Il futuro dell’eolico non si gioca più sulla terraferma

Progetti nel Mare del Nord aggirano la congestione con data center e idrogeno in mare

La congestione della rete di trasmissione non è un problema di domanda, ma di spazio. In momenti di forte vento e basso carico, i parchi eolici offshore sono costretti a variare l’assetto delle pale fino a fermarsi del tutto — un fenomeno noto come curtailment — perché i cavi di esportazione verso terra non hanno capacità sufficiente per accogliere l’energia prodotta. Chilowattora che non vengono mai generati, anche se la risorsa c’è.

È qui che si inserisce la correzione di rotta più interessante per il settore: invece di potenziare all’infinito le dorsali verso la costa, conviene piazzare il carico direttamente in mare, dove l’elettricità nasce.

Due progetti concreti, entrambi nel Mare del Nord, stanno mostrando come farlo senza rincorrere turbine sempre più grandi. Da un lato l’esplorazione congiunta di data center offshore portata avanti da Vattenfall e da un’azienda olandese di infrastrutture per l’intelligenza artificiale; dall’altro il progetto pilota PosHYdon, che ha appena iniziato a produrre idrogeno verde su una piattaforma operativa. Entrambi aggirano il collo di bottiglia della rete nazionale e danno valore a elettroni che altrimenti andrebbero persi.

Carico programmabile: la logica dei data center offshore

L’intuizione alla base di Project Enki — questo il nome dell’iniziativa — è tanto semplice quanto poco sfruttata finora: le piattaforme di calcolo offshore non richiedono un allaccio diretto alla rete di trasmissione nazionale. Assorbono invece l’elettricità generata dai parchi eolici circostanti proprio quando il surplus eolico offshore verrebbe tagliato per congestione o perché i prezzi all’ingrosso sono crollati. Il carico di calcolo — training di modelli AI, rendering, simulazioni batch — può essere modulato: si alza quando il vento soffia forte, si riduce quando la produzione cala. La domanda di calcolo flessibile diventa così una valvola di regolazione per il parco eolico, non un aggravio.

«Quando la rete è piena, i parchi eolici sono costretti a rallentare le loro turbine. L’energia che avrebbero potuto fornire non viene mai generata. Project Enki dà a quell’energia una destinazione, direttamente in mare, senza gravare sulla rete e senza che ciò avvenga a scapito della fornitura di elettricità verde a famiglie o imprese», si legge in una nota ufficiale di Project Enki.

Il punto non è soltanto tecnico: è economico. Ogni megawattora che il gestore di rete non è in grado di accettare è un megawattora che l’operatore eolico non vende. Spostare il consumo dove l’energia viene prodotta — e farlo con un carico programmabile — cambia il calcolo della redditività di un parco, perché riduce la dipendenza dalle saturazioni della rete onshore.

Idrogeno su piattaforma: il banco prova di PosHYdon

L’alternativa all’elaborazione dati è la trasformazione chimica. Il progetto pilota PosHYdon ha iniziato a produrre idrogeno verde direttamente su una piattaforma operativa nel Mare del Nord, utilizzando l’energia eolica offshore per l’elettrolisi. L’elettrolizzatore è installato sulla piattaforma Q13a-A di Neptune Energy (oggi Eni), ed è alimentato dalla produzione variabile dei parchi vicini. Siamo in piena fase di test iniziale, non di esercizio commerciale: il primo obiettivo del periodo di prova è raggiungere un funzionamento stabile del sistema, per poi passare alla verifica della risposta alle fluttuazioni della generazione eolica.

Ciò che rende PosHYdon un laboratorio utile è la strumentazione di bordo e il protocollo di misura. I test sull’efficienza dell’elettrolizzatore sono condotti con profili di carico intermittenti reali, non simulati: si misura il degrado delle membrane, la risposta dei compressori, il consumo ausiliario in condizioni di avviamento e spegnimento frequenti. Parallelamente, la raccolta dati su costi operativi e manutenzione degli impianti di idrogeno in ambiente marino servirà a costruire modelli di spesa realistici per futuri impianti su scala maggiore. L’integrazione di più sistemi energetici offshore — generazione, elettrolisi, stoccaggio temporaneo, eventuale offloading su nave — è esattamente il tipo di esperienza operativa che manca nei dossier di fattibilità puramente cartacei.

«È notevole vedere che, insieme a tutti questi partner pubblici e privati, siamo riusciti a raggiungere una prima mondiale attraverso PosHYdon. Il riutilizzo delle piattaforme offshore esistenti per applicazioni sostenibili sta diventando una realtà tangibile. Insieme, stiamo facendo un passo significativo verso un futuro sistema energetico offshore nel Mare del Nord», ha dichiarato Lex de Groot, Amministratore Delegato di Eni Energy Netherlands e Vicepresidente di Element NL, in un commento sul risultato di PosHYdon.

La fase successiva del pilota sarà la più interessante: i test sulla capacità di risposta alle fluttuazioni della generazione eolica diranno se l’elettrolizzatore può davvero inseguire la curva di produzione senza degradarsi troppo in fretta. È il parametro che decide la bancabilità di un impianto di idrogeno offshore.

Il paradosso svedese: rete insufficiente, pale autorizzate ma ferme

Mentre nel Mare del Nord si sperimentano soluzioni per usare l’energia senza passare dalla rete, la Svezia mostra cosa succede quando si continua a considerare il cavo di esportazione come unica via possibile. Il governo ha recentemente autorizzato due parchi eolici offshore e ne ha respinti undici per ragioni di difesa, ma l’ostacolo strutturale è un altro: la necessità di permessi per i cavi sottomarini di esportazione verso la rete di trasmissione onshore. Senza quei cavi, i progetti restano scollegati — letteralmente. E anche quando le autorizzazioni arrivano, le condizioni di mercato possono congelare tutto: la decisione di Vattenfall di non procedere con il parco Vidar, già approvato, è un segnale chiaro di quanto il modello tradizionale sia fragile.

Il cortocircuito è evidente: la rete onshore non ha capacità sufficiente per accogliere nuova generazione eolica, ma intanto si fermano i progetti perché collegarsi alla rete è tecnicamente complesso o economicamente insostenibile. Le piattaforme di calcolo e gli elettrolizzatori offshore non risolvono da soli questo paradosso, ma spostano i termini della discussione. Per uno sviluppatore, la domanda non è più soltanto «quanto costa il megawattora prodotto?», ma «quanto riesco a valorizzare il megawattora che la rete non può prendere?». E la risposta dipende dalla capacità di portare il carico dove il vento soffia, non viceversa.