I contratti per differenza a due vie hanno ridotto il rischio e portato Vattenfall a vincere

Vi è mai capitato di chiedervi perché un’asta per l’eolico offshore vada deserta in un Paese che già copre un quarto della domanda elettrica con il vento in mare? La risposta, come spesso accade, non è nella tecnologia ma nel contratto. Lo mostra bene la ricostruzione pubblicata il 4 agosto da Windpower Monthly: dopo un flop nel 2024, la Danimarca ha assegnato due nuovi progetti offshore a Vattenfall cambiando il disegno della gara.

Il punto di partenza è un paradosso. La Danimarca, infatti, copre già il 24% della propria domanda elettrica con l’eolico offshore. Eppure a dicembre 2024 l’asta per nuovi parchi non ha attirato alcun offerente. Non è un problema di vento o di pale, ma di come era costruita la gara.

Il paradosso dell’asta deserta

Secondo un’analisi pubblicata sul sito Renewable-ei, nel bando 2024 l’offerente doveva pagare un canone concessorio fisso allo Stato per il diritto d’uso dell’area marina per 30 anni e restava completamente esposto alla volatilità del prezzo dell’energia. In pratica, chi voleva costruire si accollava tutto il rischio di mercato e, in più, pagava per farlo.

WindEurope riassume il meccanismo: nessuna forma di sostegno statale o di stabilizzazione dei ricavi, abbinata a offerte negative senza limite. Così l’asta è rimasta vuota. Ma se il problema era il design, cosa è cambiato nella gara successiva?

Due offerte, due parchi, un unico meccanismo

La differenza è nel contratto. Il nuovo bando vinto da Vattenfall ha reintrodotto i contratti per differenza a due vie: il rischio di prezzo torna in parte verso lo Stato e le offerte diventano sostenibili. È il passaggio che ha trasformato un’asta deserta in una gara chiusa con due progetti.

I siti messi a gara erano due: Nordsøen Midt da 1 GW e Hesselø da 800 MW. Vattenfall li ha portati a casa entrambi. Secondo i dati riportati da Maritime Executive, per Nordsøen Midt ha offerto 504 corone per MWh, circa 77,75 dollari, e per Hesselø 542 corone, circa 83,60 dollari. Ørsted non ha vinto la gara per Hesselø: Vattenfall si è assicurata entrambe le licenze in Danimarca.

Per Vattenfall non è un risultato simbolico. L’azienda gestiva già cinque parchi eolici offshore in Danimarca, con una produzione di circa 6,5 TWh all’anno, abbastanza per alimentare circa 1,5 milioni di case. I due nuovi progetti, sempre secondo il comunicato di Vattenfall, raddoppiano approssimativamente il portafoglio offshore danese esistente, che vale circa 1,5 GW.

Una polizza sul prezzo, per la bolletta e per il futuro

Per chi paga la bolletta, il contratto per differenza funziona come una polizza assicurativa sul prezzo dell’elettricità. Nel vecchio schema del 2024 chi vinceva pagava un canone fisso e si teneva addosso tutte le oscillazioni del mercato. Nel nuovo schema, invece, il rischio viene condiviso: lo Stato assorbe parte della volatilità per rendere il progetto possibile. Non è una garanzia di guadagno per l’operatore, ma un modo per ridurre l’incertezza sui ricavi.

È anche il motivo per cui i numeri delle offerte non vanno letti come un semplice costo. Le 504 corone per MWh di Nordsøen Midt e le 542 corone per Hesselø indicano a quale livello di prezzo il progetto può reggere. Senza quel meccanismo, come dimostra il deserto di dicembre 2024, i parchi non sarebbero partiti affatto.

La prossima volta che sentirete di un’asta eolica fallita, guardate al contratto, non alla tecnologia. In Danimarca il vento c’era anche a dicembre 2024: mancava un modo equilibrato per condividere il rischio economico.

Per cittadini e imprese, la lezione danese è concreta: quando il rischio è condiviso, i progetti eolici partono davvero e la transizione energetica diventa una scelta meno incerta.