Il carbone termico è tornato al centro del dibattito energetico nel 2026, e non perché si sia fatto un passo indietro nella transizione energetica, ma perché il suo utilizzo è stato necessario come copertura contro la volatilità dei mercati del GNL e del gas. Il carbone sudafricano RB1 (Richards Bay Coal Grade 1), un benchmark di carbone termico di alta qualità destinato all'esportazione, ha registrato una media di circa 98 doll./ton nel primo trimestre del 2026, per poi salire a 109 doll./ton nel secondo trimestre e scendere a 107 tra luglio e agosto, quando il premio geopolitico ha iniziato ad attenuarsi. Per l'Europa, l'importanza del carbone non risiede in una ripresa generalizzata dei consumi e di fatti la capacità di generazione a carbone continua a diminuire. Tuttavia quel che ancora resta acquisisce maggiore valore quando il GNL scarseggia, i prezzi del TTF aumentano, la produzione da fonti rinnovabili è debole o la domanda di energia elettrica accelera.
All'inizio del 2026, i mercati energetici si aspettavano un equilibrio più favorevole tra GNL e gas naturale, grazie all'aumento dell'offerta dovuto alla nuova capacità produttiva, in particolare in Nord America. Si prevedeva, inoltre, che l'Europa avrebbe incrementato le importazioni di GNL, continuando a sostituire il gas russo trasportato tramite gasdotto, in calo, con volumi di GNL via mare.
Tuttavia, le prospettive energetiche sono cambiate drasticamente nel marzo 2026. L'interruzione delle forniture attraverso lo Stretto di Hormuz ha limitato le esportazioni di GNL dal Qatar e dagli Emirati Arabi Uniti. Benché lo Stretto di Hormuz non sia una rotta principale per il trasporto del carbone, la sua chiusura influisce sui prezzi del carbone in quanto quest’ultimo diventa un’alternativa al gas: una minore disponibilità di GNL restringe i mercati del gas, prezzi del gas più elevati aumentano i costi di generazione a gas e il carbone diventa più competitivo laddove le centrali a carbone rimangono operative.
L'Agenzia Internazionale dell'Energia stima che i carichi di GNL provenienti da Qatar ed Emirati Arabi Uniti siano diminuiti di circa 35 mld mc su base annua tra marzo e giugno 2026. La crescita dell'offerta da Nord America, Africa e altri produttori ha parzialmente compensato l'interruzione, ma la produzione globale di GNL è comunque diminuita di circa il 4%.
Evenienza che ha ripristinato il valore del carbone ad alto potere calorifico in termini di sicurezza energetica. Il carbone RB1 è diventato più attraente perché fornisce più energia per tonnellata, contribuisce all'efficienza delle centrali elettriche e può sostituire la costosa generazione a gas laddove siano ancora disponibili sistemi compatibili con il carbone.
Per gli acquirenti europei, il carbone RB1 non rappresenta il benchmark di acquisto principale. Il carbone RB1 è quotato FOB Richards Bay e rappresenta il valore di esportazione sudafricano al porto di carico. Il principale riferimento europeo rimane API2 CIF ARA, il benchmark del carbone termico consegnato ad Amsterdam, Rotterdam e Anversa. Il benchmark del carbone API2 include il trasporto marittimo, l'assicurazione e le dinamiche di domanda e offerta del bacino atlantico. Pertanto, lo spread tra il prezzo del carbone RB1 e quello API2 è rilevante. L'aumento dei prezzi FOB del carbone sudafricano, combinato con tariffe di trasporto più elevate, può spingere il costo di consegna in Europa significativamente al di sopra del prezzo RB1. Al contrario, un aumento dell'offerta di carbone colombiano o statunitense può limitare i prezzi del carbone API2 anche quando i prezzi di Richards Bay rimangono stabili.
Le utility confrontano il carbone API2 con il gas TTF e le quote di emissione di carbonio dell'UE per valutare quale tra carbone e gas sia più competitivo. Il carbone emette più anidride carbonica per MWh rispetto al gas e pertanto comporta un costo del carbonio più elevato nell'ambito del sistema di scambio di quote di emissione dell'UE (EU ETS). Tuttavia, quando il TTF aumenta bruscamente rispetto all'API2, il carbone può recuperare competitività in termini di merito, nonostante questo svantaggio in termini di emissioni di carbonio. Questa dinamica è stata chiaramente visibile nella prima metà del 2026.
Andamento del prezzo dell’RB1 durante il 2026
Fonte: Price Watch™
Il primo trimestre del 2026 è iniziato con un mercato del carbone termico equilibrato, grazie alla maggiore disponibilità di GNL e alla maggiore produzione di energia da fonti rinnovabili, che hanno ridotto la pressione sulla domanda europea di gas e carbone. Tuttavia, l'equilibrio si è invertito a marzo 2026, quando l'interruzione delle forniture di GNL nello Stretto di Hormuz ha ridotto l'offerta di GNL nell’area. I prezzi del TTF e del GNL asiatico sono aumentati bruscamente, i carichi flessibili sono diventati più contesi e la produzione di energia da centrali a gas è diventata più costosa.
Le centrali a carbone hanno riacquistato competitività laddove la capacità era ancora disponibile. Il carbone RB1 ha beneficiato maggiormente rispetto ad altre qualità di carbone, poiché il suo maggiore potere calorifico favorisce una maggiore efficienza, rendendolo un sostituto del gas più efficace. La media di 98 doll./ton è quindi il risultato di un partenza più debole, seguita da una chiusura del primo trimestre decisamente più solida.
Prezzi del carbone termico RB1, FOB Richards Bay, nel 2026
Fonte: Price Watch™
I prezzi del carbone RB1 hanno raggiunto circa 109 doll/ton nel secondo trimestre, a causa delle persistenti interruzioni nella fornitura di GNL. L'aumento dei prezzi del gas e dell'elettricità in Europa ha incrementato il valore della flessibilità energetica. I fondamentali del mercato del carbone asiatico hanno rafforzato il mercato marittimo. Le ispezioni sulla sicurezza delle miniere in Cina hanno limitato l'offerta interna, mentre la domanda di raffreddamento estiva ha incrementato il consumo di elettricità e le importazioni di carbone. Inoltre, l'Indonesia, uno dei principali produttori mondiali di carbone, ha contribuito all'incertezza con una produzione inferiore e modifiche alla gestione delle esportazioni. Poiché l'Indonesia è un importante fornitore di carbone a basso potere calorifico per l'Asia, gli acquirenti hanno cercato fonti di approvvigionamento alternative, sostenendo la domanda di carichi di carbone RB1 sudafricano.
Tuttavia, le interruzioni della linea ferroviaria Transnet hanno comportato un aumento del rischio di approvvigionamento nel porto di Richards Bay. Anche quando le scorte portuali non hanno subito carenze immediate, l'incertezza sull'affidabilità delle esportazioni ha sostenuto i prezzi FOB e, attraverso il trasporto merci, ha fatto aumentare i costi del carbone consegnato in Europa.
L'Europa non sta vivendo una rinascita a lungo termine del carbone. Lo sviluppo delle energie rinnovabili, la chiusura delle centrali a carbone e le politiche sul carbonio continueranno a ridurre la domanda annuale di questa commodity. Tuttavia, le centrali a carbone rimanenti mantengono un'importanza strategica durante i periodi di scarsa disponibilità di vento, di debole produzione idroelettrica, di fermi impianto nucleare, di condizioni meteorologiche avverse o di ritardi nelle consegne di GNL. Questa esposizione, tuttavia, è distribuita in modo disomogeneo in Europa. Germania e Polonia mantengono una capacità di generazione a carbone superiore a quella di gran parte dell'Europa occidentale, mentre il ruolo del carbone nel Regno Unito è stato minimo.
La sensibilità al prezzo del carbone è quindi concentrata nei mercati in cui la generazione da questa fonte rimane disponibile. RB1 offre un'elevata efficienza in termini di valore contabile e flessibilità di miscelazione, mentre API2 costituisce il riferimento dei costi di fornitura rispetto al quale le aziende elettriche europee valutano il passaggio dal carbone al gas. La loro importanza nel 2026 è stata valutata più in termini tattici che strutturali.
Le prospettive a breve termine per il carbone rimangono volatili, ma nel complesso positive. Le variabili chiave includono il transito di Hormuz, il recupero di GNL dal Golfo, lo stoccaggio di gas in Europa, la domanda asiatica di GNL, le condizioni meteorologiche, la produzione da fonti rinnovabili e l'affidabilità della rete ferroviaria Transnet. L'Asia dovrebbe continuare a fornire un supporto alla domanda di carbone trasportato via mare. L'attività industriale cinese, il fabbisogno di raffreddamento, la ricarica dei veicoli elettrici e la crescita dei data center sostengono il consumo di elettricità, mentre l'India e il Sud-est asiatico rimangono importanti consumatori di carbone. Tuttavia, gli acquirenti di carbone restano sensibili al prezzo e potrebbero ridurre le scorte, privilegiare la produzione interna o passare a carbone con un potere calorifico inferiore se i prezzi dovessero aumentare bruscamente.
Per l'Europa, il GNL rimane vitale ma oggetto di controversie. Se i prezzi del GNL asiatico superassero quelli del TTF, i carichi flessibili potrebbero spostarsi verso est, riducendo la disponibilità di gas in Europa. Nel frattempo, il rapporto TTF-API2 rimarrà un fattore determinante per stabilire se carbone o gas siano più competitivi nella catena di produzione di energia elettrica. Lo scenario di base prevede un inverno europeo caratterizzato dalla flessibilità dei combustibili piuttosto che da una vera e propria carenza fisica. Il carbone RB1 e quello API2 dovrebbero mantenere il loro livello di supporto come assicurazione contro le interruzioni del GNL, la debole produzione da fonti rinnovabili e le tensioni sul mercato energetico. Un esito positivo per il carbone richiederebbe nuove interruzioni del transito a Hormuz, una debole produzione eolica e idroelettrica, basse scorte di gas in Europa, una forte domanda di GNL in Asia o eventuali blocchi ferroviari/portuali gestiti da Transnet in Sud Africa. Al contrario, uno scenario ribassista prevederebbe flussi di GNL normali nel Golfo, una forte offerta nordamericana, scorte di gas europee consistenti e una produzione da fonti rinnovabili favorevole.
Il mercato europeo del carbone termico si sta riducendo, ma al contempo si sta indebolendo. Il carbone non tornerà ad essere il combustibile dominante in Europa, ma rimane prezioso nei periodi di crisi energetica. Gli acquirenti europei dovrebbero gestire l'esposizione a RB1, API2, approvvigionamento di GNL, TTF, costi del carbonio nell'UE e rischi legati alle energie rinnovabili nell'ambito di una matrice integrata di sicurezza energetica.
La traduzione in italiano è stata curata dalla redazione. La versione inglese di questo articolo è disponibile qui
