4 GWh di media giornaliera, sia stata prodotta da fonti rinnovabili; il restante 20 per cento, pari a una media di 39,6 GWh/giorno, da combustibili fossili. C’è da dire che tra le FER il maggiore contributo - praticamente il 98 per cento, pari a 155,2 GWh giornalieri medi - è dato dall’idroelettrico, mentre tra i combustibili fossili è il gas è stato il maggior contributore con il 60,2 per cento, pari a 23,8 GWh di media giornaliera (in crescita dell’1,9 per cento rispetto al mese precedente), seguito dal carbone con il 39,5 per cento (in crescita del 3,5 per cento rispetto al mese precedente). “Nel 2020 la domanda di energia - ha dichiarato Jaime Alejandro Zapata Uribe, direttore di XM National Dispatch Center - si è contratta principalmente a causa delle misure prese dal governo per prevenire la diffusione del Covid-19 nel Paese. Bisogna andare indietro al 2016 per registrare una diminuzione così netta”.

Uno degli Stati più energivori al mondo è senz’altro la Russia, che si attesta al quarto posto in questa particolare classifica, rappresentando da sola il 5 per cento del consumo globale. Anche se è il gas naturale a contribuire per poco più della metà - 52 per cento - alla produzione totale di energia primaria, e solo lo 0,2 per cento proviene da fonti rinnovabili, la Russia sta gradualmente investendo sia nell’eolico sia nel fotovoltaico. E proprio con l’inizio del nuovo anno è entrata in funzione la nuova wind farm di Kochubeyevskaya, la più grande finora realizzata nel Paese. Costruito da NovaWind, divisione del colosso energetico russo Rosatom, l’impianto è costituito da 84 turbine, ha una potenza complessiva pari a 210 MW e va ad affiancarsi a quello di Adygea, da 150 MW. Rosatom, sempre attraverso la divisione NovaWind, sta implementando un programma per la costruzione di altri parchi eolici entro il 2024 in tre siti nel Krai di Stavropol e nella regione di Rostov, con una capacità totale di circa 1,2 GW.

Le problematiche economiche, sociali e politiche della maggior parte dei Paesi centrafricani rendono il processo di decarbonizzazione di difficile attuazione, allontanando anche i possibili investitori internazionali. Nonostante le criticità, però, qualcosa sembra muoversi. È il caso dell’Angola, paese ricco di risorse energetiche e naturali, che ha di recente manifestato la volontà politica di allontanarsi dall’opzione “tutto e solo petrolio” per promuovere lo sviluppo delle rinnovabili e aumentare nel contempo la capacità elettrica installata, per rendere l’energia elettrica sempre più accessibile. “L’Angola possiede davvero molte risorse: petrolio, gas, sole, vento e acqua in abbondanza - ha dichiarato João Salvador dos Santos Neto, ambasciatore angolano in Cina durante la Conferenza internazionale sulla cooperazione energetica svoltasi a Pechino. Quello che ancora manca, tuttavia, sono gli investimenti per lo sfruttamento sostenibile di questo enorme potenziale”. In particolare, il governo angolano si è posto l’obiettivo di raggiungere entro il 2025 800 MW di capacità da rinnovabili. Un primo passo è stata la costruzione di una centrale solare da 35 MW a Lubango, nella provincia di Huila, mentre si sta iniziando la realizzazione del tronco principale del Sistema di Trasporto 400 kV, iniziato con la linea Capanda-Lucala-Viana, che consentirà l’interconnessione sicura dei sistemi tra Nord, Centro, Sud ed Est del Paese, favorendo così l’incremento dell’elettrificazione nelle aree ancora prive di energia.

Degli oltre 16 milioni di persone che abitano nello Zimbabwe solo il 32 per cento ha accesso all’elettricità; problema che il Paese condivide con la maggioranza degli Stati centrafricani. Inoltre, secondo le stime della Banca mondiale, l’ex Rhodesia Meridionale contribuisce alle emissioni di gas climalteranti con circa 12.000 chilogrammi/anno di anidride carbonica. Per migliorare la capacità elettrica e nel contempo contribuire allo sviluppo sostenibile, la principale compagnia energetica dello Zimbabwe, Zuva Petroleum, ha annunciato un progetto per l’installazione di 180 impianti fotovoltaici che dovrebbero diventare operativi entro la fine del 2021. L’elettricità generata sarà utilizzata non solo per alimentare le stazioni di servizio, i siti e i depositi di GPL ma, attraverso un sistema di net metering (scambio sul posto) almeno il 30 per cento di questa sarà convogliata in rete supportando così l’Agenda Nazionale per lo Sviluppo Sostenibile. Da notare che a luglio 2020 sono iniziati anche i lavori per la costruzione di un impianto fotovoltaico da 32 MW a Colleen Bawn, nella provincia di Matabeleland South. Di questi, 16 MW saranno utilizzati per il funzionamento dell’impianto di clinker della Pretoria Portland Cement (PPC), mentre i restanti 16 MW saranno immessi nella rete elettrica nazionale.

Proseguendo nelle sue consultazioni sui temi relativi alla transizione energetica, Nuova Energia ha incontrato l’onorevole Luca Squeri, commissario nella X Commissione Attività Produttive della Camera. Una chiacchierata che ha toccato tutti i temi di attualità sul tavolo politico: dalla gestione della cosa pubblica all’ambiente, dai rifiuti alla mobilità. Partendo ovviamente dal più scottante, il Recovery Fund. “Non possiamo permetterci ulteriori perdite di tempo. Il fatto che a inizio gennaio il Paese si trovi nelle condizioni di non sapere con la dovuta precisione quello che sarà il contenuto del Recovery Plan e le modalità con cui sarà portato avanti, ci dice una cosa evidente: la compagine di governo è la responsabile dell’estremo ritardo e mostra tratti di incapacità e incompetenza. Poco capace di avere le idee chiare, poco competente nel proporre un piano che altri Paesi hanno già definito da tempo”. Una miopia che purtroppo troviamo anche quando si parla di energia e strategie per traguardare gli obiettivi al 2030. “È bello pensare di eliminare il carbone al più presto, usare la corrente elettrica per risolvere tutti i problemi... Ma c’è una sostenibilità economica e sociale che deve essere presa in massima considerazione. È importante la capacità di considerare il concetto di sostenibilità in tutti i suoi aspetti”. “Il carbone a mio avviso è un problema minore; quello vero è non avere un Piano nazionale equilibrato bensì fortemente sbilanciato sulla corrente elettrica e quindi sul gas, fonte che al 2050 dovremo avere avuto la capacità di sostituire” All’interno dell’ampia intervista Luca Squeri pone l’accento su quello che considera un peccato originale del PNIEC: “Il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima contiene un vizio di origine, un errore di fondo presente sin da quando è stato emanato. È sbagliato nel merito: troppo sbilanciato su una impostazione che mira a intensificare e a incrementare i consumi di elettricità. Il PNIEC rende questo vettore assoluto protagonista, come se tutto il sistema energetico debba concentrarsi lì, senza prestare attenzione al vero problema: sostituire le fonti fossili con le rinnovabili”. “Sbagliando indirizzo - continua la sua analisi Squeri - porta inevitabilmente a sbagliare traiettoria, anche perché nel Piano non compare il principio di neutralità energetica che passa dal sostegno di tutte le fonti rinnovabili e da una maggiore libertà in merito alle scelte tecnologiche: non solo eolico e fotovoltaico, ma anche geotermia, idrico, biomasse devono poter concorrere al raggiungimento di una vera decarbonizzazione”.

Il 3 luglio 2020 il parlamento tedesco ha approvato la Legge sulla cessazione della produzione di energia da carbone (Coal Phase-out Act). Basata sulle raccomandazioni della Commissione per la crescita, i cambiamenti strutturali e l’occupazione istituita dal governo federale tedesco, la legge stabilisce il termine per la produzione di elettricità da carbone al più tardi entro il 2038. In particolare, 12,5 GW di capacità saranno da disattivare entro il 2022 e più di 25 GW entro il 2030. Una decisione che avrà un grande impatto, dal momento che queste centrali rivestono ancora un ruolo determinante per la sicurezza degli approvvigionamenti in Germania. Di questo processo fa parte la dismissione dell’unità D, da 300 MW, della centrale a lignite della compagnia elettrica tedesca RWE Power sita a Niederaussem. Qui RWE, attraverso il suo Innovation Center, ha già messo in funzione un impianto pilota di depurazione della CO 2 dai gas di combustione prodotti dalla centrale, fornendo un contributo importante per una transizione energetica e per il futuro del distretto minerario. “Siamo il primo Paese al mondo - ha detto il ministro dell’Ambiente Svenja Schulze - ad uscire dal nucleare e dal carbone: un grande passo per la protezione del clima e un importante segnale internazionale”. Le regioni produttrici di carbone negli stati tedeschi del Nord Reno-Westfalia, Sassonia, Sassonia-Anhalt e Brandeburgo avranno accesso a 40 miliardi di euro per assorbire l’impatto. Questi fondi dovrebbero anche essere destinati alla ristrutturazione delle economie regionali, alla riqualificazione dei lavoratori e all’espansione delle infrastrutture locali.

Ha avuto inizio, con il 31 dicembre 2020, la fornitura di gas naturale dall’Azerbaigian alla Bulgaria. L’accordo - sottoscritto da Bulgargaz, società statale bulgara di distribuzione, e Socar, compagnia petrolifera azera - prevede per i prossimi 25 anni la consegna di 1 miliardo di metri cubi di gas l’anno. Fino al prossimo mese di ottobre, il gas azero sarà convogliato dal giacimento di Shah Deniz 2 allo stato balcanico attraverso un punto di consegna temporaneo, che collega il Trans Adriatic Pipeline (TAP) con il sistema di trasporto del gas greco, in attesa del completamento dell’interconnector tra Bulgaria e Grecia, che sarà messo in funzione all’inizio del quarto trimestre 2021. “Questo accordo - ha dichiarato Temenuzhka Petkova, ministro dell’energia bulgaro – riveste una estrema importanza perché è legato all’attuazione di una nostra priorità: la diversificazione delle forniture di gas naturale”. Non solo, il contratto di approvvigionamento di gas dall’Azerbaigian permetterà di avere un prezzo di vendita sul mercato interno più basso, diventando quindi anche un supporto diretto alla competitività dell’industria bulgara.

Avere una casa a Venezia è un sogno nel cassetto che presto, purtroppo, potrebbe diventare tale anche per i veneziani stessi. Ogni anno più di mille abitanti lasciano Venessia per lidi più stabili e meno lagunari, con una lenta ma decisa emorragia che si prevede porterà allo spopolamento completo in poco meno di 10 anni. Risiedere su un’isola richiede un certo allenamento anche per gli autoctoni che ci abitano da generazioni. Nel caso di Venezia la conformazione geografica della città, che la rende così unica nel suo genere, porta con sé ulteriori difficoltà che toccano ogni aspetto della vita quotidiana. In una giornata qualunque andare dalla stazione ferroviaria a piazza San Marco richiede 45 minuti tra ponti, sottoporteghi gremiti di turisti, labirinti di strade e piazze. Il tutto rigorosamente a piedi e venendo accompagnati nelle diverse stagioni da pioggia, sole cocente, acqua alta, Carnevale e tanti tanti visitatori… Quindi gambe in spalla, o si potrebbe dire “gambe in calle”, come sono chiamate qui le strette stradine che serpeggiano in ogni direzione. Venezia ha comunque un fascino intramontabile che richiama ogni anno milioni di persone che arrivano a visitare i sestrieri (i 6 quartieri in cui è suddivisa la città). Questo significa lunghe code, vaporetti strabordanti, calche nei negozi che si fanno sempre più turistici e meno di vicinato. Il turismo però porta bene, alimentando l’economia cittadina e assicurando agli abitanti un introito certo, una volta entrati a far parte del circolo degli affitti, Airbnb e affini. Chi trova un appartamento a Venezia trova un tesoro. Tutto questo sembra ormai una lontana realtà, con la trasformazione della Serenissima in un deserto dei Tartari. L’alto costo della vita, i difficili spostamenti, l’importante numero di turisti ha fatto sì che nel tempo sempre più residenti si trasferissero in terra ferma. Quest’anno i problemi si sono esasperati con la pandemia di Covid, che ha fortemente scoraggiato (per usare un eufemismo) il soggiorno di turisti e studenti universitari, e un clima poco climatico contraddistinto da un maltempo continuo e un’acqua alta straordinaria che già in condizioni normali avrebbe messo in crisi commercianti e albergatori (difficile tenere aperto con frigoriferi, scaffali e sedie brombi, bagnati fradici). Le polemiche sul MOSE - il sistema di dighe mobili pensato per proteggere dall’acqua alta stagionale - hanno inasprito una situazione che, è il caso di dirlo, fa acqua da tutte le parti. Il 2030 si prospetta ancora più infausto del 2020, dato che potrebbe essere ricordato come l’anno del raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione previsti dall’Europa, ma anche come quello del totale declino della popolazione veneziana previsto dagli studi demografici. Sposiamo la speranza e confidiamo nei “venesiani, gran signori”: se sono riusciti a ricavare un gioiello di città da una laguna paludosa, hanno la tempra e lo spirito giusto per trasformarla in qualcosa di nuovo e uscire rinnovati da questa drammatica crisi. Matilde Rosini

Pur essendo uno dei principali produttori di petrolio della regione, avendo la terza più grande riserva del Sud America, il Piano Elettrico 2018-2027 dell’Ecuador prevede lo sviluppo di progetti rinnovabili per la produzione di 500 MW. Nell’ambito di questo Piano è stato autorizzato il progetto fotovoltaico El Aromo, in provincia di Manabi, una zona costiera che si affaccia sull’Oceano Pacifico. L’opera, che dovrebbe entrare in funzione entro la fine del 2022, ha un costo stimato di 150 milioni di dollari, avrà una capacità installata di 200 MW e genererà circa 285 GWh di elettricità l’anno. “Questo progetto - ha dichiarato René Ortiz, ministro dell’Energia dell’Ecuador - costituisce un ulteriore passo per consentire lo sviluppo delle energie rinnovabili. Per la decarbonizzazione del Pianeta ogni Paese deve mettere il suo granello di sabbia; il nostro inizia con questi progetti su larga scala”. Da notare che attraverso la Latin American Energy Organization (OLADE), un ente pubblico intergovernativo che promuove l’uso razionale e la difesa delle risorse energetiche della regione, l’Ecuador ha integrato la propria rete elettrica con quelle di Colombia e Perù, dove il fabbisogno di elettricità è in aumento.

È una delle regioni più povere al mondo, dove oltre 260 milioni di persone vivono con meno di 1,90 dollari al giorno e ben un miliardo con meno di 3,20 dollari al giorno. Per promuovere lo sviluppo di tale area l’Asian Development Bank (ADB) ha approvato un prestito di 171 milioni di dollari allo Stato del Myanmar (noto anche come Birmania) per finanziare un Progetto di elettrificazione rurale accelerata, che prevede la realizzazione di infrastrutture elettriche. In un Paese dove le infrastrutture di trasmissione e distribuzione sono insufficienti e obsolete, l’intervento di ADB permetterà la costruzione di 48 nuovi impianti a media tensione, e più di 1.000 chilometri di linee di distribuzione nelle regione di Ayeyarwady, di Bago est, Magway e nello stato di Kayin. Il progetto istituirà, per la prima volta, un sistema computerizzato di automazione della distribuzione (DAS) per migliorare l’efficienza operativa e la gestione dei sistemi di distribuzione, permettendo un monitoraggio in tempo reale e la gestione dei guasti di rete, e aumenterà la fornitura di elettricità contribuendo a realizzare il piano del Paese di accesso universale all’elettricità entro il 2030. “Il progetto - ha dichiarato Duy-Thanh Bui, Principal Energy Economist di ADB - aiuterà il governo a fornire elettricità stabile e affidabile nelle aree rurali, sostenendo una crescita economica inclusiva e creando posti di lavoro”. Inserita nel Piano Industriale Operativo Paese 2020-2022, una volta operativa la rete porterà l’elettricità a 446.000 famiglie in più di 3.000 villaggi.

Formati da 74 isole – disperse su una superficie di 3 milioni di km2 - in cui abitano oltre 104.000 persone, gli Stati Federati di Micronesia (FSM), composti dagli Stati di Pohnpei, Kosrae, Chuuk e Yap, sono dipendenti in larga misura dal petrolio per il proprio approvvigionamento energetico. Quest’ultimo è reso difficoltoso, come del resto tutte le attività commerciali, dall’estrema dispersione geografica, da collegamenti e trasporti limitati e dalla lontananza dai mercati di scambio; il più vicino, il Giappone, dista oltre 3.700 km. La Banca Mondiale ha recentemente approvato l’Energy Sector Development Project che, con uno stanziamento di 30 milioni di dollari, ha l’obiettivo di migliorare l’affidabilità della fornitura di elettricità, espandere l’accesso all’elettricità e aumentare la produzione di energia rinnovabile. L’intervento della World Bank va ad affiancare e sostenere il National Energy Policy and Energy Master Plan degli Stati Federati di Micronesia, che punta a un aumento della capacità di generazione disponibile e all’efficienza dell’approvvigionamento di energia elettrica con il 30 per cento prodotto da fonti rinnovabili. Oggi l’FSM spende più di 40 milioni di dollari all’anno per l’importazione di combustibili.

Ci sarebbe stata la possibilità, tramite la legge di bilancio 2021, di porre rimedio alla distorsione che esclude il teleriscaldamento dagli interventi che possono usufruire del cosiddetto Superbonus. Periodo ipotetico dell’irrealtà, perché tale possibilità non è stata sfruttata. “Ancora una volta lo spirito delle politiche comunitarie sulla sostenibilità - dichiara Lorenzo Spadoni, presidente di AIRU (Associazione Italiana Riscaldamento Urbano) - non è stato colto, così come le opportunità offerte da tutte le fonti di calore disponibili sul territorio, incluse le rinnovabili, che proprio attraverso le reti di teleriscaldamento possono essere intercettate, recuperate e adeguatamente valorizzate”. “Da un lato - continua Spadoni - ci poniamo obiettivi di decarbonizzazione dell’economia sempre più ambiziosi; dall’altro, i provvedimenti che vengono adottati risultano non in linea, se non in aperta contraddizione, con questi obiettivi. La mancata correzione in sede di legge di bilancio della norma sul Superbonus è l’ennesimo esempio di questa distorsione”. Distorsione particolarmente penalizzante per il teleriscaldamento, perché ostacola la diffusione di una soluzione di provata efficacia nel contrastare le emissioni di anidride carbonica e l’inquinamento atmosferico, specie nelle zone densamente popolate della Penisola. “Da più parti - continua Spadoni - si rimprovera all’Italia di non adottare misure strutturali; il teleriscaldamento può essere proprio una di queste. Uno dei vettori fondamentali da cui può arrivare un contributo importante per la transizione verde e che, diversamente da quanto accade nel resto d’Europa, non solo non viene sostenuto ma è anzi contrastato”. Un recente studio congiunto dei Politecnici di Milano e Torino identifica un potenziale di crescita del teleriscaldamento italiano del 400 per cento; potenziale che, se efficacemente sfruttato, consentirebbe di ridurre di oltre 5 milioni di tonnellate l’anno le emissioni di CO2 del Paese: sarebbe come eliminare dalla circolazione oltre 4 milioni di automobili! “Dispiace – osserva infine il presidente di AIRU - constatare la mancanza di volontà delle Istituzioni di utilizzare questo potenziale enorme di energia, che potrebbe dare una grossa mano sia all’ambiente che allo sviluppo economico, riuscendo così a rispondere contemporaneamente alle due grandi sfide del nostro tempo: i cambiamenti climatici e la crisi socio-economica scaturita dall’emergenza pandemica”. Il teleriscaldamento rappresenta una tecnologia sperimentata e flessibile, immediatamente disponibile per accompagnare la transizione energetica delle nostre città; è necessario, però, comprenderne il valore e supportarne la centralità nel percorso di decarbonizzazione del Paese.

L’efficienza rappresenta un motore per la transizione energetica, un traino che è valido anche per la Turchia. Il Paese, infatti, ha enormi potenzialità di miglioramento della propria efficienza ma per farlo sono necessari investimenti. È quanto affermano Deger Saygin, direttore dello SHURA Energy Transition Center, e Jan Rosenow, direttore dei programmi europei del Regulatory Assistance Project (RAP) presentando lo studio The most economic solution for Turkey’s power system: Energy Efficiency and Business Models. Obiettivo principale dell’analisi è valutare il potenziale tecnico ed economico dell’efficienza energetica nel sistema elettrico turco al 2030, valutando i costi e i benefici delle tecnologie e distinguendo le prospettive del settore privato e pubblico. Lo studio evidenzia come la transizione verso un’economia a basse emissioni di carbonio richiede la diffusione accelerata delle energie rinnovabili dal lato dell’offerta, la riduzione delle perdite dal lato della rete, la riduzione della domanda di elettricità attraverso miglioramenti dell’efficienza energetica e una maggiore flessibilità per l’integrazione delle rinnovabili in rete. Negli ultimi venti anni il consumo energetico finale totale della Turchia è aumentato del 90 per cento, e il 44 per cento della produzione totale di elettricità proviene da fonti rinnovabili. Il Piano d’azione nazionale per l’efficienza energetica mira a una riduzione del 14 per cento della domanda totale di energia primaria entro il 2023, rispetto ai livelli del 2017, partendo dal miglioramento dell’efficienza dal lato dell’offerta fino alla riduzione delle perdite della rete di trasmissione e di distribuzione.

La Banca Mondiale ha approvato un progetto da 107,4 milioni di dollari per aiutare le Maldive ad accelerare la transizione verso le energie rinnovabili. Denominato Accelerating Renewable Energy Integration and Sustainable Energy (ARISE), il progetto si basa sulla precedente iniziativa Accelerating Sustainable Private Investments in Renewable Energy (ASPIRE), finanziata sempre dalla World Bank con l’obiettivo di portare investimenti privati finalizzati ad aumentare la capacità rinnovabile delle isole. Le Maldive, 1.200 isole coralline raggruppate in 26 atolli distribuiti su circa 90.000 chilometri quadrati dell’Oceano Indiano, hanno visto nell’ultimo decennio una crescita del 6,2 per cento annuo del consumo totale di elettricità, che nel 2018 è stato di 750 GWh. Fanno affidamento principalmente sull’importazione di gasolio - che rappresenta l’80 per cento delle 700.000 tonnellate di carburante importato nel 2019 - mentre le fonti rinnovabili, principalmente fotovoltaico, costituiscono solo il 4 per cento del mix energetico totale. Il progetto mira ad aiutare il Paese ad affrontare le sfide climatiche; passando alle rinnovabili per la generazione di energia, le Maldive diminuiranno il consumo di combustibili fossili, riducendo i costi e generando posti di lavoro. Inoltre, la rete di distribuzione potrà essere rafforzata attraverso investimenti in infrastrutture e sistemi di stoccaggio per migliorare l’efficienza operativa e la flessibilità per l’integrazione delle rinnovabili. L’obiettivo è dimostrare la fattibilità operativa ed economica di tecnologie innovative cruciali per affrontare la variabilità della produzione di energia da FER e consentire un servizio continuo. Attualmente ogni isola ha la propria centrale di generazione e una struttura di distribuzione che funziona come una singola rete elettrica. Ci sono 186 centrali elettriche sulle isole abitate, che generano collettivamente 319 MW da diesel e 21,52 MW da fotovoltaico.

Nel 2019 la capacità degli impianti eolici offshore tedeschi è aumentata del 20,9 per cento, arrivando a 6.436 MW, ormai prossima all’obiettivo del governo tedesco di 6.500 MW entro la fine del 2020. Uno sviluppo che non si ferma, come dimostrato dal nuovo parco eolico offshore di Kaskasi che sarà realizzato nel Mare del Nord, a 35 km dalle coste dell’isola di Helgoland. Con una capacità di 342 MW, la nuova installazione - la prima approvata dall’Agenzia federale tedesca per la navigazione e l’idrografia in base alla nuova legge sull’eolico offshore - comprenderà un totale di 38 turbine, ognuna con una capacità installata fino a 9 MW. I lavori di costruzione inizieranno nel terzo trimestre del 2021 e, secondo il programma di realizzazione dell’opera, l’impianto dovrebbe poter essere operativo nel 2022; sarà in grado di fornire energia elettrica verde all’equivalente di 400.000 famiglie ogni anno. L’impianto sarà realizzato da RWE Renewables, il secondo operatore al mondo di parchi eolici offshore, che gestisce altri sei siti al largo della costa tedesca. “Nel periodo 2020-2022 – ha dichiarato Sven Utermöhlen, Chief Operating Officer Wind Offshore Global di RWE Renewables - investiremo circa un miliardo di euro netti nell’espansione delle rinnovabili in Germania. Gran parte di questo sarà assegnata al nostro parco eolico offshore di Kaskasi”.