Energia
Eolica
Onshore e Offshore: dalla pianificazione del territorio alle turbine galleggianti di nuova generazione. Il vento come risorsa strategica per l’Italia e il Mediterraneo.
Agenda dei lavori
Cinque blocchi progressivi: dal quadro normativo alle opportunità offshore italiane, passando per le tecnologie di turbina, le procedure autorizzative e i modelli di accettabilità sociale e coesistenza territoriale.
Il vento in numeri:
il ritardo italiano e il suo costo
L’Italia ha uno dei migliori potenziali eolici del Mediterraneo, eppure installa meno di un quarto rispetto alla Spagna e meno di un decimo rispetto alla Germania. Il divario non è tecnologico né economico: è interamente di natura autorizzativa e normativa.
“L’Italia ha il vento. Ha la tecnologia. Ha le imprese. Quello che manca è la certezza delle regole e la velocità delle decisioni.”
— ANEV, Rapporto annuale sul settore eolico italiano, 2024Onshore e Offshore:
due mondi, una risorsa
L’eolico onshore è una tecnologia matura e a basso costo, con LCOE tra 30 e 50 €/MWh. L’eolico offshore, più costoso, offre venti più forti e costanti, maggiore accettabilità sociale e capacità unitaria per turbina — fino a 15 MW per macchina.
la terra come risorsa
L’eolico a terra rappresenta la fonte rinnovabile elettrica più economica disponibile. In Italia il potenziale tecnico supera i 100 GW, di cui oggi è sfruttato meno del 7%. Il repowering delle turbine ante-2010 — oltre 2.000 macchine — consentirebbe di triplicare la produzione sullo stesso suolo.
- Turbine da 3 a 6 MW, rotori fino a 155 m di diametro
- Hub height: 120–160 m per captare venti più forti e costanti
- Repowering: da 0,8 MW a 4,5 MW per torre, stessa area
- Wind farm ibride: abbinamento con fotovoltaico e storage
- Sistemi di previsione della produzione (curtailment ridotto)
- Monitoraggio avifauna: radar ornitologici e algoritmi predittivi
il mare aperto aspetta
L’eolico offshore produce energia più costante e con capacity factor fino al 50%. Il Mediterraneo, con fondali profondi già a pochi km dalla costa, è ideale per turbine galleggianti — tecnologia in rapida maturazione con il supporto di grandi aziende navali italiane come Saipem e Fincantieri.
- Fondazioni fisse (monopalo): fondali fino a 40–60 m
- Jacket e trifoglio: fondali fino a 80 m, alta severità marina
- Spar buoy (galleggiante): fondali 100–300 m — Mediterraneo
- Semi-submersible: più stabile, facilità di installazione
- Cavidotti HVAC (< 80 km) e HVDC (> 80 km) per la shore connection
- Pianificazione spazio marittimo: coesistenza con pesca e turismo
| Tipologia | Potenza unitaria | LCOE (€/MWh) | Profondità / Distanza costa | Maturità |
|---|---|---|---|---|
| Onshore — nuova installazione | 3 – 6 MW | 30 – 50 | Terraferma | TRL 9 |
| Onshore — repowering | 4 – 6 MW (su torre esistente) | 25 – 40 | Terraferma | TRL 9 |
| Offshore — monopalo fisso | 8 – 15 MW | 70 – 95 | 0–60 m / 5–50 km | TRL 9 |
| Offshore — jacket fisso | 8 – 15 MW | 80 – 110 | 20–80 m / 10–80 km | TRL 8-9 |
| Floating — Spar buoy | 10 – 15 MW | 100 – 140 | 100–300 m / > 20 km | TRL 7-8 |
| Floating — Semi-submersible | 10 – 15 MW | 110 – 150 | 60–300 m / > 15 km | TRL 6-7 |
| Wind-to-hydrogen offshore | Variabile | In valutazione | Piattaforma offshore dedicata | TRL 4-5 |
Oltre la turbina:
le frontiere dell’eolico
Il settore eolico non si esaurisce nelle pale rotanti. Ibridazione con storage, sistemi di previsione basati su AI, turbine senza pale (Vortex Bladeless) e integrazione con la produzione di idrogeno verde aprono scenari inediti per le prossime decadi.
Sostituzione delle 2.000+ turbine italiane ante-2010 con macchine moderne: stessa area, tripla produzione. Costi di installazione ridotti (-40%) grazie all’infrastruttura esistente. Il APE ha avviato iter semplificato per repowering entro footprint esistente.
Gemelli digitali delle turbine per manutenzione predittiva: riduzione downtime del 30%. Algoritmi di previsione produzione a 72h integrati con dispacciamento Terna. Ottimizzazione del curtailment nei periodi di eccesso di generazione.
Parchi ibridi eolico-batterie per servizi ancillari di rete (frequency regulation). Wind-to-hydrogen: elettrolizzatori co-locati con turbine offshore in Danimarca e Norvegia. Prima sperimentazione italiana in Sardegna (progetto H2POWER).
Fincantieri e Saipem: competenze navali e offshore direttamente trasferibili al floating wind. Trevi Group e Soilmec: fondazioni specializzate. Prysmian: cavi sottomarini HVDC di eccellenza mondiale. Il settore vale 40 Mld€ di investimenti al 2030 in Italia.
Il labirinto autorizzativo:
cause, effetti e soluzioni
L’Italia ha ratificato obiettivi ambiziosi ma le procedure autorizzative restano il principale ostacolo: 7–10 anni medi per ottenere un’autorizzazione unica per eolico onshore, contro i 2 anni previsti da RepowerEU e i 12–18 mesi praticati in Germania e Spagna.
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D.Lgs 199/2021Recepimento RED II — Aree idonee
Introduce il concetto di “aree idonee” per le rinnovabili. Le regioni avevano 180 giorni per individuarle; molte sono in ritardo o contestano la norma. Prevede la procedura abilitativa semplificata (PAS) per impianti sotto soglia.
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DM 21/06/2024Decreto Aree Idonee
Definisce criteri nazionali per l’individuazione delle aree idonee all’installazione di impianti FER. Fissa distanze minime da centri abitati, beni culturali e paesaggistici. Atteso da anni: la sua applicazione è il banco di prova del sistema.
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PSM — Piano Spazio MarittimoPianificazione Offshore
Il Piano di Gestione dello Spazio Marittimo italiano individua zone compatibili con lo sviluppo eolico offshore. Coordinamento tra APE, MIT, Marina Militare, MiC, MIMIT. Approvazione prevista entro 2025.
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Piano di Sviluppo Terna 2024Grid Connection e Rinforzi
Terna prevede 21 Mld€ di investimenti al 2033 per rinforzi e nuove linee di trasmissione. Il coda di attesa di 340 GW di richieste di connessione impone criteri di priorità e “grid queue reform”. Il nuovo regolamento ARERA è atteso nel 2025.
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Benefit SharingCompensazioni alle Comunità Locali
Il D.Lgs 199/2021 prevede misure compensative per i Comuni ospitanti: contributi a fondo perduto, riduzione bollette, compartecipazione agli utili. Ancora poco attuato. Modelli nordici (Danimarca, Svezia) mostrano che il benefit sharing riduce drasticamente i ricorsi.
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REPowerEU + Wind Package UEAccelerazione europea
Il Wind Power Action Plan UE (2023) fissa tempi massimi, sblocca procedure, introduce aste dedicate e sostegno alla supply chain europea. Obiettivo: 500 GW eolici UE al 2030. L’Italia deve attrezzarsi per attrarre la quota spettante.
Cosa portare a casa
da questa lezione
Sei priorità di azione per tecnici, operatori e decisori politici: le leve su cui agire entro il 2026 per rimettere l’Italia sulla traiettoria degli obiettivi PNIEC al 2030.
Sostituire le 2.000+ turbine ante-2010 con macchine moderne è più veloce di nuove installazioni: infrastruttura di rete già esistente, impatto paesaggistico invariato, iter semplificato. Priorità assoluta per il APE nei prossimi 18 mesi.
Puglia, Sicilia, Basilicata, Calabria e Sardegna concentrano oltre il 70% del potenziale eolico italiano. Una strategia di sviluppo del Mezzogiorno integrata con le rinnovabili può creare 80.000 posti di lavoro diretti e indiretti al 2030.
Il Mediterraneo ha fondali profondi: l’Italia ha Saipem, Fincantieri, Prysmian. La convergenza tra competenze navali-offshore e la domanda crescente di floating wind è un’opportunità industriale irripetibile. Serve un “Piano Nazionale Floating Wind”.
340 GW di richieste in coda: senza la riforma della grid queue e gli investimenti di Terna, nessun obiettivo eolico è raggiungibile. Il piano 21 Mld€ di Terna al 2033 è necessario ma non sufficiente: servono regole più chiare e tempi certi di connessione.
I modelli danese e svedese dimostrano: quando le comunità locali partecipano economicamente (quote azionarie, riduzione bollette, fondi comuni), i ricorsi crollano del 60–80%. Il benefit sharing nel D.Lgs 199/2021 va reso obbligatorio e quantificato.
Senza il Piano di Gestione dello Spazio Marittimo approvato, nessun progetto offshore può partire. La sua adozione entro il 2025 è condizione necessaria per sviluppare i 2,5 GW offshore del PNIEC e per posizionare l’Italia come hub dell’eolico mediterraneo.
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Un mix equilibrato di competenze istituzionali, tecniche e industriali per coprire l’intera catena del valore — dall’anemologia alla pianificazione marittima, dal diritto amministrativo all’ingegneria offshore.