Gli Stati Uniti hanno pagato per non costruire eolico

Asta PJM: riserva al 14,4% contro il 20% obiettivo, divario che pesa sulla rete.

Seimila megawatt che mancano all’appello

Secondo il rapporto di PJM sull’asta, la capacità complessivamente aggiudicata è stata di 145.777,1 MW UCAP. L’unità tiene conto della disponibilità effettiva degli impianti, non della sola potenza di targa. Il totale è rimasto 6.516,6 MW sotto il Reliability Requirement, cioè la soglia che il gestore considera necessaria per tenere in sicurezza il sistema. Lo stesso scarto si legge nel margine di riserva. L’asta ha chiuso con un Installed Reserve Margin del 14,4 per cento,
5,6 punti sotto l’obiettivo del 20 per cento.

Conta anche la composizione di ciò che è stato comprato. Secondo i dati di PJM riportati da un’analisi di Utility Dive, il gas ha rappresentato il 43 per cento della capacità aggiudicata. Seguono il nucleare con il 21 per cento e il carbone con il 20. L’eolico si è fermato al 2 per cento, e la testata nota che in quella che definisce un’asta da record non si è presentata praticamente nuova generazione. Se la rete è corta di capacità, perché il vento pesa così poco? La risposta ha poco a che fare con la tecnologia. Riguarda ciò che sta accadendo alle concessioni offshore.

Pagare per non costruire

Secondo quanto riportato da Grist e ripreso dall’Energy Information Administration, circa 21 GW di capacità eolica offshore potenziale sono stati oggetto di buyout. In altre parole, i titolari delle concessioni sono stati pagati per uscire. La cifra è potenza potenziale, non impianti esistenti né energia prodotta. Dà però l’ordine di grandezza di ciò che è stato tolto dal tavolo: oltre tre volte il buco di capacità registrato nell’asta di PJM, anche se le due grandezze non sono misurate nello stesso modo.

Il caso più esplicito riguarda Bluepoint. Secondo il ricorso presentato da New York e da altri ricorrenti, l’accordo paga a Bluepoint 765 milioni di dollari attingendo al Judgment Fund. Impone inoltre di spenderli in cosiddetti «progetti energetici convenzionali», cioè progetti oil & gas. Il denaro pubblico usato per chiudere una concessione eolica finisce così a finanziare le fonti che già dominano il mix dell’asta. Restano comunque in campo grandi titolari di concessioni. Secondo Grist, Orsted, il maggior sviluppatore mondiale di eolico offshore, e la spagnola Avangrid detenevano rispettivamente cinque e sei concessioni non sviluppate.

Per capire la portata di questo arretramento serve guardare all’antefatto, che appartiene a un’altra fase. Già nel 2021 l’amministrazione di Joe Biden aveva autorizzato Vineyard Wind, il primo progetto eolico offshore americano su scala commerciale. In seguito aveva dato in concessione 1,9 milioni di acri di acque costiere, più di quanto assegnato nei tre mandati presidenziali precedenti messi insieme. Il settore però mostrava fragilità prima del cambio di linea politica. Nell’ottobre 2023 Ørsted aveva comunicato svalutazioni complessive per 28,4 miliardi di corone danesi nei primi nove mesi dell’anno. La quota principale, 19,9 miliardi, riguardava il progetto Ocean Wind 1. I problemi economici di allora e i buyout di oggi sono fenomeni distinti. Il risultato visibile nelle aste, però, va nella stessa direzione.

Il vento che soffia altrove

Viene da chiedersi se si tratti di una tendenza mondiale. I dati del Global Wind Energy Council dicono di no. Secondo il rapporto globale del GWEC sull’eolico offshore, nel 2025 sono stati connessi alla rete 9,3 GW di nuova capacità nel mondo, il terzo anno più alto di sempre per nuove installazioni. Non è quindi un record assoluto. La Cina ha guidato le installazioni per l’ottavo anno consecutivo con 6,6 GW, mentre l’Europa ne ha messi in servizio quasi 2 in tre mercati. Nel rapporto 2026 il GWEC stima la capacità mondiale complessiva in 92,5 GW. Il ritmo globale non accelera in modo spettacolare, ma tiene. Gli Stati Uniti vanno nella direzione opposta.

Qualche progetto americano resta in calendario. Secondo Grist, Empire Wind dovrebbe entrare in funzione nel 2027 e porterà energia direttamente a New York City attraverso cavi sottomarini. Sarà uno dei test per capire quanta capacità offshore arriverà davvero in rete sulla costa orientale.

Il numero da seguire, però, è un altro: 7,8 GW. Secondo le proiezioni di PJM, entro il 2033 la domanda di elettricità nella sua area supererà di tanto l’offerta disponibile. Ogni gigawatt offshore uscito dal mercato con un buyout dovrà essere sostituito da altra capacità. L’asta appena analizzata mostra già da dove è arrivata finora: gas, nucleare e carbone.