TotalEnergies ha comprato l’energia di un parco eolico del 2010

L’energia di un impianto costruito nel 2010 è ora contesa da fornitori molto diversi, ma i contratti durano pochi anni

C’è qualcosa di curioso in un parco eolico offshore il cui assetto finanziario fu deciso quando DONG Energy non si chiamava ancora Ørsted e che nel 2026 torna a far parlare di sé. Non perché venga costruito, ma perché la sua energia è diventata una merce che più fornitori si contendono. Lo scorso 24 agosto TotalEnergies Gas & Power ha annunciato di essersi assicurata energia rinnovabile dal parco eolico offshore di Walney. Sono passati due mesi e l’annuncio non è più una notizia da rilanciare. Conviene però leggerlo come un indizio, perché racconta un passaggio della politica energetica britannica di cui si parla poco. Quando i contratti iniziali scadono, i parchi eolici di prima generazione escono dalle garanzie con cui sono nati ed entrano nel mercato degli accordi commerciali, i PPA (power purchase agreement). E le regole attuali non stabiliscono chi si farà carico della loro vita futura.

Un contratto nuovo per turbine di quindici anni fa

Per capire perché un impianto maturo diventi conteso bisogna tornare indietro. Nel dicembre 2010 un consorzio di investitori istituzionali olandesi, formato dal gestore pensionistico PGGM e dall’Ampère Equity Fund gestito da Triodos Investment Management, rilevò da DONG Energy una quota del 24,8% del parco eolico offshore di Walney. All’epoca l’impianto, da 367 MW, era ancora in costruzione. Il consorzio prese il nome di Offshore Partners Walney, o OPW. L’operazione aveva una clausola che oggi pesa più di allora: per i primi quindici anni della fase operativa DONG Energy si impegnava ad acquistare la quota di produzione spettante a PGGM e Ampère attraverso un contratto di acquisto di energia a lungo termine.

Quel contratto era la rete di sicurezza degli investitori, perché garantiva un acquirente certo per un’energia che altrimenti avrebbe dovuto trovare compratori da sola. Ma la garanzia aveva una durata definita. Per un impianto che nel 2010 stava ancora sorgendo in mare, quindici anni di esercizio non sono un orizzonte lontano. Ci si deve chiedere a chi andrà l’elettricità di Walney dopo quel periodo, e chi la sta già prenotando.

La corsa dei fornitori all’eolico già costruito

Gli acquirenti ci sono, e sono molto diversi tra loro. Da una parte c’è TotalEnergies Gas & Power, braccio commerciale di un grande gruppo energetico. Secondo la pagina britannica di TotalEnergies, la società rifornisce circa 275.000 siti aziendali e del settore pubblico nel Regno Unito, e il gruppo dichiara che circa metà della sua elettricità proviene da fonti rinnovabili. Per un fornitore di queste dimensioni l’energia di un parco eolico già in funzione serve a coprire la domanda di clienti che chiedono elettricità verde, e soprattutto un prezzo prevedibile.

Dall’altra parte c’è Good Energy, un fornitore molto più piccolo, che ha firmato con Ørsted il PPA più grande della sua storia: circa 200 GWh l’anno, all’incirca un sesto della produzione di Walney 1 & 2, per il periodo 2026-2028. Non è il primo accordo di questo tipo per la società, che aveva già contratti di offtake con altri due parchi offshore, Hornsea 1 e Westermost Rough. Il modello è chiaro: invece di costruire impianti propri, il fornitore compra quote di produzione da parchi esistenti, con contratti di pochi anni.

Messi uno accanto all’altro, i due casi raccontano lo stesso fenomeno. La produzione degli impianti maturi è diventata un bene ricercato da operatori di taglia molto diversa, dalla multinazionale al fornitore specializzato. Per chi vende, cioè Ørsted e i suoi soci, questa concorrenza è una buona notizia: più acquirenti significano più potere negoziale e ricavi più stabili negli anni in cui le garanzie iniziali si esauriscono. Per chi compra, il vantaggio è assicurarsi energia rinnovabile senza il rischio di costruzione. Il punto debole sta nella durata. Un contratto di due o tre anni, come quello di Good Energy, dà stabilità nel breve periodo, ma non dice niente su chi finanzierà gli anni successivi, né se ci sarà qualcuno disposto a investire per far durare quelle turbine più a lungo di quanto previsto in origine.

Il buco nelle regole dopo la fine degli incentivi

Qui il discorso passa dal mercato alle regole. Ciò che i fornitori stanno facendo da soli indica che cosa la politica pubblica non prevede. Un documento di Energy UK su PPA e riforma dei certificati d’origine lo dice in modo esplicito. I PPA offrono stabilità di ricavi nella cosiddetta «merchant tail» di un progetto rinnovabile, cioè la fase in cui l’impianto vende la propria energia sul mercato libero dopo la scadenza del contratto CfD. Inoltre potrebbero sostenere l’estensione della vita di un impianto, che oggi il CfD non copre.

Va precisato che l’analisi parla del CfD, il meccanismo dei contratti per differenza, e non descrive tecnicamente il regime con cui fu sostenuto Walney. Il ragionamento però vale per tutto l’eolico di prima generazione. Gli strumenti pubblici sono stati pensati per far nascere gli impianti, non per farli durare. Quando la protezione iniziale finisce, a decidere se una turbina resta in mare cinque o dieci anni in più è un contratto commerciale firmato da un fornitore, non una regola dello Stato.

Non è necessariamente un male, perché il mercato sta funzionando e i compratori non mancano. Ma è una soluzione affidata a contratti brevi e a strategie aziendali che possono cambiare. Oggi a prolungare la vita delle prime turbine offshore britanniche pensano TotalEnergies, Good Energy e chi verrà dopo di loro. Le imprese e gli enti pubblici serviti da questi fornitori dovranno chiedersi che cosa succederà quando quei contratti scadranno: se l’energia degli impianti maturi resterà rinnovabile e a prezzo stabile, o se sarà soltanto la più contesa.