Il Belgio scommette sull’isola eolica

Il Belgio si prepara a mettere all’asta nuova capacità eolica offshore nella Princess Elisabeth Zone, con l’obiettivo di portarla in esercizio intorno al 2031. A prima vista sembra una gara nazionale: un governo, una zona marina, un pacchetto di turbine. Ma l’infrastruttura che la regge, un’isola energetica artificiale con cavi di esportazione pensati per collegarsi ai Paesi vicini, ne fa un banco di prova per capire se il Mare del Nord possa funzionare come bacino comune dell’energia rinnovabile (FPS Economy Belgium).

I beneficiari immediati non saranno le famiglie. Saranno gli sviluppatori capaci di ottenere contratti abbastanza solidi da convincere le banche a finanziare i progetti, i porti e le società di ingegneria che dispongono di una capacità di installazione ormai scarsa, e i gestori di rete che costruiscono infrastrutture regolate. I consumatori ne trarranno vantaggio solo se la minore dipendenza dalle fonti fossili finirà per ridurre i costi, cosa tutt’altro che automatica. Anche gli oneri di rete e i sostegni pubblici finiscono nelle bollette elettriche: la ripartizione dipenderà quindi da scelte che il Belgio non ha ancora compiuto.

Un’isola collegata a più di un Paese

La Princess Elisabeth Island, che il gestore della rete di trasmissione belga Elia sta costruendo al largo della costa, raccoglierà l’elettricità prodotta dai nuovi parchi eolici e sosterrà collegamenti ad alta tensione con altri Paesi (Elia). È un nodo della rete transfrontaliera su cui i governi del Mare del Nord si sono impegnati al vertice di Ostenda del 2023, quando Belgio, Germania, Danimarca e Paesi Bassi concordarono di coordinare cavi capaci di collegare più Paesi, non semplicemente un singolo parco eolico a una singola costa (North Sea Summit Declaration).

La strategia offshore della Commissione europea chiarisce la logica economica: l’eolico in mare diventa davvero conveniente quando i cavi transfrontalieri e le regole di mercato consentono all’elettricità di fluire dove c’è domanda (EUR-Lex). In un mercato accoppiato, l’energia si sposta dalle aree dove costa meno verso quelle dove costa di più attraverso aste coordinate. L’eolico offshore belga può quindi abbassare i prezzi nei Paesi Bassi e in Germania, mentre cambia il punto in cui si formano le strozzature della rete.

Il Belgio entra nella stessa finestra temporale del progetto danese-tedesco Energiø Bornholm, che collegherà l’eolico offshore a sottostazioni in entrambi i Paesi, con i principali lavori previsti intorno al 2027-28 (Bornholm.dk). Questo significa concorrere per gli stessi cavi, le stesse piattaforme di conversione e le stesse navi d’installazione.

Il vero rischio sta nel disegno dei contratti

L’Europa ha già pagato caro gli errori nella progettazione delle gare. Il modello a zero sussidi sperimentato da Paesi Bassi e Germania, grosso modo tra il 2019 e il 2025, ha ceduto quando l’aumento dei tassi d’interesse e dei costi di costruzione ha reso i progetti non finanziabili. I Paesi stanno tornando ai contratti per differenza, i CfD: lo Stato garantisce un prezzo minimo per unità di elettricità. Quando i prezzi di mercato scendono sotto questo «strike price», il governo copre la differenza; quando salgono al di sopra, lo sviluppatore restituisce l’eccedenza (European Commission).

L’esposizione pubblica può essere ampia. La Commissione ha approvato la scorsa settimana un regime francese di sostegno all’eolico offshore per 11,1 GW, con un tetto teorico di 63 miliardi di euro in 25 anni (Commission européenne, Connaissance des Énergies). Quel tetto si riduce se i prezzi all’ingrosso restano alti, ma indica quanta capacità fiscale possano assorbire questi impegni.

L’associazione tedesca dell’industria energetica BDEW chiede CfD indicizzati all’inflazione, sostenendo che le offerte a prezzo fisso lascino gli sviluppatori esposti agli aumenti di costo che emergono dopo il giorno dell’asta (Energie & Management). Il Belgio si trova davanti alla stessa scelta: indicizzare lo strike price all’inflazione, trasferendo allo Stato una quota maggiore del rischio sui costi; oppure fissarlo, sapendo che gli sviluppatori chiederanno un prezzo iniziale più alto o rinunceranno.

In tutta la regione, il vincolo più stretto resta la rete. Il piano d’azione della Commissione sulle infrastrutture elettriche avverte che le reti di trasmissione devono espandersi più rapidamente per reggere rinnovabili ed elettrificazione (European Commission). Capacità eolica offshore senza capacità di rete significa acciaio fermo in mare.

Meno dipendenza dai combustibili non significa bollette più basse

Ridurre il ricorso a gas e carbone è il premio strutturale. Ma quel beneficio arriva alle bollette domestiche solo attraverso una catena di voci che il Belgio non ha ancora definito: tariffe di rete per la Princess Elisabeth Island e i suoi cavi, prelievi per finanziare i pagamenti dei CfD, costi di bilanciamento quando la produzione eolica oscilla. Ognuna è una scelta politica. Ognuna pesa in modo diverso su industria, piccole imprese e famiglie.

Il regolamento della gara belga, dai prezzi di esercizio alle clausole di indicizzazione, dalla responsabilità in caso di ritardi della rete alle regole da applicare quando i prezzi all’ingrosso diventano negativi, non è ancora stato pubblicato. Il Belgio non sta comprando soltanto turbine. Sta distribuendo il rischio finanziario di un sistema elettrico transfrontaliero la cui rete sta ancora inseguendo.