Danimarca, 37.6 billion kroner sull’eolico

Nel dicembre 2024, le prime tre aree danesi per l'eolico offshore non attirarono nemmeno un'offerta. Gli sviluppatori guardarono le condizioni, costruire nel Mare del Nord, vendere l'elettricità al prezzo che il mercato avrebbe riconosciuto, e si sfilarono. Diciotto mesi dopo, la svedese Vattenfall, controllata dallo Stato, si è aggiudicata i contratti per due di quelle aree, con una capacità minima complessiva di 1,8 gigawatt e l'entrata in funzione prevista entro la fine del 2032 (KEFM, Windtech International). Copenaghen non ha trovato sviluppatori più audaci: ha cambiato chi sopporta il rischio sui prezzi.

Che cosa si è accollato lo Stato

Il modello fallito chiedeva agli sviluppatori di vendere l'elettricità ai prezzi di mercato, assumendosi per decenni l'intera esposizione alle oscillazioni all'ingrosso. L'eolico offshore richiede miliardi di investimento iniziale ma, una volta costruito, ha costi operativi bassi; per questo il piano economico dipende dal prezzo a cui si venderà l'elettricità fra venti o trent'anni e dai tassi di interesse applicati dai finanziatori (IEA, IRENA). Senza certezza sui ricavi, nessuna banca avrebbe autorizzato un prestito per la costruzione. I progetti erano nati morti.

La soluzione danese è stata un Contract for Difference a due vie, un contratto per differenza. Lo Stato fissa uno "strike price", cioè un prezzo garantito per megawattora di elettricità: quando il prezzo di mercato scende sotto quella soglia, paga allo sviluppatore la differenza; quando la supera, lo sviluppatore restituisce l'eccedenza (Low Carbon Contracts Company). Lo sviluppatore ottiene un flusso di ricavi prevedibile, su cui le banche possono costruire un finanziamento. Lo Stato ottiene i parchi eolici.

Vattenfall ha vinto Nordsøen Midt a 504 corone danesi per megawattora e Hesselø a 542 DKK/MWh, in entrambi i casi con contratti ventennali (KEFM, Baird Maritime). Anche la concorrenza è tornata: Nordsøen Midt ha ricevuto due offerte, Hesselø cinque (Ocean Energy Resources, BT).

Contribuenti, sviluppatore, banche

Il sostegno pubblico complessivo ha un tetto di 37,6 miliardi di corone (Politiken, Danish Energy Agency via Ritzau). È un limite massimo, non una fattura già scritta. I contribuenti pagano soltanto quando, durante la vita del contratto, i prezzi all'ingrosso dell'elettricità scendono sotto lo strike price. Se restano sopra, Vattenfall rimborsa lo Stato. Se rimangono bassi per anni, la differenza si accumula fino ad avvicinarsi a quel tetto.

I beneficiari immediati sono Vattenfall e i finanziatori: un pavimento stabile ai ricavi per 20 anni trasforma una scommessa speculativa in un flusso prevedibile, del tipo che le banche sono disposte a finanziare. La stampa svedese ha trattato l'assegnazione come una vittoria commerciale, non come una controversia politica sul rischio assunto dallo Stato (DN). I consumatori danesi ne trarranno vantaggio solo se i progetti verranno collegati alla rete e aggiungeranno abbastanza offerta da ridurre i prezzi all'ingrosso o il ricorso a capacità di riserva più costosa.

Quel collegamento, però, non è scontato. In Danimarca la coda per l'accesso alla rete è salita a 60 GW di richieste speculative, costringendo il gestore Energinet a congelare nuovi accordi di trasmissione (To Brief). Turbine senza accesso alla rete non producono nulla.

Lo schema è europeo. Nel Regno Unito il quinto round dei Contract for Difference non assegnò alcun progetto offshore; il sesto ha funzionato dopo che il governo ha alzato gli strike price (UK AR5, AR6). I Paesi Bassi hanno organizzato gare presentate come "senza sussidi", ma lo Stato ha preparato i siti e il gestore di rete TenneT ha costruito piattaforme e cavi offshore a spese pubbliche (TenneT). In tutto il continente, quando lo Stato assorbe più rischio sui prezzi, gli sviluppatori tornano a fare offerte. Resta da capire quanto denaro pubblico serva e che cosa compri davvero.

La scelta sulle turbine che la Danimarca non ha ancora fatto

Vattenfall non ha ancora indicato il fornitore delle turbine per nessuno dei due progetti (Voice of Renewables). La scelta porta con sé una tensione concreta. Secondo una stima di Rystad citata da Reuters, le turbine eoliche cinesi onshore costano sui mercati di esportazione dal 20 al 40 per cento in meno (Folha/Reuters). Il diritto dell'UE non vieta le apparecchiature cinesi, ma il Net-Zero Industry Act consente ai governi di valutare la sicurezza delle forniture e la capacità industriale locale, non solo l'offerta più economica (NZIA).

La Danimarca ha reso di nuovo finanziabile l'eolico offshore mettendo lo Stato dietro il rischio sui prezzi. Se quel denaro pubblico costruirà anche capacità industriale europea, oppure finirà al fornitore globale meno costoso, è la prossima scelta. E non spetta solo a Copenaghen.