L’asta eolica tedesca è rimasta deserta

Il meccanismo tedesco di assegnazione dei siti non convince gli investitori, che preferiscono piazze con regole più stabili come il

Con 1.764 turbine che girano al largo delle coste tedesche e 31 progetti completamente operativi, la Germania sembra un gigante dell’eolico offshore. I numeri, presi da soli, raccontano una storia di successo: 10,8 GW di capacità installata al 30 giugno 2026, con 84 nuove turbine entrate in funzione solo nel primo semestre, portando in rete altri 1,1 GW. Ma dietro queste cifre si nasconde un meccanismo di asta inceppato che sta facendo slittare l’obiettivo dei 30 GW, fissato per legge al 2030, di almeno due anni. La questione non è tecnologica, ma di come Berlino assegna i siti in mare.

Numeri che girano, target che slittano

Secondo il Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG), la legge tedesca sull’energia eolica offshore, la capacità installata delle turbine connesse alla rete deve salire ad almeno 30 GW entro il 2030, per poi raggiungere 40 GW nel 2035 e 70 GW nel 2045. Una traiettoria ambiziosa, che cozza però con le proiezioni attuali. Le stime più recenti indicano che nel 2030 la Germania avrà in acqua circa 20 GW, ben dieci in meno del target di legge. Il muro dei 30 GW, secondo le previsioni, non sarà raggiungibile prima del 2032.

Il disallineamento è netto e rischia di trasformarsi in un freno per l’intera filiera. Nel 2025 l’Europa ha installato 19,1 GW di nuova capacità eolica, di cui 15,1 GW nei Paesi UE-27, dimostrando che il settore ha gambe per correre. Ma la Germania, che pure resta il primo mercato continentale per volumi cumulati, sta perdendo il passo proprio sul fronte dell’offshore, dove i tempi di sviluppo sono più lunghi e la prevedibilità delle regole è tutto. Il primo emendamento al Piano di sviluppo dei siti (FEP) 2025, pubblicato a gennaio 2026, ha già introdotto rinvii per alcune gare e per le relative messe in servizio, confermando che la macchina amministrativa sta arrancando.

Il paradosso dell’asta deserta

La risposta alla domanda sul perché i progetti arranchino arriva dal confronto con il Regno Unito. Lo scorso anno, mentre Berlino incassava il fallimento di un’asta eolica offshore che non ha ricevuto alcuna offerta – zero offerte, un dato che da solo fotografa la disconnessione tra il quadro regolatorio tedesco e le esigenze degli investitori – Londra piazzava contratti grazie al passaggio ai contratti per differenza a doppia via, i cosiddetti two-sided CfD.

Il meccanismo britannico funziona così: lo Stato fissa un prezzo di esercizio garantito per l’energia prodotta. Se il prezzo di mercato scende sotto quella soglia, il produttore riceve la differenza; se invece il prezzo sale oltre, è il produttore a restituire la differenza allo Stato. Questo schema a due vie riduce il rischio per chi investe e, insieme, protegge i consumatori da extra-profitti inattesi. È un’architettura di sostegno che dà certezze di lungo periodo, il carburante indispensabile per progetti che richiedono miliardi di euro di capitale immobilizzato per vent’anni e più.

La Germania, al contrario, si è mossa su un terreno più incerto, e l’asta deserta del 2025 ne è stata la cartina di tornasole. Un’asta senza offerte non significa che non ci sia interesse per il Mare del Nord tedesco; significa che le condizioni proposte non erano sufficientemente competitive rispetto ad altre piazze europee. Lo slittamento dei target da 30 GW dal 2030 al 2032 è la conseguenza diretta di questo vuoto: senza assegnazioni, i cantieri non partono, e senza cantieri il target di legge resta un numero scritto sulla carta.

Pianificare al buio: cosa significa per chi mette le pale in acqua

Tradotto in coordinate geografiche e scadenze operative, l’incertezza si materializza nei siti N-6.8 e N-12.6. La seconda modifica del FEP 2025, il cui iter è in corso, modifica le date di asta e messa in servizio per queste aree e per i sistemi di connessione offshore associati, denominati NOR-6-4 e NOR-12-4. Per uno sviluppatore vedere slittare il calendario di gara significa rivedere i piani finanziari, rinegoziare con i fornitori, aggiornare le stime di rendimento sulla base di un orizzonte temporale che si allontana. Ogni anno di ritardo è un costo aggiuntivo che si scarica sulla catena: dai produttori di acciaio per le fondazioni ai posacavi, fino agli installatori specializzati che devono riorganizzare le finestre di noleggio delle navi jack-up, risorse scarse e contese su scala globale.

Alla fine, non è la tecnologia a frenare la corsa offshore tedesca. Le turbine sono pronte, la catena di fornitura europea ha dimostrato di saper gestire volumi crescenti, e i fondali del Mare del Nord restano tra i più favorevoli al mondo per l’eolico fisso. A mancare è la certezza delle regole. Senza un meccanismo di sostegno stabile, che allinei gli incentivi tra Stato e investitori come ha fatto il Regno Unito con i CfD, la rotta verso i 70 GW del 2045 rischia di restare alla mercé delle onde – e di scelte politiche che oggi, più che tracciare una direzione, sembrano correggere la rotta a ogni folata di vento.