La fondazione ibrida sfrutta la finestra normativa britannica per l’eolico offshore

Dieci giorni dopo il lancio ufficiale della fondazione BC90 di Neretek, la scommessa tecnica dietro questo ibrido si è fatta più chiara. Non è una promessa di laboratorio, ma una risposta a un vuoto ben preciso: le profondità tra 60 e 90 metri, rimaste a lungo terra di nessuno per l’eolico offshore. La BC90 propone una via diversa, che parte dal disegno strutturale per unire la semplicità di fabbricazione dei monopali con la stabilità in acque più profonde tipica dei jacket.

Il cuore tecnico: l’ibrido che colma il vuoto

Nell’eolico a fondo fisso, la regola è stata per anni elementare: monopali per fondali bassi, jacket per quelli medio-alti. Ma la zona tra 60 e 90 metri sfuggiva a entrambi. I monopali, spinti oltre i loro limiti di progetto, diventano mastodontici e costosi, mentre le jacket richiedono strutture complesse e logistica specializzata. La fondazione BC90 di Neretek è stata pensata esattamente per colmare questa fascia, «bridging the gap between fixed-bottom capability and floating viability», come si legge nel comunicato tecnico pubblicato assieme a Wood Thilsted. Lo sviluppo non è stato improvvisato: la società parla di un decennio di ricerca alle spalle, condotta da progettisti strutturali specializzati nel settore offshore.

Il principio costruttivo non è mai stato dichiarato nel dettaglio, ma i dati disponibili indicano una struttura che prende dal monopalo la colonna centrale e dalla jacket la distribuzione dei carichi su una base più ampia, senza arrivare alla complessità geometrica di un traliccio completo. Il risultato è una fondazione che può essere prodotta con le linee di saldatura e laminazione già operative nei cantieri che oggi sfornano monopali, senza dover mobilitare impianti dedicati alle jacket. Sul fronte dei costi, la differenza non è marginale: Neretek rivendica un CAPEX significativamente più basso rispetto a monopali e jacket in acque profonde 60-90 metri. Il dato, diffuso da Wood Thilsted, posiziona la BC90 come «the most cost-effective method to deploy in deep waters» in quella fascia batimetrica.

Tutto questo resterebbe una curiosità ingegneristica se non si fosse aperta, proprio mentre il progetto raggiungeva la maturità, una finestra normativa inattesa.

Il contesto che mancava: la categoria ODOW e il tesoro nei fondali

Lo scorso dicembre, il governo britannico ha inserito una novità nei regolamenti preparatori per l’ottavo allocation round (AR8) dei contratti per differenza: una categoria tecnologica chiamata Other Deepwater Offshore Wind, abbreviata in ODOW. L’intervento mirava a sistemare un cortocircuito normativo: i progetti su fondazioni ibride, adatte a fondali profondi ma non tecnicamente galleggianti, non rientravano né nell’eolico a fondo fisso né nel floating. Erano, di fatto, non eleggibili per i CfD. Con la categoria ODOW, il governo ha introdotto un binario di gara dedicato che riconosce queste configurazioni intermedie, permettendo loro di competere per il supporto finanziario.

Alla base di questa scelta c’è un’analisi del potenziale geotecnico dei fondali britannici. La morfologia del Mare del Nord e delle aree prospicienti la Scozia presenta vaste estensioni tra i 60 e i 90 metri, profondità nelle quali le soluzioni galleggianti pianificate potrebbero essere sostituite con strutture ibride senza sacrificare la producibilità. Secondo ORE Catapult, circa il 77% della capacità eolica galleggiante pianificata nel Regno Unito potrebbe essere coperta da fondazioni di questo tipo, sfruttando la conformazione del fondale marino e riducendo la dipendenza da tecnologie meno mature. È un potenziale di sostituzione enorme, che non richiede di sviluppare nuovi parchi eolici da zero, ma di ripensare la dotazione tecnologica di quelli già in pipeline.

Il cantiere parla: logistica e supply chain locali

Se il vantaggio sui conti è interessante, ancora più concreto è l’impatto sulla catena di fornitura. La BC90 è progettata per utilizzare le capacità esistenti nei cantieri e nei porti che già servono l’eolico offshore. Nessuna dipendenza da grandi navi specializzate, nessuna necessità di investire in infrastrutture portuali completamente nuove. Si può produrre con la stessa filiera locale che oggi fabbrica monopali e componenti di fondazione, e si può installare con mezzi navali di comune disponibilità. Non è una dichiarazione di principio: è la stessa documentazione tecnica diffusa da Wood Thilsted a qualificare la fondazione come «deployable using a combination of proven technologies» e adatta a infrastrutture portuali esistenti.

Per chi sviluppa parchi eolici, questo si traduce in un controllo maggiore su tempi e costi. Meno navi specializzate vuol dire meno competizione per slot di installazione che oggi sono già saturi. Meno adattamenti portuali significano percorsi autorizzativi più brevi. E una supply chain già rodata riduce il rischio di colli di bottiglia sui componenti. In una fase in cui l’industria insegue volumi crescenti con margini stretti, la differenza la fa la prevedibilità, non la promessa tecnologica.

La BC90 non è un prototipo in cerca di validazione. È un pezzo di infrastruttura che può essere costruito, trasportato e infisso con ciò che già esiste. E questa, per chi deve decidere oggi quali fondazioni mettere in acqua tra il 2027 e il 2030, è la variabile che conta più di ogni altra.