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venerdì 7 Ottobre 2022

Carbonio, la transizione green ha un costo: il report S&P

Milano – Le politiche governative volte alla transizione delle economie verso emissioni nette zero sono destinate ad aumentare a livello globale, vista l’urgenza di mitigare gli impatti dei cambiamenti climatici. È probabile che queste includano una forma di regolamentazione del prezzo del carbonio, una delle leve politiche utilizzate da alcuni governi per raggiungere gli obiettivi di riduzione delle emissioni. Molti economisti sostengono che le politiche di carbon pricing siano una delle leve politiche più efficienti per incoraggiare la riduzione delle emissioni di gas serra. Da un punto di vista economico, esse forniscono incentivi diretti alle famiglie e alle imprese affinché considerino il costo ambientale delle emissioni di carbonio. È quanto si legge in un report di S&P Global Ratings. Attualmente sono in vigore relativamente poche normative sul prezzo del carbonio, che coprono meno di un quarto delle emissioni globali di gas serra. I mercati di carbonio più grandi per estensione delle emissioni si trovano nell’UE e in Cina, mentre altri riguardano, tra gli altri, il Regno Unito, Canada, alcuni Stati degli USA e l’Asia. Il prezzo del carbonio nell’UE è oggi di circa 80 euro/tCO2e, sostenuto dal pacchetto ambientale Fit for 55 e dalla spinta generata dal conflitto Russia-Ucraina e dalla relativa crisi energetica. Prevediamo che il prezzo delle quote di carbonio dell’UE supererà i 100 euro/tCO2e a partire dal 2025, man mano che l’UE accelererà la sua transizione verso l’azzeramento delle emissioni.

Le considerazioni politiche ed economiche, come l’accessibilità economica, sono più orientate verso un’applicazione graduale e localizzata delle politiche di carbon pricing, piuttosto che verso un prezzo globale unico del carbonio. Settori come quello dei servizi pubblici, dei materiali, dell’energia e dei trasporti sono tra quelli a più alta intensità di carbonio in termini di emissioni dirette. Le aziende meglio preparate ad affrontare un aumento dei prezzi del carbonio possono godere di una maggiore possibilità di adeguamento delle proprie attività e di una posizione competitiva più forte. Per il resto del 2022, gli ulteriori sviluppi del conflitto tra Russia e Ucraina avranno probabilmente un impatto sulle emissioni del settore energetico dell’UE, in quanto gli Stati membri cercheranno di ampliare la capacità di produzione a carbone e le importazioni di GNL, più inquinanti, per soddisfare la domanda a breve termine, in risposta alle potenziali restrizioni delle importazioni di petrolio e gas dalla Russia. Per i Paesi dell’UE, in particolare, gli ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione continueranno a essere gestiti a fronte di altre priorità, come la sicurezza energetica e l’accessibilità economica.

Intanto, però, con l’entrata in vigore del divieto di importazione di carbone russo nell’Unione europea, sette centrali italiane sono pronte a tornare in funzione. Domani, infatti, scatterà l’embargo deciso lo scorso aprile nei confronti della Russia, un Paese che ha contribuito al 40 per cento delle nostre importazioni, corrispondenti a circa 40 milioni di tonnellate, secondo l’Agenzia internazionale dell’energia. Le forniture dovranno ora essere assicurate da altri Paesi, come Stati Uniti e Australia, soprattutto alla luce delle carenze di gas russo, ma anche per contrastare gli effetti di questa estate molto calda, che hanno provocato un crollo del contributo dell’energia idroelettrica. Questi sviluppi richiederanno un approvvigionamento supplementare di carbone, dopo che i consumi di carbone termico da parte dell’Ue nel primo semestre 2022 sono aumentati del 16 per cento, come riportato dall’Aie. Pertanto, il fabbisogno di carbone, in vista di questo inverno, è destinato a registrare un’ulteriore accelerazione.

La Germania, per affrontare la crisi energetica provocata dalla riduzione del flusso di gas russo tramite Nord Stream e dalla volatilità delle rinnovabili – soggette alle condizioni meteorologiche – ha proceduto alla riattivazione di centrali elettriche alimentate da antracite. Quest’ultime erano state chiuse in ottica del programma di uscita dal carbone entro il 2030, che rischia di slittare di circa dieci anni. Anche in Italia c’è il rischio di una forte ripresa delle attività di diverse centrali a carbone. Nel nostro Paese sono presenti sette centrali, di cui sei operative e cinque gestite da Enel. Due sono in Sardegna: una a Fiumesanto, amministrata da Ep, nell’area industriale di Sassari-Porto Torres, e una a Portoscuso, nella zona industriale di Portovesme, gestita da Enel. Il primo impianto è alimentato da due gruppi a carbone, con una potenza netta di circa 600 Mw. La seconda ha una potenza di 480 Mw. Enel gestisce anche le centrali di Torrevaldaliga Nord a Civitavecchia, nel Lazio, la “Andrea Palladio” di Fusina, in Veneto, e la “Federico II” di Brindisi, in Puglia, con una capacità rispettiva di 1.980 Mw, 976 Mw e 2.640 Mw.

Una si trova in Friuli Venezia Giulia, a Monfalcone, in provincia di Gorizia, gestita da A2a e con una potenza di 336 Mw. L’unica dismessa, la “Eugenio Montale”, si trova in Liguria, a La Spezia, con una capacità di 682 Mw. L’impianto era stato spento lo scorso dicembre ma temporaneamente riattivato nello stesso mese per affrontare il caro bollette. Nello stesso periodo è stata riattivata anche la centrale di Monfalcone, per la quale erano stati avviati i lavori di riconversione. Tutte e sette le centrali dovrebbero essere fermate o riconvertite entro il 2025, salvo ulteriori emergenze che ostacolerebbero ancora una volta il processo di transizione ecologica.

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