L’AIE ed IRENA ritengono che entro il 2050 la capacità eolica offshore a livello globale dovrà superare i 2.000 GW, rispetto ai quasi 70 GW di oggi
Un’impennata dei costi di finanziamento dovuta all’aumento dei tassi di interesse, insieme all’aumento dei prezzi per molti dei materiali utilizzati nelle attuali turbine giganti, hanno portato alcuni sviluppatori a ritirare le vendite di energia o gli accordi di sovvenzione riguardanti determinati progetti, principalmente negli Stati Uniti e nel Regno Unito, e a mettere sotto pressione gli altri.
“I progetti eolici offshore in tutto il mondo hanno dovuto affrontare un triplice problema: l’elevata inflazione della catena di approvvigionamento, l’aumento dei tassi di interesse e la riluttanza da parte dei governi ad adeguare i parametri delle aste per rispondere a queste nuove condizioni di mercato”, ha affermato Simon Virley, responsabile energia per il Regno Unito di KPMG.
L’EVOLUZIONE DELL’EOLICO OFFSHORE
Il settore si è sviluppato rapidamente da quando, nel 1991, fu costruito il primo parco eolico offshore al mondo, al largo delle coste della Danimarca, con 11 turbine in grado di alimentare appena 2.200 case. Secondo l’Agenzia Internazionale per le Energie Rinnovabili (IRENA), i parchi eolici di oggi possono alimentare milioni di case, mentre l’aumento delle dimensioni delle turbine e i tassi di interesse estremamente bassi tra il 2010 e il 2021 hanno contribuito a ridurre i costi complessivi di costruzione e di funzionamento del 60%.
La generazione eolica è fondamentale per i piani dei governi di ridurre le emissioni di CO2. Nel Regno Unito – il secondo mercato più grande del mondo – l’eolico offshore genera circa il 13% dell’energia del Paese. A livello globale, il settore è ancora piccolo, nel 2022 ha rappresentato circa lo 0,8% della produzione di elettricità. Questa cifra dovrà crescere, man mano che il mondo cerca di limitare il riscaldamento globale, sostituendo le centrali elettriche alimentate a carbone, petrolio e gas con delle alternative rinnovabili.
L’AIE ed IRENA ritengono che entro il 2050 la capacità eolica offshore a livello globale dovrà superare i 2.000 GW, rispetto ai quasi 70 GW di oggi. La maggior parte del settore prevede che la capacità continuerà ad aumentare e che le pressioni finanziarie alla fine si allenteranno, ma gli analisti dubitano sempre più che gli obiettivi ambiziosi dei governi per questa tecnologia verranno raggiunti in tempo.
La società di consulenza energetica Wood Mackenzie ha stimato che, per raggiungere i 135 obiettivi eolici offshore fissati dai governi di tutto il mondo a partire dal 2021, sarà necessario installare oltre 60 GW nel 2029 e 77 GW nel 2030. Questo rispetto ai 3 GW installati in media ogni anno, tra 2015 e 2021 (al di fuori della Cina).
L’AUMENTO DEI COSTI IN TUTTI I SETTORI
Secondo Wood Mackenzie, le aziende nella catena di fornitura dei parchi eolici tra il 2015 e il 2021 hanno riportato margini o perdite in calo, poiché si sono espanse eccessivamente per soddisfare la crescente domanda e, allo stesso tempo, si sono sforzate di sviluppare prodotti più grandi per soddisfare la spinta degli sviluppatori verso la scalabilità. Ciò li ha resi meno capaci di rispondere alla crescente domanda. “Dal punto di vista finanziario, la catena di approvvigionamento non è in ottima salute, ma allo stesso tempo ha bisogno di crescere in modo significativo”, ha spiegato Sven Utermöhlen, amministratore delegato della divisione eolica offshore di RWE.
I produttori di Turbine ed altri produttori non sono disposti a sostenere le perdite per mantenere i progetti realizzabili. Nonostante le loro enormi dimensioni, l’installazione e il relativo cablaggio hanno richiesto poco meno di 3 anni. I 10 precedenti sono stati occupati da richieste di pianificazione, modifiche al progetto, una causa legale da parte della Royal Society for the Protection of Birds, accordi fondiari e aste di sussidi. Tempi di consegna come questi erano meno problematici quando le condizioni nel settore erano relativamente stabili, ma un forte aumento dei costi di finanziamento negli ultimi 18 mesi si è aggiunto all’inflazione dei costi nelle catene di approvvigionamento. Lo sviluppatore svedese Vattenfall ad agosto ha dichiarato che i costi del progetto quest’anno sono aumentati del 40%. Utermöhlen di RWE ha aggiunto che il mix tra l’inflazione e i problemi della catena di approvvigionamento “rende le acque piuttosto agitate in questo momento per l’industria offshore nel suo insieme”.
L’ENIGMA DEI PREZZI
Mentre i costi sono aumentati vertiginosamente, i prezzi concordati per l’energia generata dai parchi eolici offshore non sono aumentati. I proprietari in genere firmano degli accordi a lungo termine per vendere la propria elettricità o assicurarsi sussidi prima dell’inizio della costruzione, in modo che gli investitori abbiano un quadro chiaro dei ricavi futuri e siano meno esposti alla volatilità dei prezzi spot dell’energia.
Molti di questi contratti ora appaiono fuori controllo a causa dell’aumento dei costi di costruzione. Ciò ha particolarmente danneggiato i progetti in fase di sviluppo negli Stati Uniti e nel Regno Unito.
Gli analisti di Bernstein calcolano che, su 53 GW di progetti in tutto il mondo a cui tra il 2017 e il 2022 sono stati aggiudicati accordi di vendita di energia elettrica o garanzie di prezzo, circa 23 GW hanno ottenuto un finanziamento. Circa 18 GW “stanno sperimentando un certo livello di stress” e 5 GW si sono ritirati dai loro accordi di vendita di energia a lungo termine per cercare di rinegoziare.
La danese Ørsted – il più grande costruttore eolico offshore del mondo – deve ancora decidere se andare avanti con il suo progetto Hornsea 3 – che potrebbe alimentare oltre 3 milioni di case -, mentre a luglio Vattenfall ha interrotto i lavori sul suo progetto Norfolk Boreas, sostenendo che non era più conveniente al prezzo di giugno 2022. L’edizione di quest’anno non ha attirato offerte da parte degli sviluppatori eolici offshore, che hanno avvertito che il prezzo massimo fissato di 44 sterline per MWh era troppo basso per compensare l’aumento dei costi.
Lo schema CFD ha aiutato il Regno Unito a costruire circa 14 GW di energia eolica offshore, seconda solo alla Cina. “Fornisce una buona stabilità dei prezzi per noi e per i consumatori”, ha commentato Richard Crawford, di The Renewables Infrastructure Group, che investe nei parchi eolici. Anche se molti operatori del settore si aspettano un nuovo calo dei costi, faticano a prevedere quando ciò accadrà. Secondo Alex Weir, direttore della società di consulenza britannica Baringa, “l’aumento della domanda probabilmente porterà a maggiori investimenti nella catena di approvvigionamento, il che contribuirà a ridurre i costi nel medio e lungo termine, ma potremmo assistere ad un periodo di prezzi elevati per alcuni anni”.
SEGNALI DI PROGRESSO
Gli sviluppatori stanno facendo pressioni sui politici e sugli enti regolatori su entrambe le sponde dell’Atlantico affinché concludano accordi a lungo termine a prezzi che riflettano i maggiori costi di costruzione e di finanziamento, e per mettere in atto altri tipi di sostegno. Sostengono che i progetti devono essere portati avanti anche in un momento di costi elevati, sia per sostenere la catena di approvvigionamento che per raggiungere gli obiettivi di energia pulita. “I costi di input per l’eolico offshore non si azzereranno presto, dobbiamo reimpostare i prezzi di prelievo su qualcosa che sia sostenibile per i prossimi 5-10 anni, non 5-10 mesi”, ha affermato Cooley di SSE.
Diversi dirigenti del settore hanno sottolineato la decisione dell’Irlanda di aggiudicare i contratti quest’anno a 86 euro per MWh come indicativa del prezzo richiesto oggi. Per Tom Glover, presidente di RWE per il Regno Unito, i prezzi di esercizio compresi tra 55 e 75 sterline per MWh sono necessari per garantire progetti eolici offshore su larga scala nel Regno Unito.
Adeguate all’inflazione, 75 sterline del 2012 equivalgono a 103,06 sterline per MWh di oggi, al di sopra degli attuali prezzi all’ingrosso britannici, che ad ottobre erano in media di 84 sterline. Poiché i sussidi che colmano il divario in ultima analisi vengono pagati dalle famiglie, qualsiasi aumento è politicamente complicato, in un momento di elevata inflazione generale.
Secondo Virley di KPMG il governo ora “deve adottare una visione strategica a lungo termine” sulla tecnologia – che ha dichiarato di voler crescere quasi quattro volte entro il 2030 – per creare “le giuste condizioni affinché tale investimento avvenga, riducendo al minimo i costi per consumatori”.
Nonostante tutte le sfide, gli sviluppatori stanno ancora portando avanti i progetti. Secondo Wood Mackenzie, finora nel 2023 è stato dato il via libera ad oltre 6 GW di capacità. “C’è molta confusione nel mercato, ed è vero che i costi sono aumentati lungo tutta la catena di fornitura”, afferma Keith Anderson, amministratore delegato di Scottish Power. La sua società madre, la spagnola Iberdrola, ha circa 3 GW di progetti eolici offshore completamente appaltati in Francia, Germania, Stati Uniti e Regno Unito, e quasi altri 12 GW in cantiere. “Questo però non è solo il caso dell’eolico offshore e, come gruppo, siamo molto ottimisti riguardo alle prospettive del settore”.
L’EOLICO OFFSHORE IN ITALIA
In base ai dati di Terna, le richieste di connessione di impianti eolici offshore in Italia ammontano attualmente a circa 100 GW, di cui circa l’80% è localizzato nel Sud e nelle isole maggiori. Secondo il Global Wind Energy Council, il nostro Paese è il terzo mercato a livello mondiale per potenziale di sviluppo dell’eolico galleggiante, e l’Europa è l’area geografica leader per le tecnologie eoliche offshore.
Uno dei problemi, però, è che non sono stati fatti progressi significativi sul versante tecnologico, industriale e regolatorio. L’eolico offshore, infatti, non dispone ancora di un quadro normativo stabile a lungo termine, un elemento indispensabile per permettere nuovi investimenti e velocizzare gli iter autorizzativi.
L’Italia, poi, è molto indietro rispetto ad alcuni Paesi: abbiamo la più grande area di acque territoriali dell’Ue, ma l’obiettivo dell’eolico offshore è più basso rispetto agli altri competitor: solo 2,1 GW contro i 50 GW del Regno Unito, i 30 GW della Germania, i 7 GW dell’Irlanda e i 4,4 GW della Francia.
Inoltre, bisognerebbe ampliare la capacità della rete elettrica di trasportare elettricità da Sud a Nord. A Milano Prysmian ha detto che oggi, dall’avvio dei lavori, ci vogliono 4,5 anni per sviluppare, testare ed installare i cavi di un impianto eolico offshore. Da registrare poi l’aumento dei costi di investimento, che nell’ultimo periodo ha portato ad un rallentamento dell’eolico offshore: secondo una stima prudenziale, nel 2023 il costo della loro costruzione è aumentato del 40%.