Eolico offshore Italia, progetti e investimenti: pipeline, criticità e impatto sul mercato dell’energia

Eolico offshore Italia, progetti e investimenti: pipeline, criticità e impatto sul mercato dell’energia

L’Italia ha sulla carta una pipeline di eolico offshore Italia, progetti e investimenti tra le più ambiziose d’Europa: circa 93 progetti per 74 GW di capacità potenziale secondo la mappatura Legambiente, oltre 130 richieste di connessione a Terna per 90 GW. Sul mare, oggi, gira un solo parco operativo: Beleolico a Taranto, 30 MW, dal 2022. Tra ambizione e realizzazione c’è un divario che decideranno i prossimi 24-36 mesi, e il cui esito riguarda non solo gli investitori industriali, ma l’intero mercato retail dell’energia. La pagina ufficiale di riferimento è disponibile sul sito MASE.

Stato dell’arte: cosa è operativo e cosa è in pipeline

Oggi opera in Italia un solo impianto eolico offshore. È Beleolico, al largo di Taranto, 30 MW di capacità installata distribuiti su 10 pale, attivato a metà 2022. Sulla carta i numeri raccontano un Paese diverso. Secondo la mappatura Legambiente sono stati presentati 93 progetti per una capacità complessiva di 74 GW, distribuiti tra le acque di 10 regioni costiere.

Le richieste di connessione alla rete sul portale Terna sono ulteriori e ancora più ampie: circa 132-139 a fine 2024 per quasi 90 GW, in crescita di diciannove volte rispetto al 2020. Sul portale Valutazioni e Autorizzazioni Ambientali del MASE risultano in iter 87 progetti per oltre 76 GW. Numeri che fanno dell’Italia, secondo il Global Wind Energy Council, il terzo mercato mondiale per potenziale di sviluppo dell’eolico offshore galleggiante.

La maggioranza assoluta — 88 progetti su 93 — è basata su tecnologia galleggiante, con distanza media dalla costa di circa 32 chilometri, mentre i 5 progetti restanti utilizzano fondazioni fisse e sono più vicini alla costa (~10 km). Le regioni leader della pipeline sono Puglia (26 progetti), Sicilia (25) e Sardegna (24): il Sud si conferma protagonista assoluto.

I principali progetti di eolico offshore in Italia: chi sviluppa, dove, con quale capacità

La tabella che segue riepiloga i progetti più significativi della pipeline italiana per operatore, localizzazione, capacità e stato d’avanzamento. Insieme rappresentano una parte rilevante del totale dei 74 GW pianificati, e definiscono di fatto il primo ciclo di realizzazioni atteso tra il 2026 e il 2031. Per il legame con i meccanismi di mercato che remunereranno questa nuova capacità rinnovabile, vedi Energy Release 2.0.

Progetto	Operatore	Localizzazione	Capacità	Stato/Anno esercizio
Beleolico	Renexia (Gruppo Toto)	Taranto	30 MW (10 pale)	Operativo dal 2022
Med Wind	Renexia (Gruppo Toto)	Canale di Sicilia, 80km da Trapani	2,8 GW (156 turbine)	Esercizio stimato dal 2026
Otranto	Plenitude + Simply Blue	Puglia, ~30km da Otranto	1,3 GW (3,8 TWh/anno)	In autorizzazione
Crotone	Plenitude + Simply Blue	Calabria, ~45km da Crotone	1,1 GW (3,5 TWh/anno)	In autorizzazione
Olbia 1+2	GreenIT (Plenitude+CDP+CIP)	Sardegna, al largo di Olbia	500 MW + 1.000 MW	Esercizio 2028-2031
Civitavecchia	GreenIT (Plenitude+CDP+CIP)	Lazio, al largo di Civitavecchia	parte di ~3 GW totali	Esercizio 2028-2031

Med Wind di Renexia è il progetto più rilevante per dimensione e per status: 2,8 GW di capacità installata su 156 turbine galleggianti, produzione stimata di 9 TWh/anno (fabbisogno di 3,4 milioni di famiglie), entrata in esercizio attesa già dal 2026. È il primo grande parco galleggiante del Mediterraneo. La partnership GreenIT — joint venture tra Plenitude, CDP Equity (Gruppo CDP) e Copenhagen Infrastructure Partners attraverso i suoi Flagship Funds — rappresenta invece il portafoglio più strutturato in pipeline: tre parchi galleggianti per circa 3 GW complessivi e 7 TWh annui di produzione attesa, distribuiti tra Sardegna e Lazio.

Quadro normativo e criticità autorizzative dell’eolico offshore in Italia

Per gli impianti offshore l’autorizzazione è rilasciata dal MASE ai sensi dell’art. 9 del D.Lgs 25 novembre 2024 n. 190. L’art. 23 c. 6 del D.Lgs 199/2021 ha inoltre previsto l’adozione di un Vademecum specifico per i soggetti proponenti, adottato con decreto direttoriale dell’11 marzo 2025 dalla Direzione generale Fonti Energetiche e Titoli Abilitativi.

La criticità più rilevante, però, non è la cornice normativa ma la durata reale dei procedimenti. La Valutazione di Impatto Ambientale (VIA), che per legge dovrebbe concludersi in 175 giorni, in pratica richiede in media 340 giorni — quasi il doppio — secondo i dati raccolti su 24 progetti. I pareri del Ministero della Cultura (MIC) si protraggono spesso oltre i 140 giorni previsti, bloccando l’intero iter. Il risultato è che gran parte degli operatori finisce per ricorrere alla Presidenza del Consiglio per sbloccare i progetti in fase di opposizione.

A questo si aggiunge la questione del FER 2. Il decreto FER 2 originario non garantiva remunerazioni considerate sufficienti per l’eolico galleggiante, che ha costi iniziali importanti necessari per avviare la filiera. Il Ministro dell’Ambiente Pichetto Frattin ha chiesto di rivedere i parametri in interlocuzione con la Commissione Europea, e l’esito di questa revisione è uno dei fattori che decideranno la velocità con cui i progetti in pipeline procederanno verso la Final Investment Decision.

C’è infine un fronte europeo: la Commissione ha deferito l’Italia alla Corte di Giustizia per non aver elaborato i piani per lo spazio marittimo entro il 31 marzo 2021, come previsto dalla Direttiva UE. Sul versante positivo, il Decreto Porti ha già individuato Augusta e Taranto come hub principali per la cantieristica navale offshore, con Brindisi e Civitavecchia a supporto.

Filiera industriale italiana: cantieristica, acciaio, cavi sottomarini

L’opportunità industriale italiana è significativa, e poggia su tre pilastri concreti.

Hub portuali di cantieristica. Augusta e Taranto come hub principali per la produzione, l’assemblaggio e il varo di piattaforme galleggianti, secondo l’individuazione del Decreto Porti. Brindisi e Civitavecchia svolgono funzioni di supporto. Sono porti che ricevono già investimenti pubblici per la riconversione delle infrastrutture esistenti.

Filiera dell’acciaio. Acciaierie d’Italia di Taranto è fornitore di acciaio strutturale per le piattaforme galleggianti. L’opportunità di rivitalizzare lo stabilimento collegandolo alla transizione energetica è esplicitamente parte del piano strategico aziendale, con investimenti dichiarati nel fotovoltaico e nell’eolico per ridurre l’impronta carbonica dell’acciaio prodotto.

Cavi sottomarini. Prysmian è uno dei leader mondiali nella produzione di cavi sottomarini per eolico offshore, con stabilimenti italiani. Negli ultimi due anni il settore supply chain ha annunciato oltre 11 miliardi di euro di investimenti in capacità produttiva tra Italia e altri otto paesi.

Sul piano occupazionale, le stime ANEV indicano un potenziale di 60mila posti di lavoro permanenti se la filiera viene attivata pienamente, con 20 miliardi di euro di investimenti potenziali (di cui 15 miliardi solo per i 3,8 GW del decreto 2024). A confronto, il settore eolico nel suo complesso ha generato 4.088 nuovi occupati permanenti nel 2022. La sfida è scalare e mantenere volumi continui, perché senza una pipeline di realizzazioni costanti, gli investimenti supply chain si fermano.

Implicazioni per gli operatori del mercato retail dell’energia

L’eolico offshore Italia, progetti e investimenti non è solo un tema di policy o di investitori industriali. Quando i parchi entreranno a regime negli anni 2026-2031, l’impatto sul mercato retail dell’energia sarà significativo, e gli operatori che lo anticipano oggi avranno un vantaggio di posizionamento.

Impatto sul mix di generazione e sul PUN. L’arrivo a regime di 5-15 GW di eolico offshore — anche in scenario conservativo, considerando i ritardi attuali — sposta significativamente il mix di generazione italiano verso il rinnovabile, con effetto di compressione del PUN nelle ore di vento sostenuto. Per i fornitori significa rivedere strategie di hedging e di portafoglio approvvigionamento, con impatti sul pricing offerto ai clienti finali e sui margini.

Profilo intermittente e ruolo degli accumuli. L’eolico offshore ha un fattore di capacità medio del 41% — in crescita dal 38% storico secondo IRENA — ma resta una fonte intermittente. Combinato con la pipeline di accumuli BESS in sviluppo in Italia, definisce nuove dinamiche di bilanciamento orario sulla rete. Per il quadro complessivo dei sistemi di accumulo, vedi BESS energia.

Nuove fonti di approvvigionamento PPA. I grandi parchi offshore alimenteranno la prossima generazione di Power Purchase Agreement con clienti energivori industriali, con tagli che vanno tipicamente dai 100 GWh/anno in su. Per broker e reseller con clienti corporate, il PPA da offshore sarà uno dei prodotti commerciali differenzianti del prossimo quinquennio. Vale la pena prepararsi oggi, sviluppando competenze e relazioni che permettano di intercettare i primi cicli di gara.

Garanzie di Origine “Made in Italy” da offshore. La nuova capacità rinnovabile genererà GO certificate italiane, asset di valore crescente per la commercializzazione di prodotti green a clienti business attenti all’impronta carbonica. La GO italiana ha tipicamente un mercato premio rispetto alla GO importata da paesi nordici, e il volume in arrivo dall’offshore amplierà significativamente l’offerta domestica disponibile. Per il funzionamento del meccanismo, vedi Garanzie di origine.

Tempistica. La pipeline è 2026-2031. Chi prepara oggi prodotti commerciali green per l’arrivo dell’offshore — strutturando relazioni con sviluppatori, sviluppando competenze su PPA e GO da fonte rinnovabile italiana — sarà avanti rispetto a chi si trova a inseguire una volta che la capacità sarà già in mercato.

Le tre sfide che decideranno il successo dell’eolico offshore in Italia

La differenza tra essere il terzo mercato mondiale per potenziale floating e restare un mercato marginale a 30 MW operativi si gioca su tre sfide concrete.

Sfida regolatoria. La revisione del FER 2 in corso con la Commissione UE deve produrre una remunerazione per l’eolico galleggiante coerente con i costi iniziali della filiera. Senza questo, gli investitori — che hanno già speso decine di milioni in sviluppo progetti — non procedono. In parallelo, la semplificazione dell’iter VIA è il prerequisito affinché i progetti già in pipeline arrivino a Final Investment Decision: oggi i 340 giorni medi reali contro i 175 legali sono un fattore di rischio paese che pesa nelle decisioni di capital allocation di fondi internazionali.

Sfida industriale. La filiera italiana — Prysmian, Acciaierie d’Italia, hub portuali di Augusta e Taranto — è competitiva ma necessita di volumi continui e prevedibili per scalare. Senza una pipeline di progetti realizzati negli anni 2027-2030, gli investimenti supply chain (oltre 11 miliardi di euro annunciati negli ultimi due anni) non vengono completati. La concorrenza europea è più rapida: Regno Unito e Germania hanno cicli di asta consolidati, la Francia ha appena lanciato un programma da 300 GW di obiettivo a lungo termine.

Sfida di mercato. L’attivazione di Contracts for Difference (CfD) o aste competitive con contratti di lungo termine è essenziale per attrarre capitali in un settore ad altissimo impegno di capitale. Senza CfD chiari e calendari certi delle aste, l’Italia continuerà ad avere progetti sulla carta ma realizzazioni minime. Le associazioni di categoria — ANEV, Anev, Legambiente — chiedono da tempo regole più chiare, ed è uno dei fronti su cui si misurerà la coerenza tra dichiarazioni di obiettivo (2,1 GW al 2030) e azioni concrete.

Domande frequenti sull’eolico offshore in Italia, progetti e investimenti

Quanti parchi eolici offshore sono operativi oggi in Italia? Oggi è operativo un solo parco eolico offshore in Italia: Beleolico a Taranto, da 30 MW di capacità installata e 10 pale, attivato a metà 2022. Il primo grande parco galleggiante del Mediterraneo, Med Wind di Renexia da 2,8 GW nel Canale di Sicilia, ha entrata in esercizio stimata dal 2026. Tutti gli altri progetti sono in fase di autorizzazione.

Qual è il target di capacità installata per l’eolico offshore in Italia al 2030? L’Italia prevede di raggiungere 2,1 GW di capacità eolica offshore entro il 2030 secondo gli impegni presentati alla Commissione Europea nel quadro della European Wind Power Action. Il decreto del 2024 prevedeva un target più ambizioso di 3,8 GW, ma le aste non sono state ancora svolte per ostacoli autorizzativi e regolatori, e gli investimenti per circa 15 miliardi di euro stimati da ANEV per quei 3,8 GW restano in attesa.

Perché l’Italia è in ritardo nell’eolico offshore rispetto al resto d’Europa? Tre fattori principali. I tempi autorizzativi reali (VIA media 340 giorni vs 175 per legge); l’assenza di un quadro chiaro di remunerazione per il galleggiante (FER 2 in revisione con la Commissione UE); la procedura di infrazione UE per i piani spazio marittimo non elaborati entro il 31 marzo 2021. La pipeline progetti italiana è tra le più ricche d’Europa — 93 progetti per 74 GW — ma le realizzazioni concrete sono ancora ferme al solo Beleolico.

In sintesi: eolico offshore in Italia, progetti e investimenti in 4 punti

• Pipeline ricchissima, realizzato minimo: 93 progetti per 74 GW (mappatura Legambiente), oltre 130 richieste connessione Terna per 90 GW, ma solo Beleolico (30 MW) operativo. Med Wind di Renexia (2,8 GW) è il primo grande galleggiante del Mediterraneo in esercizio dal 2026.
• Operatori principali: Renexia (Gruppo Toto), Plenitude con Simply Blue (Otranto + Crotone), GreenIT (Plenitude + CDP + Copenhagen Infrastructure Partners) per Sardegna e Civitavecchia, complessivamente ~3 GW.
• Criticità: tempi VIA reali (340 giorni vs 175 legali), FER 2 in revisione, procedura di infrazione UE per spazio marittimo. Senza interventi rapidi, target 2030 di 2,1 GW a rischio.
• Filiera industriale italiana competitiva: Prysmian (cavi sottomarini), Acciaierie d’Italia (acciaio strutturale), hub portuali di Augusta e Taranto. Stime ANEV: 60mila posti di lavoro potenziali, 20 miliardi di euro di investimenti.

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