TotalEnergies sfida Berlino sugli 800 milioni

Tre anni fa TotalEnergies e BP misero sul tavolo €12.6 billion for offshore wind sites nel Mare del Nord e nel Baltico tedeschi senza chiedere un euro di sussidi. La politica festeggiò: finalmente, sembrava, le rinnovabili potevano reggersi da sole. Nel maggio 2026 entrambe le compagnie vogliono indietro i soldi. Il modello che avrebbe dovuto rendere superfluo il sostegno pubblico si è inceppato in quattro Paesi.

TotalEnergies ha versato circa €800 million in deposits and guarantees e chiede a Berlino di riprendersi i siti. BP, attraverso la joint venture Jera Nex BP, si muove nella stessa direzione. Entrambe sostengono che i progetti non stiano più in piedi dal punto di vista finanziario. Berlino ha detto no: secondo il governo, la legge in vigore non consente di restituire concessioni già assegnate, mentre la first penalty deadline arrives in autumn 2027.

Come sono saltati i conti

Tra il 2019 e il 2023 i governi del Nord Europa si convinsero che l'eolico offshore non avesse più bisogno di aiuti pubblici. I Paesi Bassi assegnarono il progetto Hollandse Kust Zuid a sussidi zero. La Germania si spinse oltre con il cosiddetto "negative bidding", un meccanismo in cui le imprese pagano lo Stato per ottenere il diritto di costruire. I 12,6 miliardi di euro incassati da Berlino furono l'apice di quella fiducia. Durò circa tre anni.

La BCE ha alzato il tasso di riferimento dallo 0% al 4% tra luglio 2022 e settembre 2023. L'eolico offshore è una delle forme di energia più intensive in capitale: gran parte dei costi arriva subito, tra turbine, fondazioni e cavi sottomarini, mentre i ricavi si distribuiscono nell'arco di 25 anni. Con il denaro a buon mercato, questi progetti garantivano margini sottili; con il costo del finanziamento salito di diversi punti, molti rischiano di perdere denaro per l'intera durata operativa. Construction and component costs rose 30-50% from 2021 levels, mentre il costo del capitale per i progetti europei è aumentato di 3-4 punti percentuali (KPMG/OFATE). Un parco progettato sui presupposti del 2021 può ritrovarsi senza margine.

Anche la rete non ha tenuto il passo. In Germania, lead times for offshore transmission components now stretch to six years. Nei Paesi Bassi, 60% of TenneT's expansion projects run an average 2.5 years behind schedule. Un parco eolico senza connessione alla rete diventa un'attività immobilizzata: costa mantenerlo e non produce ricavi. Nel frattempo le major dell'energia stanno dirottando capitale verso petrolio e gas, dove i ritorni arrivano più rapidamente, facendo apparire quegli impegni sull'eolico ancora più pesanti nei bilanci.

Chi paga la ritirata

I primi a perdere sono i consumatori tedeschi di elettricità. Il governo aveva earmarked 90% of the auction revenues to cap grid fees and power prices, così da contenere le bollette delle famiglie ancora segnate dalla crisi energetica del 2022. Se TotalEnergies ottenesse il rimborso, da quel fondo sparirebbero oltre 7 miliardi di euro.

Il costo più lungo è il ritardo. Richiamandosi a uno studio Fraunhofer commissionato dalle stesse aziende, le compagnie chiedono di spostare di 16 anni l'obiettivo tedesco da 70 GW offshore target back 16 years, from 2041 to 2057. Lo stesso schema si vede altrove. I Paesi Bassi will miss its 21 GW target for 2031. L'asta danese del dicembre 2024 non ha ricevuto offerte qualificate. Nel Regno Unito, l'Allocation Round 5 del 2023 non attirò no offshore wind bids at all.

Tutti i governi stanno convergendo sulla stessa correzione: i Contracts for Difference, contratti per differenza in cui lo Stato garantisce per 20 anni un prezzo minimo dell'elettricità. Se il prezzo di mercato scende sotto quella soglia, il bilancio pubblico copre la differenza. La Germania sta redesigning its auctions around CfDs for 2027. La Danimarca ha ottenuto €5 billion in EU-approved state aid per un nuovo schema CfD. Il Regno Unito, dopo il fallimento del 2023, ha alzato il prezzo garantito e ha visto 8.4 GW awarded in Allocation Round 7.

La lobby del settore has declared negative bidding "dead". Il sostegno pubblico è tornato, dopo un esperimento triennale in cui si era provato a farne a meno. Resta aperta la domanda che l'era del "senza sussidi" avrebbe dovuto chiudere: quanto denaro pubblico debba andare alle compagnie energetiche private, a quali condizioni, e se si possa recuperare il decennio perso inseguendo una risposta più economica.