Le turbine da 15 MW sono diventate lo standard

La posa del secondo cavo di esportazione elimina l’ultimo ostacolo per il parco eolico scozzese

Un conduttore sottomarino da 85 chilometri è l’ultima infrastruttura a cui si pensa visitando un parco eolico offshore. Eppure, quando la seconda linea di esportazione di Inch Cape è stata posata in questi giorni, a circa nove mesi di distanza dalla prima, è stato come chiudere il circuito di un sistema da 1.1 GW: senza questo dettaglio, le 72 turbine Vestas V236-15.0 MW resterebbero mute. Secondo quanto comunicato da Orient Cable (NBO), la campagna di installazione del secondo cavo di esportazione del parco eolico offshore Inch Cape è stata completata, segnando un punto di non ritorno per il progetto scozzese.

L’arteria sottomarina che decide le scadenze

I cavi di esportazione sono l’equivalente offshore delle linee ad alta tensione che attraversano la campagna: trasportano l’energia dal punto di generazione alla rete terrestre. Il primo dei due collegamenti da 85 chilometri di Inch Cape era stato installato da Enshore Subsea nell’ottobre 2025, utilizzando la nave posacavi CLV CMOS Installer. Un’operazione tecnicamente complessa, che richiede precisione subacquea e finestre meteo favorevoli nel Mare del Nord. Il secondo cavo, posato ora a luglio 2026, elimina l’ultimo collo di bottiglia infrastrutturale del parco.

La scelta di due linee separate non è ridondanza, ma necessità: con 1.1 GW di potenza installata, un singolo cavo non basterebbe a gestire il carico di picco. Il sistema a doppia arteria garantisce che l’elettricità generata dalle 72 turbine possa raggiungere la sottostazione di Cockenzie, sulla costa orientale scozzese, senza saturare la capacità di trasmissione. Il progetto è di proprietà congiunta di ESB e Red Rock Renewables, e le tempistiche rispettano la tabella di marcia: prima energia elettrica attesa per la fine del 2026, esercizio commerciale completo nel 2027. Se il collegamento sottomarino è completo, la domanda diventa: cosa sta succedendo sopra la superficie?

Fondazioni pronte, turbine in arrivo

Dal fondo marino alla superficie, il cantiere di Inch Cape ha mantenuto un ritmo serrato. Lo scorso 3 giugno, tutte le 54 fondazioni monopile sono state installate, completando un’operazione cominciata mesi prima in condizioni di mare spesso proibitive. Le monopile — cilindri d’acciaio conficcati nel fondale — sono la base su cui poggeranno le turbine Vestas V236-15.0 MW, ciascuna alta oltre 250 metri dalla linea di galleggiamento alla punta della pala. Con le fondazioni ultimate e i cavi posati, il parco è ora pronto per la fase finale: l’installazione delle turbine e la connessione alla rete.

La geografia aiuta. Il sito di Inch Cape si trova a circa 15 chilometri dalla costa dell’Angus, una distanza relativamente contenuta che semplifica la logistica rispetto a parchi più remoti come Dogger Bank. Ma sono i numeri della generazione a dare la misura dell’impatto: una volta pienamente operativo, il parco produrrà circa 5 TWh di elettricità all’anno, sufficienti per alimentare circa la metà delle abitazioni scozzesi. Non è un dato accessorio: in un Paese che punta a decarbonizzare il riscaldamento domestico e la mobilità, 5 TWh equivalgono a una quota significativa del fabbisogno residenziale. E una volta che le pale inizieranno a girare, chi raccoglierà i frutti di questa energia?

La generazione dei 15 MW: da eccezione a regola

I numeri di Inch Cape impressionano, ma non sono un caso isolato. Lo scorso aprile, Jan De Nul ha completato l’installazione di due cavi di esportazione per il parco eolico Fengmiao 1 a Taiwan, un impianto da 495 MW che utilizza anch’esso turbine Vestas da 15 MW. La coincidenza tecnologica non è casuale: la piattaforma V236-15.0 MW, con un rotore di 236 metri di diametro e una capacità nominale di 15 MW per unità, si sta affermando come lo standard de facto per i grandi parchi di nuova generazione. Inch Cape ne installerà 72; Fengmiao 1 ne prevede 33. Due mercati, due regimi regolatori, stessa taglia di turbina.

La maturità del settore si misura anche dalla sofisticazione degli strumenti finanziari. Lo scorso marzo, Ofgem ha annunciato la shortlist di cinque offerenti per la gara OFTO Round 13, che assegnerà la proprietà e la gestione degli asset di trasmissione offshore per East Anglia Three, Inch Cape e Dogger Bank C. Il modello OFTO (Offshore Transmission Owner) separa la generazione dalla trasmissione, creando un mercato competitivo per i collegamenti alla rete. Per Inch Cape, significa che i cavi appena posati saranno gestiti da un operatore specializzato, selezionato tramite gara, mentre ESB e Red Rock Renewables si concentreranno sulla produzione di energia.

Qui emerge un paradosso: mentre l’industria si entusiasma per turbine sempre più grandi — e la V236-15.0 MW lo è, con una spazzata di pale che copre un’area equivalente a tre campi da calcio — il vero differenziale competitivo si sta spostando sulla gestione della connessione. Un parco da 1.1 GW senza cavi adeguati è un investimento sterile. Un sistema di trasmissione efficiente, con gare OFTO che comprimono i costi di gestione, trasforma la taglia della turbina da fine a mezzo. Inch Cape, con i suoi 85 chilometri di cavi posati a distanza di nove mesi l’uno dall’altro, incarna questa transizione: la potenza installata conta, ma conta altrettanto la capacità di portarla a terra senza colli di bottiglia.

Per chi installa e gestisce, il progetto scozzese dimostra che la vera corsa ai gigawatt non si vince solo con pale più grandi, ma con la capacità di collegarle alla rete. Il futuro è in quei cavi posati a distanza di un anno, invisibili ma indispensabili, che trasformano un arcipelago di turbine in una centrale elettrica funzionante. Quando la prima elettricità comincerà a fluire, alla fine del 2026, sarà il segnale che il modello è replicabile: non solo in Scozia, ma ovunque il vento soffi abbastanza forte e i fondali siano abbastanza profondi da ospitare monopile. La taglia da 15 MW è qui per restare.