L’eolico olandese torna ai sussidi

I Paesi Bassi hanno appena alzato a 9,456 miliardi di euro, dai precedenti 7,896 miliardi, il tetto massimo dei sussidi per due prossime gare eoliche nel Mare del Nord (RVO, Rijksoverheid). Non è un assegno di salvataggio, ma il limite entro cui potranno muoversi i futuri bandi Gamma-A e Gamma-B, attesi a novembre. Le offerte vincenti potrebbero collocarsi ben al di sotto del massimo, pari a circa 0,117 euro per kilowattora (RVO): un prezzo superiore alle medie recenti del mercato all’ingrosso, pensato più per rendere di nuovo finanziabili i progetti che per garantire rendite generose. La direzione, però, è chiara: lo Stato olandese rimette denaro pubblico nell’eolico offshore perché il modello precedente, fondato su parchi costruiti senza sussidi operativi, non regge più.

Perché il vecchio modello si è inceppato

Due anni fa, due consorzi ottennero il diritto di costruire 4 gigawatt di capacità eolica a IJmuiden Ver, nel Mare del Nord, senza aiuti di Stato. È circa metà della capacità offshore che i Paesi Bassi intendono aggiungere in questo decennio. Noordzeker, formato da SSE Renewables e APG, che investe per il fondo pensione olandese ABP, si aggiudicò il sito Alpha; Zeevonk, composto da Vattenfall e Copenhagen Infrastructure Partners, prese Beta (Blackridge Research, NOS). Entrambi esitano ora davanti alla decisione finale d’investimento, il momento in cui proprietari e finanziatori impegnano capitale in modo sostanzialmente irreversibile.

I conti sono cambiati su entrambi i lati. I costi sono saliti: la normativa olandese registra che nel 2025 i costi di costruzione dell’eolico offshore erano superiori del 40% rispetto ai livelli del 2020, per effetto dell’inflazione, dei tassi più alti e delle strozzature nelle catene di fornitura (Staatsblad). Le attese sui ricavi, invece, sono scese: con una domanda industriale di elettricità più debole, gli sviluppatori prevedono di vendere energia a prezzi più bassi (NOS). I parchi eolici richiedono molto capitale iniziale; poiché gran parte del costo lungo l’intero ciclo di vita si concentra all’avvio, anche aumenti modesti dei tassi possono trasformare un progetto sostenibile in uno che le banche non vogliono finanziare (IRENA).

Il governo olandese sta quindi seguendo due binari: tratta con ABP e Vattenfall sui progetti Alpha e Beta rimasti in sospeso, mentre riapre la porta ai sussidi per la tornata successiva. Le gare Gamma useranno un meccanismo di sostegno in cui lo Stato paga gli sviluppatori quando i prezzi dell’elettricità scendono sotto una soglia prefissata. Se i prezzi del mercato deluderanno, una parte del divario finirà sui contribuenti.

Danimarca e Germania mostrano lo stesso schema

I Paesi Bassi non sono un caso isolato. Una precedente asta offshore danese non attirò neppure un’offerta. Copenaghen ha poi ridisegnato la gara introducendo contratti per differenza a due vie, i CfD, in cui lo Stato paga quando i prezzi sono bassi ma recupera denaro quando sono alti. Vattenfall ha partecipato e vinto, con un tetto complessivo di sostegno pari a 37,6 miliardi di corone danesi (KEFM, Energistyrelsen). La Francia ha ottenuto il via libera della Commissione europea a un regime di sostegno da 63 miliardi di euro per l’eolico offshore, fino a 11,1 GW di capacità (European Commission, ESG Today). In Germania il quadro è ancora più netto: una gara offshore da 2,5 GW non ha ricevuto alcuna offerta, e l’industria preme su Berlino perché adotti i CfD (IWR). Il Regno Unito ha attraversato lo stesso ciclo: il quinto round CfD non ha assegnato alcun progetto offshore, e solo dopo una modifica delle condizioni il sesto round ha riportato gli sviluppatori al tavolo (UK Gov AR5, UK Gov AR6).

Chi paga un eolico più stabile

A guadagnarci sono gli sviluppatori e i loro finanziatori, che ottengono ricavi più prevedibili e quindi capitale meno costoso. Il costo ricade sui contribuenti e sugli utenti elettrici, anche se il canale cambia da Paese a Paese. In Germania famiglie e imprese pagano già un sovrapprezzo per la rete offshore pari a 0,941 centesimi per kWh (Netztransparenz), mentre la sola espansione della rete offshore tedesca dovrebbe costare tra 153 e 171 miliardi di euro entro il 2045, importi destinati a confluire direttamente in quei prelievi (Netzentwicklungsplan). In Belgio, le imprese chimiche di Anversa affermano di dover affrontare tra 80 e 100 milioni di euro di tariffe di trasmissione aggiuntive legate agli investimenti nella rete offshore (Made in).

L’associazione olandese degli utenti industriali VEMW solleva un punto che vale ben oltre i confini nazionali: sussidiare i produttori e ignorare gli acquirenti rischia di spostare il problema, non di risolverlo. Gli acquirenti industriali disposti a firmare contratti di lungo periodo sono proprio ciò che convince i finanziatori a sostenere questi progetti (VEMW). Senza quella domanda, il costo pubblico cresce e resta.

Definire l’eolico senza sussidi «privo di sostegno statale» è sempre stato fuorviante. Pianificazione della rete, indagini sui fondali e collegamenti via cavo erano costi pubblici fin dall’inizio. La novità è che i governi stanno ora trasferendo sui bilanci pubblici anche il rischio sui ricavi. L’Europa non sta abbandonando l’eolico offshore: sta chiedendo a contribuenti e utenti in bolletta di sostenere una quota maggiore del prezzo quando il mercato non basta.