Carbone di ritorno? Il paradosso (temporaneo) della transizione energetica

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Ritorno di fiamma o canto del cigno

Il carbone ha vissuto un inatteso revival durante la crisi del gas 2021-2023, complice la corsa dei prezzi e l’urgenza di garantire elettricità a ogni costo. In Asia, dove si concentra oltre il 75% dei consumi, nuovi impianti hanno sostenuto la domanda. Eppure, mentre l’onda lunga della crisi si ritira, gli indicatori strutturali puntano in direzione opposta: l’espansione record di rinnovabili, l’efficienza e l’elettrificazione stanno erodendo il ruolo del carbone nella generazione. Secondo analisi internazionali, il picco della domanda globale appare vicino e in molti mercati è già alle spalle. In Europa, tra ETS e obiettivi climatici, il phase-out procede, seppur con velocità diverse tra i Paesi. La domanda chiave non è più se il carbone resterà, ma quanto a lungo e in quali nicchie.

La sicurezza energetica non giustifica tutto

Il carbone è stato rispolverato come “assicurazione” di sistema: combustibile disponibile, stoccabile, utilizzabile in centrali esistenti. Ma la sicurezza oggi si costruisce soprattutto con flessibilità, reti e diversificazione. Accumuli elettrochimici e idroelettrici, demand response, interconnessioni transfrontaliere e mercati della capacità forniscono la riserva che prima si chiedeva alle centrali a carbone di mantenere accese. In parallelo, l’integrazione di grandi volumi di eolico e fotovoltaico riduce l’esposizione ai combustibili importati e alla loro volatilità. Tenere in vita il carbone oltre il necessario, al contrario, blocca capitali in asset destinati a svalutarsi e alza il costo sociale delle emissioni, che restano le più alte per kWh nella generazione elettrica.

Tecnologie e numeri: il carbone fatica a “decarbonizzarsi”

Le centrali ad alta efficienza (ultra-supercritiche) tagliano le emissioni per kWh del 20-25% rispetto agli impianti obsoleti, ma non cambiano l’ordine di grandezza: il carbone resta vicino a 800 gCO2e/kWh, contro valori molto inferiori per rinnovabili e nucleare. La cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) può abbattere drasticamente le emissioni residue, ma i costi elevati, la complessità degli hub di trasporto e stoccaggio e la scarsa diffusione operativa ne limitano l’impatto nel breve periodo. A ciò si aggiungono le emissioni di metano dalle miniere e gli impatti sanitari di particolato, SOx e NOx. In sintesi: le opzioni “low carbon” per il carbone esistono, ma non sono oggi la leva più rapida né più economica per decarbonizzare i sistemi elettrici.

Che cosa sostituisce il carbone

La traiettoria più competitiva combina rinnovabili, accumuli, reti più robuste e flessibilità della domanda. Laddove serve potenza programmabile, il gas (con standard emissivi stringenti e pronti per combustibili a basse emissioni), il nucleare e l’idroelettrico di bacino colmano i picchi. Per l’industria hard-to-abate, l’elettrificazione e l’idrogeno verde riducono la necessità di carbone, incluso il coke metallurgico nel medio-lungo periodo. Politiche coerenti — ETS, aste rinnovabili, permessi accelerati, incentivi agli accumuli e programmi di “just transition” per i territori carboniferi — allineano investimenti e lavoro alla nuova catena del valore energetico.

La rotta più credibile

Alla prova dei fatti, il carbone non è un candidato credibile per il futuro della transizione: può svolgere un ruolo residuale e temporaneo in alcuni contesti per ragioni di sicurezza, ma con tramonto programmato, standard ambientali elevati e, dove possibile, CCS. La priorità resta accelerare rinnovabili, reti e accumuli, che offrono la via più rapida e conveniente per ridurre emissioni, bollette e dipendenze. È qui che si gioca il futuro del sistema energetico, non nel rilancio del combustibile più carbon intensive.

Fonti esterne ufficiali:

1. International Energy Agency – Coal market analysis and outlook
2. IPCC – Sixth Assessment Report, Synthesis Report

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