I costi di manutenzione, l’inflazione e i tassi d’interesse stanno erodendo la redditività dei progetti già autorizzati
Avete presente l’ultima bolletta della luce? La voce “oneri di sistema” – quella che in parte finanzia le rinnovabili – non smette di salire. Eppure i grandi gruppi che dovrebbero costruire i parchi eolici in mare stanno facendo le valigie. Non è un paradosso: è la nuova normalità dell’offshore, dove avere i permessi non basta più per restare.
Mentre BP prova a cedere Lightsource bp, un guasto ha colpito la pala di una Vestas 15 MW a He Dreiht. Non è solo un incidente: è la spia di una tecnologia che prometteva margini alti e oggi mostra costi di manutenzione e rischi industriali difficili da digerire.
Svezia: due sì, undici no, e un dietrofront clamoroso
A fine luglio 2026 il governo svedese ha dato il via libera soltanto a due progetti offshore su tredici: i parchi Fyrskeppet e Vidar. Gli altri undici sono stati respinti per ragioni di difesa nazionale. La vera doccia fredda, però, è arrivata subito dopo: malgrado il permesso ottenuto, Vattenfall ha annunciato che non procederà con Vidar. L’amministratore delegato Anna Borg ha detto a Reuters che “le attuali condizioni di mercato” rendono il progetto non sostenibile. Tradotto: i conti non tornano, anche con i permessi in tasca.
Il governo ha precisato che le aree marine non sono precluse per sempre e potrebbero essere riconsiderate quando la Svezia passerà a un sistema d’asta per l’eolico offshore. Un segnale chiaro: per ora l’offshore non conviene.
Morgan: un sito da 1,5 GW già pronto, ma nessuno lo vuole (al prezzo di prima)
Qualcosa di simile è accaduto nel Mare d’Irlanda con il progetto Morgan da 1,5 GW. La joint venture tra EnBW e JERA Nex BP aveva ottenuto il Development Consent Order nell’agosto 2025 e persino l’accordo di connessione con NESO. Poi, a gennaio 2026, EnBW ha deciso di uscire di scena. JERA Nex BP ha rilevato la quota di EnBW nell’attiguo progetto Mona, ma per Morgan la strada si è interrotta: la joint venture originale ha restituito i diritti di sfruttamento alla Crown Estate.
Risultato: a marzo 2026 la Crown Estate ha lanciato una gara accelerata per trovare un nuovo sviluppatore entro fine anno, attraverso un’asta al rialzo trasparente. Il sito è già autorizzato, ha la rete pronta, eppure il primo costruttore ha mollato.
Cosa significa per chi paga la bolletta
La corsa all’eolico offshore si sta fermando non perché manchino i permessi o la volontà politica, ma perché la redditività è evaporata sotto i colpi dell’inflazione dei materiali, dei tassi d’interesse e delle incertezze tecnologiche. E i governi introducono vincoli ulteriori – la difesa in Svezia – che fanno lievitare i costi di sviluppo.
Per i cittadini, questo significa che la transizione arranca proprio sulla tecnologia che prometteva i maggiori volumi di energia pulita. I benefici sulle bollette, quelli che dovevano arrivare con la produzione di massa, slittano. Se i grandi operatori continuano a ritirarsi, il rischio è che i pochi progetti rimasti vengano assegnati a prezzi più alti, pesando sugli incentivi e quindi sulla spesa pubblica – la stessa che finanziamo con gli oneri di sistema.
Il passaggio a meccanismi d’asta, come quello svedese o la gara lampo avviata per Morgan, potrebbe assegnare i siti a chi è davvero disposto a costruire a condizioni di mercato sostenibili. Ma nel frattempo la grande ritirata è già in corso. E la bolletta, quella, non accenna a scendere.
