La rete blocca l’eolico tedesco

10,8 gigawatt di eolico offshore girano oggi nei mari del Nord e Baltico, distribuiti su 1.764 turbine: abbastanza, in teoria, per alimentare circa 8,7 milioni di famiglie l'anno (Zeit, Focus). Ma solo circa 2,6 GW di progetti futuri hanno già chiuso i finanziamenti, un'asta del 2025 non ha attirato nemmeno un'offerta e fino a 16 GW, per un valore stimato di circa 50 miliardi di euro, rischiano di restare congelati per i ritardi della rete (FAZ, BalticWind). Le turbine funzionano. A essersi inceppata è l'economia della prossima ondata di investimenti.

La legge tedesca sull'eolico offshore punta a 30 GW entro il 2030 e a 70 GW entro il 2045 (WindSeeG). Con 10,8 GW installati, la Germania ha percorso circa un terzo della strada. L'industria ormai si aspetta che l'obiettivo del 2030 arrivi non prima del 2032. Quattro ostacoli spiegano il ritardo.

Perché la prossima ondata non parte

Il denaro è diventato caro. Un parco eolico offshore concentra quasi tutti i costi all'inizio, per poi recuperare i ricavi nell'arco di 20 o 30 anni. Quando la BCE, la banca centrale che fissa i tassi dell'eurozona, ha portato il tasso sui depositi da livelli negativi fino al picco del 4% nel 2023, il costo del debito è salito di colpo (ECB). I tassi sono poi scesi, ma restano molto più alti rispetto all'epoca del denaro quasi gratuito in cui si finanziò gran parte degli impianti oggi in funzione.

I costi delle attrezzature sono esplosi. EnBW, una delle maggiori utility tedesche, stima che in cinque anni turbine, fondazioni in acciaio, cavi e navi specializzate siano rincarati del 30-40% (FAZ). La Corte dei conti europea ha segnalato separatamente i rischi legati alle materie prime lungo tutta la filiera della transizione verde (ECA).

Le aste hanno stretto troppo i margini degli sviluppatori. Negli ultimi bandi tedeschi, chi voleva costruire doveva pagare lo Stato per ottenere il diritto a farlo: le cosiddette offerte negative. Il meccanismo sembrava brillante finché i costi erano bassi; quando sono saliti, l'asta del 2025 è rimasta senza partecipanti.

La rete non tiene il passo. Ventidue turbine già completate, per 323 MW di capacità, restano ferme perché i cavi sottomarini che dovrebbero collegarle alla terraferma non sono pronti (Zeit). TotalEnergies avrebbe riesaminato le concessioni vinte dal 2023 proprio a causa dei ritardi della rete (The Equilibrium). Il collo di bottiglia non si ferma ai confini tedeschi: i Paesi Bassi dipendono da TenneT, lo stesso operatore che gestisce gran parte della trasmissione offshore tedesca, e le stime olandesi indicano tempi di 8-12 anni per consegnare nuove linee ad alta tensione (consultancy.nl, Energy Global).

Il paradosso del prezzo dell'eolico offshore

I prezzi all'ingrosso bassi aggravano il problema dei finanziamenti. Quando la produzione di eolico e solare raggiunge il picco, i prezzi dell'elettricità in Germania scendono spesso sotto zero, perché la rete non riesce ad assorbire il surplus (Energy Charts). Un parco eolico guadagna meno proprio quando produce di più.

È la tensione centrale di questa tecnologia. Quando funziona, l'eolico offshore abbassa il prezzo dell'elettricità, con un beneficio per i consumatori. Ma chi sviluppa i progetti ha bisogno di ricavi prevedibili per ottenere i miliardi necessari alla costruzione. L'energia a basso costo arriva nelle case solo se qualcuno, prima, paga la rete e la garanzia di ricavo che rende possibile l'investimento.

La Francia offre una possibile risposta. La Commissione europea ha approvato un regime di sostegno francese fino a 63 miliardi di euro per progetti eolici offshore, costruito su contratti per differenza a due vie, i CfD, della durata di 25 anni (BalticWind). Se il prezzo di mercato scende sotto una soglia concordata, lo Stato compensa lo sviluppatore; se supera un tetto, lo sviluppatore restituisce denaro. Così si riduce la volatilità dei ricavi e si abbassa il costo del debito. L'associazione tedesca dell'eolico offshore, BWO, sta chiedendo a Berlino di adottare lo stesso modello.

La Germania spende già diversi miliardi di euro l'anno per il redispatch, cioè per pagare le centrali affinché correggano la produzione quando la rete non riesce a portare l'elettricità dove serve. Il Bundestag ha appena approvato un piano di espansione della rete da circa 44,65 miliardi di euro, pensato per trasportare verso sud l'energia eolica prodotta al nord (Bundestag). Quei costi finiscono nelle bollette attraverso gli oneri di rete.

Il rischio più immediato resta in capo agli sviluppatori, che detengono siti assegnati ma non riescono a costruirli in modo redditizio. Il costo più ampio ricade sulle famiglie, che finanziano l'espansione della rete in bolletta, e sui contribuenti, che pagheranno di nuovo se i siti bloccati dovranno tornare all'asta. Il traguardo dei 10 GW dimostra che la tecnologia produce. Il modello tedesco delle aste senza sussidi, disegnato quando prendere denaro a prestito costava quasi nulla, ha smesso di generare offerte ora che quel mondo non esiste più. Per i prossimi 20 GW serviranno cavi pronti prima delle aste e prezzi minimi garantiti prima dell'avvio dei cantieri.