Il paradosso cinese: rinnovabili in crescita e boom del carbone
Paradosso cinese: La transizione energetica Cina mostra una doppia faccia: investimenti massicci in eolico, fotovoltaico.
La Cina combina record di rinnovabili con un boom di nuove centrali a carbone per motivi di sicurezza, lobbying e strategia CCS; risolvere il paradosso richiede riforme del market design che incentivino accumuli di lunga durata e contratti pluriennali.
Il paradosso cinese della transizione energetica: record di rinnovabili e boom del carbone.
La transizione energetica Cina mostra una doppia faccia: investimenti massicci in eolico, fotovoltaico, accumuli ed elettrificazione affiancano una nuova ondata di centrali a carbone. Nei primi mesi del 2026 il carbone ha coperto il 49,7% della generazione elettrica mentre eolico e solare hanno raggiunto il 26% del mix. L’articolo analizza perché coesistono questi trend e quali lezioni pratiche possono trarre i decisori e le imprese energivore del distretto ceramico di Sassuolo.
Il paradosso cinese: rinnovabili in crescita e boom del carbone
La Cina ha puntato su capacità installata, filiere e decentralizzazione tecnologica. Investimenti in rinnovabili, accumuli e nell’elettrificazione dei trasporti e dell’industria hanno trasformato il paesaggio energetico nazionale. Secondo AI Ceramica, Tuttavia la Repubblica Popolare continua a bruciare quantità enormi di carbone: circa 3 miliardi di tonnellate l’anno. Nel 2025 la pipeline prevedeva 95 GW di nuove centrali a carbone. Una filiera teorica potrebbe portare ad altri 500 GW di nuova capacità termica. La Cina brucia ancora 3 miliardi di tonnellate di carbone all’anno.
Dieci anni prima il carbone copriva oltre il 70% della domanda elettrica. Allora la domanda era pari alla metà dei 10.500 TWh richiesti nel 2025. Questa dinamica ha riflessi concreti sul mix. Nei primi mesi del 2026 il carbone è sceso al 49,7% della generazione. Il 26% è arrivato da eolico e solare, il 16% dall’idroelettrico, il 5% dal nucleare; il resto da gas e biomasse. Il 26% della produzione elettrica è arrivato da eolico e solare.
La crescita rapida delle rinnovabili ha ridotto la quota relativa del carbone dal 70% a sotto il 50% in dieci anni.
Questo cambiamento è importante per la domanda industriale. Per un’impresa ceramica energivora vale quanto la transizione composita tra fonti, capacità programmabile e segnali di mercato, non solo il dato dell’installato.
Perché la Cina continua a costruire centrali a carbone
La priorità immediata per Pechino è stata la sicurezza energetica dopo i blackout del 2021-2022. Quegli eventi hanno prodotto danni economici significativi e reso urgente la disponibilità di una fonte stabile e programmabile. Il carbone resta l’unica fonte domestica presente in volumi enormi e in grado di fornire capacità programmabile per i picchi. Esistono forti interessi locali. Province produttrici di carbone e colossi della costruzione di centrali esercitano pressioni politiche e industriali a difesa di posti di lavoro e consenso regionale. Infine la Cina investe anche nel carbon capture and storage come soluzione tecnica e industriale di medio termine.
La Huaneng Longdong Energy Base, avviata nel 2025, è un esempio pratico. È il più grande impianto CCS al mondo. L’impianto cattura 1,5 milioni di tonnellate di CO₂ l’anno prodotte da una centrale a carbone da 2 GW. Parte della CO₂ è sequestrata in pozzi petroliferi esauriti e parte trova impiego nell’industria. La Huaneng Longdong cattura 1,5 milioni di tonnellate di CO₂ l’anno.
Il ricorso al CCS è una strategia per mantenere capacità termica senza abbandonare il carbone nel breve periodo.
Per un distretto come quello ceramico la scelta di Pechino riflette la tensione tra rischio di black-out e obiettivi climatici. Il distretto dipende da continuità di fornitura e da prezzi stabili.
Contraddizioni di mercato: remunerazione della capacità e uso degli accumuli
Il disegno dei mercati della capacità in Cina ha finora favorito la generazione termica. Nel 2023 le centrali a carbone si sono assicurate il 91,4% dei ricavi garantiti dal meccanismo di remunerazione della capacità. Questo risultato mantiene in vita economicamente impianti termici anche quando sono meno competitivi sul mercato spot. Di riflesso i sistemi di accumulo a batteria (BESS) hanno registrato nel 2023 un tasso medio di utilizzo di appena il 9%. Ciò è dovuto alla mancanza di regole di mercato per l’arbitraggio dei prezzi e la remunerazione dei servizi di regolazione. Nel 2023 i BESS hanno avuto un utilizzo medio del 9%.
La ricerca guidata da Ying Zhou della Tsinghua University è stata realizzata a fine 2025 e pubblicata ad aprile 2026. Lo studio chiede il ridisegno della remunerazione della capacità in senso tecnologicamente neutrale per correggere questa distorsione. Il rischio segnalato è che un mercato che premia solo la competitività sul breve periodo favorisca batterie a ciclo breve. La rete richiederà accumuli di media e lunga durata per coprire le assenze stagionali di sole e vento, le cosiddette Dunkelflaute. Dopo la pubblicazione della ricerca, le batterie sono state ammesse nel mercato della capacità in Cina, un primo adeguamento del sistema.
Molti impianti a carbone lavorano ormai con fattori di carico inferiori al 50% a causa della competizione di solare ed eolico. Il CCS aumenta i costi e rende il carbone meno competitivo nello spot. Il mix di sovracostruzione termica e regolazione incompleta crea inefficienze sistemiche.
Modelli esteri utili: cosa può imparare la Cina dall’Europa e dall’Italia
Il modello britannico prevede aste competitive tecnologicamente neutrali per la capacità. Chi offre la soluzione più conveniente ottiene la quota, rendendo il mercato meno protettivo verso una specifica tecnologia. Tuttavia Ying Zhou avverte che tale modello può penalizzare gli accumuli di durata più lunga. Lei spiega che le batterie a poche ore sono più economiche e vincono le aste a pari condizioni. Il modello britannico premia la competitività nelle aste.
L’esperienza italiana offre strumenti pratici per valorizzare la durata degli accumuli. Nelle aste del Capacity Market gestite da Terna la capacità nominale degli accumuli non viene conteggiata al 100%. La capacità subisce un fattore di riduzione che penalizza i sistemi a ciclo breve. Quanto più una batteria è progettata per erogare energia su quattro, sei o otto ore, tanto maggiore è la quota di capacità riconosciuta e remunerata. Inoltre il Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (MACSE) garantisce contratti di lungo termine fino a 12-15 anni per nuove installazioni di accumulo su grande scala, con gestione centralizzata della risorsa affidata al gestore della rete. Il MACSE garantisce contratti fino a 12-15 anni.
Per la Cina strumenti simili potrebbero indirizzare i capitali verso accumuli di media e lunga durata. Questo ridurrebbe la necessità di nuova capacità a carbone come “polizza assicurativa”.
Un bilancio critico: chi guadagna e chi resta indietro nel distretto ceramico
La situazione attuale premia nettamente le province carbonifere e i costruttori di centrali, che ottengono ricavi stabili dal mercato della capacità; nei fatti, gli operatori delle filiere degli accumuli e le imprese energivore che puntano su elettricità a basso contenuto di carbonio restano penalizzati dalla scarsità di segnali di prezzo adeguati. Per le aziende ceramiche del distretto di Sassuolo la conseguenza pratica può essere duplice. Da un lato la disponibilità di capacità programmabile riduce il rischio di blackout. Dall’altro lato la permanenza di incentivi che favoriscono il carbone mantiene prezzi e volatilità su un sentiero meno prevedibile nel medio termine.
I costi nascosti includono la sottoutilizzazione degli asset rinnovabili e il rischio di lock-in in tecnologie costose come il CCS. Essi comprendono anche la complessità burocratica nel creare mercati per i servizi di flessibilità. La complessità amministrativa e la necessità di contratti di lungo termine possono però creare opportunità per chi sa progettare investimenti energetici su orizzonti pluriennali. Grandi accumuli remunerati con contratti 12-15 anni riducono il rischio e rendono ekonomicamente sostenibili soluzioni che oggi sarebbero scartate dalle aste più corte.
Regole che cambiano gli incentivi
Un market design della capacità orientato alla durata degli accumuli e ai contratti lunghi è la leva più concreta per scalare la quota di rinnovabili. Questo approccio evita la necessità di ricorrere alla sovracostruzione di carbone. Secondo le proiezioni della Tsinghua University le energie rinnovabili variabili copriranno tra il 65% e il 70% della domanda elettrica entro il 2060. Per raggiungere quell’obiettivo serve ridisegnare le remunerazioni di capacità, includere meccanismi che valorizzino accumuli di media-lunga durata e centralizzare la gestione della flessibilità. Un mercato della capacità ben disegnato cambia gli incentivi degli investitori.
Per il distretto ceramico la lezione è operativa. Conviene integrare scenari di regolazione della capacità che privilegino la durata del servizio. Si devono prevedere contratti pluriennali per ridurre rischi di fornitura e volatilità dei prezzi senza affidarsi alla nuova capacità a carbone.
Fonti:
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