Tra 47,5 GW di richieste di connessione, nuovi meccanismi FER X e vincoli della rete, l’isola è al centro di una competizione economica senza precedenti. Il problema non è fermare la transizione, ma comprendere chi ne sosterrà i costi e dove resteranno i benefici.
di Giovanni Di Trapani
La Sardegna è diventata uno dei territori più contesi d’Italia nella nuova geografia energetica. Al 31 dicembre 2025 Terna registrava sull’isola 650 richieste di connessione per impianti rinnovabili con Soluzione tecnica minima generale accettata, per una potenza complessiva di 47.520 MW. È un dato che impressiona rispetto all’obiettivo regionale al 2030, nell’ordine di 6,6 GW. Ma richiede una precisazione essenziale: 47,5 GW non sono impianti autorizzati né centrali destinate certamente a essere costruite. Sono progetti che chiedono accesso alla rete. Proprio per questo, però, misurano la dimensione economica della partita in corso.
Il tema non può essere ridotto alla contrapposizione fra transizione e difesa del paesaggio. Dietro l’eolico esiste un’industria ad alta intensità di capitale, sostenuta da strumenti pubblici pensati per rendere finanziabili investimenti che devono recuperare i costi in molti anni. Il nuovo FER X a regime, disciplinato dal decreto MASE 18 giugno 2026 in attuazione del d.lgs. n. 199 del 2021, va letto in questa chiave. Per gli impianti di maggiore dimensione il sostegno passa attraverso procedure competitive e contratti per differenza a due vie: se il prezzo di mercato scende sotto il prezzo di esercizio, il sistema riconosce la differenza; se lo supera, è il produttore a restituirla. È un meccanismo di de-risking: riduce la volatilità dei ricavi e rende più prevedibili i flussi finanziari. Non azzera il rischio d’impresa: restano costruzione, manutenzione, debito, producibilità, sbilanciamenti, indisponibilità tecnica e fiscalità. Anche i numeri che circolano sui social meritano quindi cautela. Un parco da 60 MW può richiedere investimenti per molte decine di milioni di euro e produrre oltre cento GWh l’anno in un sito favorevole; ma trasformare il fatturato teorico di vent’anni in “guadagno” significa confondere ricavi e utile, ignorando costi operativi, interessi, imposte e valore temporale del denaro. Un dato aiuta a comprendere quanto il sistema sia competitivo. Nella procedura FER X transitoria conclusa nel 2025 sono stati assegnati circa 940 MW eolici a 29 impianti con un prezzo medio ponderato di 72,851 euro/MWh, ben lontano dall’idea di una tariffa indistintamente garantita di 85 euro. Il sostegno pubblico, dunque, esiste e svolge una funzione decisiva nella bancabilità dei progetti, ma opera entro un sistema competitivo che mira precisamente a contenere la rendita riconosciuta al produttore.
C’è però un punto più delicato, e reale: la gestione della mancata produzione. ARERA, con la deliberazione 128/2025/R/efr, ha disciplinato la valorizzazione dell’energia non prodotta quando Terna dispone modulazioni straordinarie a scendere per esigenze del sistema. Non significa che una turbina ferma venga automaticamente pagata. Significa che, in determinate condizioni, una parte del rischio derivante dalle congestioni o dalla sicurezza della rete viene riconosciuta economicamente. È una scelta regolatoria comprensibile; diventa però un tema di politica economica se la capacità di generazione cresce più rapidamente della rete. Ed è qui che la Sardegna assume un valore paradigmatico. L’isola dispone di una risorsa eolica importante e di una collocazione strategica, ma presenta anche vincoli infrastrutturali che Terna sta affrontando con interventi di grande dimensione, a partire dal Tyrrhenian Link, destinato a rafforzare l’integrazione della Sardegna nel sistema elettrico nazionale. La domanda è quindi come governare il ritmo della trasformazione e, soprattutto, come distribuirne i benefici. Un’autorizzazione, una disponibilità fondiaria e una soluzione di connessione trasformano infatti un progetto in un asset economicamente rilevante. Società-veicolo con capitali iniziali contenuti possono così essere utilizzate nella fase di sviluppo e poi entrare in operazioni finanziarie maggiori. Non vi è nulla di illecito in questo modello, tipico del project finance. Ma la sua diffusione impone trasparenza: chi controlla i progetti, chi li finanzia, chi li acquista dopo l’autorizzazione, quale valore viene generato e quale quota rimane nei territori?
È questo, più del numero delle pale, il nodo politico della transizione. Se la Sardegna offre vento, suolo, paesaggio e infrastrutture mentre la maggior parte del valore economico viene trasferita altrove, la resistenza delle comunità sarà inevitabile. Se invece una parte significativa di quel valore ritorna sotto forma di occupazione qualificata, investimenti locali, fiscalità, infrastrutture, energia a condizioni favorevoli e partecipazione delle comunità, la transizione può diventare politica industriale. La questione non è scegliere tra ambiente ed economia, ma impedire che la decarbonizzazione produca una nuova asimmetria tra territori che ospitano gli impianti e capitali che ne raccolgono i rendimenti. Il vento sardo è una risorsa naturale; trasformarlo in energia è una necessità. Stabilire chi debba beneficiare del valore che genera è, invece, una scelta politica.
