La modifica proposta dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica entra nel cuore della bancabilità dei parchi eolici marini, perché separa due tecnologie che nel testo 2024 erano trattate con un’unica cifra. La riunione del 12 giugno ha trasformato un nodo rimasto aperto per mesi in una proposta negoziale con numeri, vincoli e scadenza.
Avviso redazionale: questo articolo prosegue il lavoro pubblicato il 15 maggio su Ravenna e Rimini, perché la nuova proposta tariffaria introduce elementi economici assenti allora.
Sommario dei contenuti
La griglia tariffaria sul tavolo
Il cuore della proposta è una divisione netta: 160 €/MWh per l’eolico offshore a fondazione fissa e 185 €/MWh per l’eolico offshore flottante. Nel linguaggio industriale la prima categoria riguarda turbine ancorate al fondale con strutture rigide, soluzione compatibile con bassi fondali e cantieri già più vicini alla filiera europea matura. La seconda usa piattaforme galleggianti ancorate al fondo marino e richiede una catena di progetto più complessa, dalla stabilità della fondazione alla logistica portuale.
La proposta ministeriale lascia la remunerazione dentro il meccanismo di gara. Il valore indicato serve come riferimento economico per rendere confrontabili le offerte e per dare alle banche una base di ricavo valutabile. La presenza di Alessandro Noce e delle associazioni Anev, Aero ed Elettricità Futura è confermata anche dalle cronache di ANSA, che collocano il confronto nella mattina del 12 giugno.
Il correttivo al testo 2024
Il Decreto Fer2 del 19 giugno 2024 aveva inserito l’eolico offshore tra le tecnologie rinnovabili innovative o con costi di generazione elevati. La pagina dedicata del GSE colloca la misura nello stesso perimetro di biogas, biomasse, solare termodinamico, geotermia, fotovoltaico floating ed energia marina. Dentro questo schema l’offshore era arrivato con una tariffa unica a 185 €/MWh, valida sia per fondazioni fisse sia per impianti galleggianti.
Quella cifra unica ha creato una tensione strutturale. Per il flottante, i costi di progettazione, installazione, ormeggio e manutenzione restano superiori rispetto agli impianti palificati. Per i consumatori, un valore indifferenziato rischiava invece di remunerare troppo i parchi meno onerosi, con impatto sugli oneri di sistema. La separazione a 160 e 185 euro nasce da questo squilibrio: il ministero prova a ridurre il costo della tecnologia più matura e a mantenere una soglia più alta dove il rischio industriale rimane maggiore.
Perché le fondazioni fisse scendono a 160 €/MWh
Il fondo fisso ha una traiettoria industriale diversa dal flottante. Le fondazioni monopile o equivalenti lavorano dove profondità, caratteristiche del fondale e distanza dalla costa consentono una struttura stabilmente infissa o appoggiata. In Italia questa finestra si concentra soprattutto in Adriatico, dove i progetti di Ravenna e Rimini hanno maturato configurazioni compatibili con la soglia delle 12 miglia nautiche richiamata dal Fer2 per gli impianti offshore su fondazioni fisse.
Portare la tariffa a 160 €/MWh equivale a riconoscere una curva di costo meno estrema. La scelta impedisce alla tecnologia più vicina alla maturità di ricevere lo stesso trattamento del galleggiante e consente al sistema di selezionare i progetti attraverso una competizione meno onerosa per la bolletta. Il punto industriale è semplice: una fondazione fissa ha rischi marini elevati, però presenta una minore esposizione a piattaforme, ormeggi dinamici e assemblaggio di grandi galleggianti.
Flottante a 185 €/MWh: il ruolo dei mari profondi
Il flottante mantiene il valore di 185 €/MWh perché rappresenta la tecnologia destinata a coprire gran parte dei progetti italiani fuori dall’Adriatico più favorevole alle fondazioni fisse. Il Mediterraneo centrale e meridionale presenta profondità che rendono più difficile replicare il modello del Mare del Nord; da qui nasce la centralità delle piattaforme galleggianti, con turbine installate su strutture mantenute in posizione da sistemi di ancoraggio.
Questa distinzione incide direttamente sul profilo dei cantieri. Il flottante richiede aree portuali per assemblare componenti voluminosi, disponibilità di mezzi navali specializzati, cavi dinamici, competenze di ormeggio e una manutenzione progettata per impianti più lontani dalla costa. Tenere il valore a 185 euro significa trattare quella filiera come settore ancora da consolidare, senza trascinare verso l’alto la tariffa dei parchi a fondo fisso.
Indicizzazione e stop al taglio del 3%
La riduzione della tariffa per il fondo fisso viene compensata da due leve che parlano al mondo finanziario: indicizzazione all’inflazione e cancellazione della riduzione automatica del 3% ogni anno. La prima protegge il valore reale dei ricavi durante la vita dell’impianto. La seconda toglie pressione al calendario, perché evita che una procedura spostata in avanti parta già con una base economica più debole.
Per un parco offshore, il prezzo riconosciuto alimenta modelli di credito, contratti di fornitura delle turbine, ordini di cavi e sottostazioni, piani portuali e coperture assicurative. Senza una protezione dall’inflazione, un progetto con anni di sviluppo davanti espone capitale e fornitori a una perdita di valore che difficilmente viene assorbita dopo l’aggiudicazione.
Il filtro finanziario sugli operatori
Il pacchetto ministeriale aggiunge requisiti finanziari più severi per l’accesso alle gare. La scelta risponde a un problema noto nei grandi progetti energetici: la differenza tra chi presenta un’iniziativa per presidiare una posizione e chi dispone davvero di capitale, partner industriali e capacità di costruzione. Nell’offshore questa distanza pesa più che nel fotovoltaico a terra, perché ogni impianto impegna concessioni marittime, connessioni, porti e catene di fornitura con tempi lunghi.
Un filtro patrimoniale più robusto abbassa la probabilità di graduatorie occupate da soggetti incapaci di arrivare al cantiere. Il vantaggio coinvolge anche gli operatori solidi, che chiedono gare nelle quali la concorrenza sia costruita su progetti credibili anziché su posizionamenti speculativi destinati a rallentare il settore.
Calendario: 26 giugno, Bruxelles, asta 2027
La data da segnare è il 26 giugno 2026. Entro quel giorno gli operatori dovranno esprimersi sulla proposta, aprendo la strada alla versione da trasmettere alla Commissione europea. Il passaggio a Bruxelles deriva dalla natura del Fer2: il sostegno alle tecnologie rinnovabili innovative rientra nel perimetro degli aiuti di Stato e ogni modifica rilevante dell’architettura economica deve restare compatibile con le regole dell’Unione.
L’obiettivo indicato per la prima asta è l’inizio del 2027. Il calendario rimane legato alla risposta industriale e alla chiusura del testo con via libera europeo. La sequenza vale più della singola data, perché soltanto dopo la chiusura regolatoria il GSE potrà costruire una procedura con contingenti, requisiti e tempi di entrata in esercizio coerenti con il nuovo assetto tariffario.
Ravenna e Rimini nel blocco a fondo fisso
Il valore a 160 €/MWh intercetta direttamente i due fascicoli romagnoli. Ravenna ruota attorno ad Agnes Romagna 1 e 2: la scheda pubblica di AGNES descrive un primo parco da 200 MW davanti a Punta Marina con 25 turbine da 8 MW e un secondo da 400 MW davanti a Porto Corsini con 50 turbine da 8 MW. Alla componente eolica si aggiunge un impianto fotovoltaico galleggiante da 100 MWp; questo elemento rende il progetto un hub energetico integrato.
Rimini presenta un impianto da 330 MW con 51 aerogeneratori, dato già indicato dal Comune di Rimini nella documentazione pubblica sul procedimento. Oltre alla scala, cambia il rapporto con il territorio. Il fascicolo riminese porta con sé un confronto più intenso su paesaggio, pesca, cavi e opere a terra. La tariffa dedicata al fondo fisso consente ora di valutare quei progetti dentro una classe economica distinta dal flottante.
Dal pezzo del 15 maggio al nuovo assetto
Il pezzo pubblicato da Sbircia la Notizia Magazine il 15 maggio aveva isolato il collo di bottiglia dei progetti di Ravenna e Rimini: autorizzazioni e progettazione avanzavano più rapidamente della cornice incentivante. La novità del 12 giugno aggiunge il numero che mancava al ragionamento. Da oggi la Romagna attende una gara con una fascia economica già indicata per i parchi a fondazione fissa.
Questo sposta la discussione verso la sostenibilità finanziaria dei singoli progetti. Ravenna dovrà misurare il pacchetto 160 euro, indicizzazione e stop al taglio annuo con un hub da 600 MW eolici più fotovoltaico galleggiante. Rimini dovrà fare lo stesso su un impianto più piccolo, segnato da una maggiore sensibilità territoriale. Il confronto passa quindi dal semplice calendario alle condizioni di bancabilità.
Bolletta e aiuti di Stato
Il Fer2 viene finanziato attraverso componenti che ricadono sulla bolletta elettrica dei consumatori finali. Per questo la tariffa offshore diventa una variabile di sistema: ogni euro per megawattora incide sulla spesa complessiva del meccanismo in funzione dei prezzi di mercato futuri e dell’energia prodotta dagli impianti aggiudicatari. Una tariffa unica avrebbe lasciato al sistema il rischio di pagare allo stesso modo tecnologie con costi diversi.
La compatibilità europea serve proprio a verificare che l’incentivo sia proporzionato, necessario e coerente con la concorrenza. Separare le classi tecnologiche rafforza l’argomento del ministero, perché collega il livello di sostegno al costo industriale atteso. Bruxelles esamina la forma economica del sostegno più che il merito energetico degli impianti.
Autorizzazioni, gare e investimento finale
La tariffa proposta lascia separati il piano autorizzativo e quello finanziario. L’autorizzazione ambientale verifica la compatibilità del progetto con prescrizioni e mitigazioni. La gara Fer2 assegna un valore economico agli impianti ammessi; la decisione finale di investimento arriva quando capitale, forniture, connessione alla rete e contratti di costruzione formano un pacchetto sostenibile.
Questa distinzione pesa molto sull’offshore. Un parco a mare richiede anni di programmazione industriale: turbine, fondazioni, sottostazioni, cavi terrestri e sottomarini dipendono da finestre produttive da prenotare con largo anticipo. Il prezzo Fer2 crea la base su cui si chiudono finanziamenti e contratti industriali.
La filiera italiana davanti al bivio
La proposta costringe la filiera a una verifica concreta. I produttori di componenti, i porti, i fornitori di servizi marini e gli sviluppatori devono capire se i nuovi valori coprono costi, rischi e tempi di esecuzione. Il flottante conserva una remunerazione più alta e richiede investimenti portuali e competenze ancora da scalare. Il fondo fisso perde 25 euro rispetto alla tariffa unica originaria, però guadagna protezione dall’inflazione e stabilità contro il taglio automatico annuale.
La risposta degli operatori dirà quanto mercato reale esiste dietro i progetti depositati. Un’accettazione ampia aprirebbe la strada a gare più ordinate. Una reazione fredda indicherebbe che il costo industriale dell’offshore italiano, anche nel caso delle fondazioni fisse, resta superiore alla disponibilità del regolatore a remunerarlo.
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Junior Cristarella
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