Inflazione e carenza HVDC hanno gonfiato i costi: il governo ha cancellato e rilanciato la gara con termini più favorevoli.

Prima ancora di posare la prima pietra, il costo del parco eolico offshore belga Princess Elisabeth Zone è già raddoppiato. Dai 3,6 miliardi di euro previsti in origine si è passati a una cifra che il gestore della rete Elia, ripreso da un’analisi di Gas Outlook, stima vicina al doppio. Inflazione, rincaro dei materiali e scarsità di infrastrutture per la corrente continua ad alta tensione (HVDC) hanno fatto lievitare i conti ben prima dell’inizio dei lavori. Un dato che ha costretto il governo belga a ripensare l’intera architettura dell’asta per il lotto PE I, il cui nuovo quadro è stato approvato nelle scorse settimane.

Un conto che non torna

La gara per il primo dei tre lotti nella Princess Elisabeth Zone era partita nel novembre 2024, con l’obiettivo di assegnare l’area a uno sviluppatore entro la metà del 2025. Ma già in primavera era evidente che i numeri non stavano in piedi. Il 2 luglio 2025 il Ministro dell’Energia Mathieu Bihet ha preso una decisione drastica: annullare la gara in corso per il lotto PE I. Una mossa che non si vedeva spesso nelle aste eoliche europee, e che raccontava di un progetto ormai fuori controllo finanziario.

Il parco dovrebbe collegarsi a un’isola energetica artificiale nel Mare del Nord, un’infrastruttura complessa che incide in modo rilevante sul budget. L’annuncio della cancellazione fu accompagnato dalla promessa di rilanciare l’asta nella primavera del 2026. Ma i tempi si sono allungati: la primavera è passata senza bandi, e solo a fine luglio 2026 il governo federale ha messo nero su bianco le nuove condizioni.

Correggere il tiro

Il quadro approvato nelle scorse settimane prova a rendere il progetto di nuovo interessante per gli sviluppatori, dopo che la precedente asta era rimasta di fatto senza offerte credibili. Le modifiche sono sostanziali. Il nuovo regolamento allunga da quattro a cinque anni il periodo massimo per la costruzione del parco eolico, rimuove il tetto massimo del prezzo di esercizio (lo strike price) e introduce un meccanismo di supporto basato su un unico contratto per differenza bidirezionale (two-sided CfD): vince chi offre il prezzo di esercizio più basso.

Sono condizioni più generose di quelle precedenti, pensate per attrarre capitali in un momento in cui i costi di realizzazione restano alti e la concorrenza tra i progetti offshore europei è feroce. Il tempo di costruzione extra concede margine per gestire ritardi e colli di bottiglia nella catena di fornitura. La rimozione del cap sul prezzo, invece, toglie un vincolo che poteva scoraggiare gli offerenti: con i costi lievitati, un tetto massimo troppo basso avrebbe reso l’investimento semplicemente non redditizio. Il CfD bidirezionale funziona come una rete di sicurezza in entrambe le direzioni: se il prezzo di mercato dell’elettricità scende sotto lo strike price, il governo paga la differenza allo sviluppatore; se sale sopra, è lo sviluppatore a versare la differenza allo Stato. In teoria, un equilibrio. In pratica, molto dipende da quanto basso sarà il prezzo di esercizio offerto.

Il prezzo da pagare

Qui si annida il rischio. Senza un tetto al prezzo di esercizio, l’asta premia l’offerta più aggressiva. Il meccanismo ricorda per certi versi le aste negative che in altri paesi europei hanno portato gli sviluppatori a offrire prezzi molto bassi pur di accaparrarsi i lotti, salvo poi ritrovarsi con margini troppo stretti e progetti in bilico. Secondo Giles Dickson, CEO di WindEurope, «le aste negative rendono l’eolico offshore più costoso: significano costi iniziali più alti e costi di finanziamento più elevati. E questi costi aggiuntivi vengono trasferiti sui consumatori o sulla filiera dell’eolico».

L’avvertimento non è teorico. In un CfD bidirezionale senza cap, uno strike price molto basso può sembrare un affare per lo Stato nel breve periodo — il governo paga meno se i prezzi di mercato sono alti — ma se lo sviluppatore ha vinto con un’offerta al ribasso che non copre i costi reali, il progetto rischia ritardi, rinegoziazioni o peggio. E in quel caso il conto arriva comunque, solo più tardi e con gli interessi. La filiera dell’eolico offshore europeo sta già assorbendo aumenti di costo su più fronti, dalle materie prime alle navi posacavi: scaricare ulteriore pressione sui margini dei fornitori significa indebolire l’intera catena industriale.

D’altra parte, il Belgio non aveva molte alternative. L’asta originale era fallita prima ancora di arrivare alla fase finale. Offrire condizioni più vantaggiose era l’unico modo per non far naufragare il progetto Princess Elisabeth, che resta un tassello chiave nella strategia energetica belga per i prossimi decenni. Il rischio, però, è che il prezzo di quelle condizioni più vantaggiose venga pagato due volte: una prima dagli sviluppatori, costretti a offrire al ribasso per vincere, e una seconda dai consumatori, se i conti non tornano.

L’asta rilanciata per il lotto PE I, attesa nei prossimi mesi, dirà se la scommessa del ministro Bihet è stata vincente o se il conto salato finirà dritto sulle bollette. Il dato da tenere d’occhio è uno solo: il prezzo di esercizio che uscirà dalla gara. Se sarà troppo basso per essere sostenibile, l’allarme di WindEurope non cadrà nel vuoto.