La cessione da 84 MW diventa 319 MW di nuova capacità eolica tra Austria, Canada e Repubblica Ceca

Lo scorso 30 luglio Enel ha annunciato l’acquisizione di un parco eolico da 84 MW in Italia. Con quegli stessi 145 milioni di euro, il venditore W.E.B. ne sta costruendo 319. Chi ha fatto davvero l’affare?

Il paradosso W.E.B.

Il parco ceduto è quello di Ariano, commissionato già nel giugno 2024. La logica della cessione, ricostruita nell’annuncio di W.E.B., è tanto semplice quanto spiazzante: per un operatore della taglia di W.E.B., il passaggio al mercato merchant avrebbe significato una esposizione ai ricavi non coperta. «Per Ariano, il passaggio a un modello di mercato merchant avrebbe comportato una sostanziale esposizione ai ricavi non coperta», spiega Roman Prager. «I grandi operatori di mercato possono gestire questo rischio in modo diverso grazie alle dimensioni e alla diversificazione dei loro portafogli, attribuendo così un valore più alto al progetto.»

La conseguenza è il paradosso: W.E.B. incassa i circa 145 milioni di euro pagati da Enel e li ricicla in circa 319 MW di nuova capacità eolica in Austria, Canada e Repubblica Ceca, circa quattro volte la capacità venduta. Dentro ci sono tre progetti eolici nella regione del Weinviertel, in Bassa Austria, per 143 MW complessivi. Se vendere 84 MW era la scelta razionale per W.E.B., perché Enel ha comprato?

Il puzzle Enel

La domanda non è retorica. Enel non compra solo vento. Come documenta l’analisi di Enerdatics, già nel 2023 il gruppo ha ceduto un portafoglio italiano di batterie da 2.600 MW a Sosteneo Infrastructure Partners per 1,33 miliardi di dollari, e a febbraio 2026 ha acquistato 829 MW di solare statunitense in esercizio da Excelsior Energy Capital per 1,3 miliardi di dollari, pari a 1,57 milioni per MW.

Vendere batterie e comprare sole e vento in esercizio non è una contraddizione, ma un modo per spostare il portafoglio su asset con flussi di cassa più leggibili o su mercati in cui Enel può fare leva sulla propria base di clienti e sulla diversificazione. Il punto di Ariano è esattamente questo: l’impianto che per W.E.B. era esposto al rischio merchant, per Enel vale di più perché può essere inserito in un portafoglio ampio e diversificato di generazione e vendita.

Ma il prezzo di 145 milioni di euro non dice ancora chi sta vincendo la partita eolica italiana. Dice solo che Enel può permettersi di pagare per un impianto che, senza un portafoglio ampio, sarebbe stato più rischioso da tenere.

La corsa italiana ai GW

Se Enel è un colosso integrato, a correre sul territorio italiano sono altri due protagonisti. ERG aveva già consolidato la sua posizione di leadership nel mercato eolico italiano nel 2022, portando la capacità installata complessiva a circa 1,3 GW. PLT energia, dal canto suo, ha annunciato l’obiettivo di circa 600 MW entro la fine del 2026 e 1,4 GW entro il 2031.

Questi numeri danno la misura della competizione, ma il parco di Ariano è stato commissionato già nel giugno 2024: il confronto non è tra impianti nuovi di zecca, ma tra portafogli e capacità di assorbire la volatilità dei ricavi. La taglia non è tutto. Conta chi può permettersi di tenere un impianto quando i prezzi dell’energia ballano.

Per W.E.B. la vendita di Ariano è già diventata 319 MW di nuova capacità. Per il mercato italiano resta un interrogativo: se il rischio merchant spinge i piccoli a vendere ai grandi, quali operatori finanzieranno la prossima generazione di impianti?