Man mano che i vari Paesi chiudono le centrali a carbone, quelle che restano in attività acquistano valore ogni volta che la generazione convenzionale si rende necessaria per compensare l’intermittenza delle fonti eolica e solare
Per decenni, l’Europa ha lavorato alla chiusura delle centrali a carbone per contrastare il riscaldamento globale. Oggi, però, gli impianti ancora in funzione stanno registrando guadagni inaspettati. L’aumento dei prezzi del gas naturale ha radicalmente mutato la redditività delle centrali a carbone, proprio mentre il clima rigido fa crescere la domanda e il calo della produzione da fonte solare rende necessario un maggiore ricorso alla generazione elettrica convenzionale.
Secondo la società di analisi Energy Aspects, in Germania un indicatore della redditività della produzione di elettricità a partire dalla lignite questo mese ha raggiunto i 64 euro per megawattora, rispetto a un valore praticamente nullo registrato un anno fa.
“Le centrali a carbone stanno beneficiando in modo significativo della scarsa offerta sui mercati elettrici europei, con tutta la capacità disponibile attualmente in funzione”, ha affermato Michael Schrettle, analista presso la società di consulenza del settore Volue AS.
LE CENTRALI A CARBONE ANCORA ATTIVE IN EUROPA
Questa dinamica mette in luce una realtà scomoda per i politici europei e per il processo di transizione energetica. Man mano che i vari Paesi chiudono le centrali a carbone, quelle che restano in attività acquistano valore ogni volta che la generazione convenzionale si rende necessaria per compensare l’intermittenza delle fonti eolica e solare. E ciò, di fatto, riduce l’incentivo per gli operatori a procedere alla loro dismissione.
Gli impianti ancora attivi in Europa si trovano principalmente in Germania e Polonia. Secondo i dati di Ember, lo scorso anno i due Paesi hanno generato oltre il 74% dell’elettricità prodotta a carbone nell’intera Unione Europea. In Germania circa una dozzina di grandi unità a carbone sono operative sul mercato elettrico commerciale; altri impianti, pur essendo stati ritirati dal mercato, sono stati mantenuti all’interno della riserva strategica della rete nazionale.
La capacità residua fa capo a un numero limitato di operatori: RWE AG e Lausitz Energie Kraftwerke AG detengono, insieme, la maggior parte della capacità a carbone su larga scala. In Polonia, il principale proprietario è Polska Grupa Energetyczna.
LA GERMANIA OGGI DIPENDE MOLTO DALLE ENERGIE RINNOVABILI
La Germania si trova in una posizione particolarmente esposta: dopo aver spento i suoi ultimi reattori nucleari e aver pianificato l’abbandono del carbone, il Paese dipende sempre più dalle energie rinnovabili. Tuttavia, le nuove centrali a gas, pensate per fungere da riserva, non sono ancora state costruite; di conseguenza, il parco centrali a carbone esistente rimane una risorsa cruciale nei periodi in cui la produzione da fonti rinnovabili è scarsa.
Con l’arrivo dell’inverno, i profitti potrebbero aumentare ulteriormente. Secondo Energy Aspects, il cosiddetto “clean dark spread” (il margine di profitto per la produzione di energia da lignite, al netto dei costi del combustibile e delle quote di emissione di CO2) è destinato a salire ancora, raggiungendo i 70,50 euro per megawattora nel periodo che va da novembre 2026 a marzo 2027.
Anche le centrali a carbone fossile (hard coal) sono tornate a essere redditizie: ad ottobre lo spread si è attestato su una media di 37,30 euro per megawattora, contro un valore negativo di 11,60 euro registrato un anno prima. “Si prevede che gli spread rimarranno elevati fino a marzo”, ha affermato Sabrina Kernbichler, analista di Energy Aspects.
I COSTI DI APPROVVIGIONAMENTO DEL CARBONE
Un potenziale ostacolo per le centrali a carbone fossile è rappresentato dai costi di approvvigionamento del combustibile. Il basso livello dell’acqua in fiumi strategici, come il Reno, persiste da mesi, facendo lievitare i costi di trasporto; alcuni operatori hanno già avvertito che, di conseguenza, potrebbero essere costretti a ridurre la produzione.
La maggior parte dei produttori di energia a carbone vende gran parte della propria elettricità prima dell’inizio dell’inverno, limitando così l’esposizione ai prezzi correnti. Tuttavia, secondo Peter Crampton, analista di Barclays, i volumi non ancora coperti da contratti a termine potrebbero generare profitti più elevati, proprio grazie agli elevati “clean dark spread” attuali.
CENTRALI A CARBONE ED EMISSIONI DI CO2
Secondo Patricio Alvarez, analista di Bloomberg Intelligence, spread più elevati possono favorire un maggiore utilizzo e una maggiore generazione di cassa da parte di impianti che, in precedenza, erano considerati economicamente problematici o ormai prossimi alla dismissione. Questi margini offrono agli operatori un forte incentivo a massimizzare la produzione.
Secondo i dati di Entso-E, in Germania la produzione di energia elettrica da carbone nel mese di ottobre è stata, in media, superiore del 14% rispetto allo stesso mese del 2025, mentre la produzione da gas è diminuita di circa il 20%. Una tendenza analoga si riscontra in Polonia, stando ai dati del Fraunhofer Institute.
“Dato che il carbone produce circa il doppio dell’anidride carbonica per megawattora rispetto a una centrale a gas efficiente, ciò potrebbe portare ad un aumento delle emissioni nel settore elettrico durante questo autunno e inverno”, ha osservato Alvarez di Bloomberg Intelligence.
