Category: Eolico (onshore e offshore)

Diciassette progetti assegnati nel 2022, solo una manciata ha chiesto il via libera per costruire

Nel gennaio 2022 la Scozia ha assegnato diritti di locazione del fondale marino per 17 progetti eolici offshore, per 25 GW di capacità complessiva. Più della metà di quei gigawatt promessi arrivava da parchi eolici galleggianti, la tecnologia su cui Edimburgo ha scommesso per diventare leader mondiale. A distanza di quattro anni e mezzo, il quadro è un’altra cosa. Solo una manciata di progetti ha bussato alla porta dei ministri scozzesi per ottenere il consenso necessario a costruire. L’ultimo in ordine di tempo è MachairWind, 2 GW a nord-ovest di Islay e a ovest di Colonsay, per il quale ScottishPower Renewables ha presentato domanda di consenso Section 36 al governo scozzese.

Il nuovo gigante e la fila per le autorizzazioni

La richiesta per MachairWind, annunciata ieri, aggiunge un tassello a un puzzle che si sta componendo con lentezza esasperante. Il parco prevede 144 turbine e si inserisce nel portafoglio che ScottishPower Renewables si è assicurata nell’asta ScotWind del 2022, quando ottenne diritti sul fondale per due progetti: lo stesso MachairWind a fondo fisso e MarramWind, un impianto galleggiante da 3 GW. Per quest’ultimo, ScottishPower Renewables aveva già depositato le carte per MarramWind all’inizio del 2026, con le domande di consenso onshore e offshore.

La fila, insomma, si sta formando. E non è fatta solo di ScottishPower. Lo scorso aprile Nadara ha bussato alla porta dei ministri scozzesi per il progetto Bellrock, un parco galleggiante da 1,8 GW. Siamo nell’ordine di tre, forse quattro progetti che hanno raggiunto la fase di domanda di consenso su diciassette assegnazioni iniziali. Il dato non è accessorio: chi arriva prima alla autorizzazione costruttiva si posiziona meglio nella gara per i contratti per differenza e nell’accesso alla supply chain. La competizione, più che sulla carta, si gioca sulla capacità di trasformare un lease in un cantiere.

La metà che non c’è: il paradosso dei 25 GW

L’annuncio di MachairWind riaccende i riflettori su un dato scomodo. La maxi-assegnazione del 2022 disegnava un futuro in cui la Scozia avrebbe moltiplicato la propria capacità eolica offshore. Ma da allora il tracciato si è fatto accidentato. Il caso più emblematico riguarda proprio la galassia ScottishPower. All’epoca dell’asta ScotWind, la partnership Shell-ScottishPower aveva ottenuto opzioni per 5 GW su due progetti galleggianti: MarramWind e CampionWind. Poi, lo scorso novembre, i due soci hanno scambiato le proprie quote: ScottishPower Renewables ha preso il controllo totale di MarramWind, Shell è diventata proprietaria unica di CampionWind. Subito dopo, Shell ha restituito il lease a Crown Estate Scotland. In pratica, 2 GW galleggianti sono tornati nel cassetto, senza che nessuno abbia ancora spiegato se e quando verranno rimessi a gara.

Non è un dettaglio, è un campanello d’allarme. Il governo scozzese ha sempre presentato la tranche galleggiante come il fiore all’occhiello della strategia industriale. Ma se un operatore del calibro di Shell molla la presa dopo aver ottenuto la piena proprietà del progetto, vuol dire che i conti non tornano. I motivi possono essere molteplici – costi delle tecnologie flottanti ancora alti, incertezza sui meccanismi di remunerazione, tempi di ritorno dilatati – ma il risultato è uno solo: la capacità effettiva che arriverà a costruzione è già oggi inferiore a quella sbandierata nel 2022. E non si tratta solo di Shell. Dei 17 progetti originari, diversi non hanno ancora prodotto documentazione pubblica significativa. Il rischio che una parte consistente di quei 25 GW resti sulla carta è concreto.

Il paradosso è tutto qui: la Scozia ha le risorse di vento migliori d’Europa, un quadro regolatorio teoricamente favorevole e obiettivi di decarbonizzazione stringenti. Ma la distanza tra l’aggiudicazione di un lease e la posa della prima turbina si sta rivelando molto più lunga del previsto. E in questa distanza si annidano gli abbandoni, i ridimensionamenti, le rinegoziazioni silenziose che svuotano la promessa iniziale.

L’investimento che aspetta: impatto su cittadini e imprese

Il governo scozzese ha già stanziato 500 milioni di sterline per rafforzare le infrastrutture e la catena di approvvigionamento dell’eolico offshore, con un ulteriore investimento di 1,7 milioni di sterline destinato specificamente allo sviluppo delle competenze nella filiera. L’idea è che l’eolico offshore possa sostenere fino a 49.000 posti di lavoro in Scozia. Ma questi numeri presuppongono che i progetti vadano in costruzione. Se metà della capacità resta bloccata, anche le ricadute occupazionali e industriali vanno ridimensionate. Il rischio è che si crei un’attesa prolungata: imprese che non investono perché non vedono contratti, lavoratori che non si formano perché non vedono cantieri, territori che restano in attesa di uno sviluppo che tarda ad arrivare. La domanda resta aperta: chi sarà davvero pronto quando – e se – le pale inizieranno a girare?

Il colosso americano si aggiudica 600 MW su 976,5 con un contratto ventennale

Lo scorso 19 giugno, il più grande parco eolico offshore tedesco aveva già il 61% della capacità prenotato. Non da una utility energetica, ma da un colosso dell’e‑commerce americano. Oggi, a distanza di una settimana, quella quota sale oltre il 70%: Uniper ha firmato un nuovo PPA per Gennaker per 100 megawatt. Tra Amazon e Uniper, 700 dei 976,5 MW del parco sono già stati assegnati con contratti di acquisto a lungo termine. La partita per l’energia della Baltic Sea non riguarda più la transizione tedesca: è una corsa all’accaparramento in cui i policy maker e le tradizionali società elettriche arrancano.

Il 61% che cambia le regole

L’accordo che Amazon ha siglato con Skyborn Renewables lo scorso 19 giugno è il più grande PPA singolo mai firmato in Germania per un impianto eolico offshore: 600 megawatt, circa il 61% della capacità pianificata del parco Gennaker, che con le sue 63 turbine Siemens Gamesa da 15,5 MW entrerà in funzione completa nel 2028. Il volume è tale da spostare gli equilibri di un intero settore. Non si tratta di un piccolo acquisto spot per coprire una quota marginale del consumo di un data center: è l’appropriazione contrattuale di una fetta dominante di un’infrastruttura che dovrebbe, nelle intenzioni di Berlino, contribuire alla sicurezza energetica nazionale.

E oggi, 26 giugno, Uniper ha messo la firma su un contratto analogo, di dimensioni molto più ridotte: 100 MW per un periodo iniziale di dieci anni, con opzione di rinnovo. Per l’utility di Düsseldorf è il primo PPA offshore di Uniper, un dettaglio che dice molto dello stato della concorrenza. Il progetto Gennaker, che fino a pochi anni fa era pensato con 103 turbine da 8,4 MW, è stato ri‑approvato con macchine più grandi proprio per massimizzare la producibilità e attrarre compratori di lungo termine. La strategia ha funzionato, ma ha finito per consegnare le chiavi a chi poteva mettere sul piatto il contratto più ricco.

Gennaker è il primo parco eolico a essere collegato in base al “regolamento sulle acque territoriali” tedesco, che consente lo sviluppo di impianti entro la fascia delle 12 miglia nautiche al largo della penisola di Fischland‑Darß‑Zingst. Già a gennaio 2026, Skyborn e 50Hertz avevano firmato un accordo per le piattaforme di conversione che ha sbloccato l’intero iter realizzativo. La cornice regolatoria, pensata per accelerare la connessione di nuova capacità, ha creato di fatto un ambiente in cui lo sviluppatore poteva offrire certezze contrattuali fin dalla fase pre‑costruzione. La certezza è piaciuta prima di tutto a chi ha bisogno di volumi enormi di elettricità pulita a prezzo fisso, e qui i big tech partono con un vantaggio che le utility faticano a colmare.

I vincitori (e chi arranca)

A guadagnarci sono in pochi. Skyborn Renewables, sviluppatore del progetto, è riuscito a piazzare la quasi totalità della capacità ben prima che una pala venisse installata. A fine aprile la Banca europea per gli investimenti aveva già approvato un finanziamento BEI da 700 milioni di euro, che ora trova una solida base contrattuale nei PPA pluriennali. Lo scorso 22 giugno, inoltre, Skyborn ha ceduto una partecipazione del 25% a Stadtwerke München, la municipalizzata di Monaco, che si assicura così un ingresso diretto nella generazione offshore. Per Skyborn è un’uscita parziale che riduce il rischio e alleggerisce l’esposizione finanziaria, mentre il socio pubblico bavarese si porta a casa un quarto di un asset che ha già quasi tutta la produzione venduta ai grandi compratori.

Amazon è il vero vincitore. Con il PPA di Gennaker porta a quattro i contratti eolici offshore di grandi dimensioni in Germania: a febbraio aveva firmato per 110 MW dal Nordseecluster B, il suo quarto PPA eolico offshore su larga scala nel Paese. L’azienda di Seattle compra elettricità decarbonizzata a prezzo fisso per lunga durata, sterilizzando il rischio volatilità del mercato all’ingrosso e coprendo gli obiettivi di emissioni nette zero delle sue attività europee. La strategia non è nascosta: accaparrarsi capacità rinnovabile nuova, di grandi dimensioni, prima che lo facciano altri. Intanto utilizza i volumi per ottenere condizioni economiche che nessun consumatore industriale medio può negoziare.

Uniper, invece, esce da questa vicenda con le ossa rotte. L’utility, ancora a maggioranza pubblica dopo il salvataggio di Stato del 2022, firma finalmente il suo primo PPA offshore, ma solo per 100 MW, un decimo di quanto già prenotato da Amazon sullo stesso impianto. La sensazione è quella di un ritardo strategico difficile da recuperare. Uniper non ha il potere d’acquisto né l’urgenza di bilancio carbonio di una big tech, e si trova a competere su un mercato in cui i grandi contratti corporate battono sistematicamente le offerte delle utility tradizionali. Il paradosso è che una società di sistema, pensata per garantire approvvigionamento stabile ai clienti tedeschi, deve accontentarsi di una fetta residua mentre un operatore straniero fa incetta di nuova capacità. E il segnale vale per l’intero panorama energetico: chi non arriva per primo, paga caro o resta fuori.

Cosa succede ora all’energia tedesca

La firma del primo PPA offshore di Uniper potrebbe sembrare un passo avanti, ma vista dalla prospettiva di Gennaker è più il segnale di un ritardo. Con il 71% della capacità già allocata a un gigante americano e a una utility ancora in fase di riconversione, quanto spazio resta per il mercato spot e per i piccoli consumatori? Poco, e quel poco rischia di assottigliarsi ulteriormente quando gli ultimi 276,5 MW troveranno un altro compratore corporate. Il modello PPA su larga scala sta diventando la norma per l’eolico offshore tedesco, ma lascia fuori la domanda diffusa. La transizione energetica, che avrebbe dovuto democratizzare l’accesso all’energia pulita e rafforzare la sicurezza del paese, si sta traducendo in una partita per pochi: i fondi di investimento, i giganti del tech e, con sempre più fatica, qualche municipalizzata. Il rischio non è che la transizione si fermi, ma che serva più gli obiettivi ESG delle multinazionali che la tenuta del sistema elettrico nazionale.

Se la transizione energetica tedesca si riduce a una corsa agli armamenti contrattuali tra colossi globali, chi paga alla fine il conto della sicurezza energetica?

Il Crown Estate trattiene il 60% delle entrate per reinvestire dopo il cedimento del progetto Morgan da 1,5 GW

Ieri il Crown Estate — l’ente che gestisce il patrimonio immobiliare della monarchia britannica, inclusi i fondali marini su cui poggia l’intera flotta eolica offshore del Regno Unito — ha comunicato un calo dell’utile operativo annuo a 1,2 miliardi di sterline, in discesa dagli 1,4 miliardi dell’esercizio precedente. Nello stesso giorno, i dati raccontavano di 13 gigawatt di capacità installata, 36 parchi eolici operativi e un balzo del 20% nei ricavi generati dagli impianti già in funzione, saliti a 117 milioni di sterline. Le pale girano, l’elettricità arriva a terra, eppure il conto economico della Corona si è sgonfiato di duecento milioni. È il primo segnale di una tensione che covava sotto la superficie dei grandi annunci e che ora comincia a mostrare crepe visibili.

Il paradosso del vento: più pale, meno profitti

La contraddizione è solo apparente, ma è istruttiva. I parchi esistenti — quelli già connessi alla rete e che vendono energia da anni — stanno andando bene, come dimostra l’aumento del 20% dei ricavi. Il problema è un altro: sono mancati i proventi attesi dai canoni di opzione del Round 4, il grande programma di assegnazione dei fondali lanciato con ambizioni da record. Sono quei canoni — quasi 900 milioni di sterline l’anno, stando agli impegni sottoscritti dagli sviluppatori — a fare da architrave finanziario dell’intero meccanismo. Quando l’architrave si incrina, il palazzo trema anche se le fondamenta reggono.

Il Crown Estate ha restituito al Tesoro 487 milioni di sterline, portando il contributo complessivo dell’ultimo decennio a 5,1 miliardi. Denaro che finisce nei conti pubblici e che i cittadini britannici incassano indirettamente. Ma la cifra è più bassa del previsto, e il motivo è scritto nei minori ricavi da opzione del Round 4: meno progetti che avanzano, meno sviluppatori che pagano. Intanto i primi due progetti del Round 4 sono entrati in fase di costruzione quest’anno — un traguardo vero, non un comunicato stampa — ma il quadro d’insieme resta fragile.

Round 4: la scommessa da 8 GW e il primo cedimento

Per capire cosa sta succedendo bisogna tornare al gennaio 2023, quando il Crown Estate firmò gli accordi di locazione per tutti e sei i progetti selezionati nel Round 4: una pipeline da circa 8 gigawatt complessivi. I nomi erano quelli che contano nell’eolico offshore europeo. RWE con i due tronconi di Dogger Bank South (3 GW in totale). EnBW e BP con Morgan e Mona (altri 3 GW). TotalEnergies e Corio Generation con Outer Dowsing (1,5 GW). Cobra e Flotation Energy con Morecambe (480 MW). Sei progetti, sei developer, una scommessa industriale da decine di miliardi.

Il meccanismo prevedeva che gli sviluppatori pagassero canoni di opzione annuali per mantenere i diritti sui siti, generando un flusso costante per il Crown Estate e per il Tesoro. Ma il meccanismo regge solo se i progetti vanno avanti. E qui entra in scena Morgan. Lo scorso 8 giugno EnBW ha restituito i diritti di locazione del sito da 1,5 gigawatt al largo della costa gallese. Motivo dichiarato: non aver ottenuto i Contratti per Differenza nell’asta AR7. Tradotto: il prezzo garantito dallo Stato non era sufficiente a giustificare l’investimento. EnBW ha fatto i conti, ha guardato il rischio e ha chiuso il cantiere prima ancora di aprirlo.

Morgan non è un dettaglio. È un sesto dell’intero Round 4, un segnale di prezzo che mette in discussione la capacità del Regno Unito di attrarre e trattenere capitale privato su progetti di questa scala quando i meccanismi di supporto pubblico non sono calibrati. L’AR7 — la settima asta per i Contratti per Differenza — doveva essere lo strumento che trasformava le opzioni sui fondali in turbine in mare. Ha funzionato per alcuni, ma non per Morgan. E Morgan non sarà l’ultimo banco di prova.

Reinvestire per non affondare: la mossa della Corona

Di fronte a queste crepe, il Crown Estate ha preso una decisione che dice più di mille dichiarazioni d’intenti: nell’esercizio fiscale 2026 e 2027 tratterrà il 60% delle entrate lorde per reinvestirle, contro il 27% precedente. È un salto che non ha precedenti recenti. Significa che quasi due terzi di ciò che entra — dai canoni, dagli affitti, dai ricavi dei parchi — resteranno dentro l’ente per finanziare nuove infrastrutture, nuovi studi di fattibilità, nuovi bandi, invece di finire nelle casse del Tesoro.

La scelta è carica di implicazioni. Per gli sviluppatori, può tradursi in condizioni più favorevoli, iter più rapidi, forse costi di accesso ridotti. Per i cittadini britannici, meno denaro immediato nei conti pubblici ma — nelle intenzioni — più energia pulita e più stabile nel medio periodo. Per la transizione energetica, è il riconoscimento che il modello basato sui soli segnali di mercato e sulle aste competitive ha bisogno di essere lubrificato con capitale paziente e pubblico, altrimenti i Morgan si moltiplicano. Resta aperta la domanda: basterà?

Il Regno Unito continua a definirsi la «Arabia Saudita del vento», e i numeri fisici — 13 GW installati, 36 parchi operativi, due progetti Round 4 già in costruzione — danno sostanza all’ambizione. Ma il flop Morgan dimostra che senza aste ben calibrate, senza prezzi di riferimento che coprano davvero i costi di una filiera sotto stress inflattivo, anche i giganti possono fermarsi. Dei sei progetti del Round 4, uno è già tornato al mittente. Gli altri cinque — Dogger Bank South, Mona, Outer Dowsing, Morecambe — sono ora osservati speciali. Il Crown Estate ha alzato la posta reinvestendo il 60% delle entrate. Ora tocca al governo britannico dimostrare che l’AR8, la prossima asta, saprà fare meglio dell’AR7.

Le piattaforme galleggianti sono pronte ma gli iter autorizzativi bloccano ogni progetto

Lo scorso aprile un’analisi di QualEnergia ha messo nero su bianco ciò che gli addetti ai lavori sanno da tempo: l’eolico offshore in Italia è ancora una tecnologia sulla carta. Aste deserte, iter autorizzativi bloccati e un sistema di incentivi che non convince gli investitori tengono le pale lontane dai nostri mari. Il 4° Summit Italiano sull’Eolico Offshore, in programma il 2 luglio 2026 nell’Aula del Chiostro della Facoltà di Ingegneria dell’Università La Sapienza di Roma, proverà a smuovere le acque. Organizzato da ANEV, l’incontro presenterà uno studio della Sapienza su impatti economici, occupazionali e sociali dell’eolico offshore galleggiante. Ma perché proprio il galleggiante è la chiave di volta? E perché, nonostante la tecnologia sia pronta, l’Italia continua a perdere terreno?

La risposta comincia da un dato geografico che è anche una condanna e un’opportunità. Il Mar Mediterraneo è profondo: a poche miglia dalla costa i fondali scendono rapidamente oltre i 60 metri, limite oltre il quale le tradizionali turbine a fondazione fissa — quelle piantate sul fondale con pali o jacket — diventano economicamente insostenibili. Nel Mare del Nord, dove le profondità restano modeste per decine di chilometri, il modello fisso ha trainato la crescita esplosiva di paesi come Gran Bretagna e Olanda. Ma nel nostro bacino serve un’altra strada. È qui che entrano in gioco le piattaforme galleggianti: strutture ancorate al fondale con cavi in tensione o catenarie, capaci di sostenere turbine da 10, 15 e presto anche 20 MW in acque profonde centinaia di metri. Già nel 2021, una scheda tecnica ANEV indicava che l’eolico offshore ha un buon potenziale nel Mediterraneo proprio grazie alle nuove tecnologie flottanti. In Italia, invece, siamo fermi alle carte.

Perché il galleggiante cambia le carte

Per capire il vantaggio tecnico del galleggiante basta un’analogia. Le turbine a fondo fisso sono come palafitte: servono fondali bassi e terreni stabili. Le piattaforme flottanti sono più simili a boe oceanografiche di grande scala — stanno in equilibrio idrostatico, zavorrate sotto il pelo dell’acqua, e resistono a moto ondoso e correnti senza trasmettere carichi eccessivi al fondale. Questo le rende adatte a quasi tutto il Tirreno, allo Ionio e a buona parte dell’Adriatico meridionale, dove le profondità escludono le soluzioni fisse. Inoltre, il galleggiante consente di spostare gli impianti più al largo, riducendo l’impatto visivo dalla costa — uno dei principali fattori di opposizione locale ai progetti — e intercettando venti più costanti e produttivi. Il paradosso è tutto qui: la risorsa eolica italiana esiste, è tecnicamente accessibile, ma resta prigioniera di un quadro regolatorio che non riesce a tradurre il potenziale in megawattora.

Il gap autorizzativo e il disallineamento degli incentivi

I numeri raccontano una distanza che ha dell’imbarazzante. Il PNIEC fissa un obiettivo di appena 900 MW di eolico offshore al 2030 — una cifra che già nel 2021 appariva modesta rispetto alle ambizioni del Green Deal. Secondo un rapporto WindEurope di quello stesso anno, l’Italia avrebbe bisogno di installare almeno 7 GW di nuova capacità rinnovabile ogni anno per centrare i target europei. Negli ultimi anni, con gli attuali tempi di autorizzazione, la media installativa si è fermata a meno di 1 GW annuo — eolico, solare e tutte le altre fonti sommate insieme. Sette volte meno del necessario. Non è un problema di tecnologia o di siti disponibili: è un problema di iter.

Il cuore del blocco sta nella farraginosità dei processi autorizzativi e nella loro imprevedibilità temporale. Un progetto eolico offshore in Italia può richiedere anni di valutazioni ambientali, pareri di enti locali e sovrapposizioni di competenze tra Ministeri, Regioni e autorità portuali, senza una scadenza certa per la conclusione dell’iter. A questo si aggiunge un sistema di incentivi che non ha ancora trovato un equilibrio: le aste per l’assegnazione dei contratti per differenza — il meccanismo che in altri paesi europei ha sbloccato miliardi di investimenti — in Italia sono andate deserte o hanno offerto prezzi di esercizio troppo bassi per coprire i costi di impianti ancora nella fase iniziale della curva di apprendimento. Il risultato è che gli sviluppatori, pur avendo progetti pronti, non presentano offerte, e le acque italiane restano vuote. Lo stesso documento ANEV del 2021 richiamava la necessità di «una transizione burocratica, consentendo agli operatori di fare il proprio lavoro e intervenendo con opere di velocizzazione e semplificazione sia rispetto all’iter autorizzativo, sia riguardo alla connessione alla rete». Parole rimaste in gran parte inascoltate.

Summit o semplice passerella?

Il summit del 2 luglio arriva dunque in un momento delicato. L’appuntamento, ospitato dalla Facoltà di Ingegneria della Sapienza, metterà sul tavolo numeri nuovi: lo studio universitario presentato durante l’evento quantificherà per la prima volta in modo organico gli impatti economici, occupazionali e sociali dello sviluppo dell’eolico offshore galleggiante in Italia. È il tipo di analisi che può dare sostanza alle richieste del settore, trasformando un auspicio tecnico in un dossier spendibile nei confronti del decisore politico. Ma il precedente non aiuta: già nel 2021 ANEV segnalava tutti i nodi che ancora oggi bloccano il comparto, e da allora la distanza da paesi come Gran Bretagna e Olanda — che pure operano in condizioni di vento più favorevoli — si è allargata anziché ridursi. L’Italia non può vantare le stesse potenzialità eoliche di quei paesi, ammetteva la stessa associazione, ma proprio per questo dovrebbe sfruttare al meglio la risorsa disponibile con policy mirate. Il rischio è che il summit resti una vetrina ben confezionata, piena di slide e buone intenzioni, mentre le pale galleggianti continuano a girare solo nei rendering dei progetti mai autorizzati.

La partita dell’eolico offshore si gioca sulla serietà delle policy, non solo sulla maturità della tecnologia. Le piattaforme flottanti sono pronte, la supply chain europea ha superato la fase dimostrativa, e i fondali italiani aspettano solo ancore e cavi. Ma senza un’accelerazione reale sugli iter e un sistema di incentivi che riconosca il valore di una filiera nascente, il potenziale resterà dov’è oggi: sommerso, come le fondamenta di una piattaforma mai costruita.