+0,81
Se l’Italia è pronta a fare da sé sfidando il rigore dell’Ue pur di varare altre misure contro il caro-energia, come detto dal ministro dell’Economia Giancarlo Giorgetti, certo è che tra gli interventi prioritari rientra a maggior ragione il piano di emergenza nazionale per contenere i rischi di interruzione dell’elettricità e scongiurare l’incubo blackout. Che si chiami riserva fredda, come per il carbone, o cuscinetto di sicurezza per la tenuta del sistema elettrico nazionale, termine più pop per definire gli impianti termoelettrici, mantenere in vita centrali che intervengono solo in situazioni d’emergenza ha un costo elevato che sta iniziando a pesare nei bilanci degli operatori. Gli ultimi dati disponibili per un censimento del parco italiano indicano tra 56 e 60 gruppi a ciclo combinato Ccgt, pronti a rispondere a chiamata. Le analisi di mercato evidenziano che, anche al netto di crisi globali come quella innescata dal conflitto Usa-Iran, almeno fino al 2036 questa tipologia di impianti continuerà a essere indispensabile.
La società di consulenza strategica Impacta Strategy, in uno studio pubblicato ieri, calcola che il margine di adeguatezza del sistema energetico nazionale è crollato da 25 Gigawatt nel 2013 a livelli prossimi allo zero e che per garantire l’equilibrio della rete «servono oltre 50 GW di capacità termoelettrica». Il problema è che la sostenibilità economica di questi impianti andrà sempre più a deteriorarsi. Se, insomma, nei bilanci ci fosse una voce «costo di mantenere in sicurezza il sistema elettrico nazionale», sarebbe una posta quasi sempre negativa.
Il meccanismo è particolarmente evidente nel caso di Enel: essendo il maggiore operatore elettrico italiano paga il prezzo più alto al contrasto dei blackout. Andando a leggere nel dettaglio il bilancio 2025, infatti, emergono svalutazioni per oltre un miliardo di euro legate in larghissima parte proprio alle centrali termoelettriche e, in misura minore, al carbone.
Gli adeguamenti di valore su queste tipologie di impianti in Italia ammontano a 1,124 miliardi di euro, si legge nella relazione finanziaria, «di cui 879 milioni relativi a impianti a ciclo combinato a gas (Ccgt) e 189 milioni riferiti a un impianto a carbone». Di quest’ultimo non si fa il nome, ma dal momento che la svalutazione è legata agli sviluppi del Thyrrenian Link, l’elettrodotto sottomarino che collegherà Sardegna, Sicilia e Campania, quasi certamente si tratta della centrale sarda del Sulcis, che nei piani del gruppo sarebbe destinata al phase-out nel 2028.
Per gli impianti termoelettrici il processo di impairment è stato frutto di un lavoro certosino, condotto separatamente su ciascun sito. Tutti sono stati tolti dal perimetro della Cash Generating Unit Generazione Italia perché, come si legge nel bilancio di Enel, «la gestione di tali impianti non è più riconducibile a una logica di gestione integrata del portafoglio a causa di un utilizzo quasi solo orientato alla gestione sul mercato della capacità piuttosto che di un utilizzo sulla Borsa elettrica. Quanto sopra riportato vale per tutti gli impianti italiani di produzione termoelettrica a ciclo combinato (Ccgt)». La sola eccezione è l’impianto di Fusina, a Venezia, che ancora opera sulla Borsa elettrica.
È il nuovo modello industriale e regolatorio che ha obbligato Enel ad aggiornare il valore recuperabile degli impianti. In pratica, il test di impairment è stato condotto sulla vita utile residua delle centrali Ccgt considerando un primo periodo di normale esercizio e una fase successiva in cui si considera solo la loro disponibilità a produrre «a chiamata», per esigenze di sistema. Il risultato è una maxi-svalutazione per quasi 880 milioni di euro.
A questa perdita di valore associata alle centrali termoelettriche, si somma un altro costo legato invece al mantenimento degli impianti a carbone. Un emendamento al decreto Bollette ha ulteriormente posticipato la data di phase out al 2038.
Ma a quali condizioni e quante centrali potrebbero essere richiamate in servizio? L’allerta scatterebbe col prezzo del gas sopra i 70 euro per megavattora. Anche qui entra in gioco Enel, perché le centrali che possono essere effettivamente riaccese sono le sue: Torrevaldaliga, a Civitavecchia, e Federico II, a Brindisi, con una capacità gemella di circa 1,8 Gigawatt. Si stima che mantenerle in servizio sia costato oltre 78 milioni di euro tra luglio 2024 e luglio 2025. Oggi possono essere definite dormienti perché non sono state smantellate né sono arrivati atti ufficiali di fine attività dalle autorità competenti. Insieme, garantirebbero al sistema 3,6 Gigawatt. Va fatta però vuna doppia precisazione: i due impianti, chiusi a fine 2025, sono privi dell'autorizzazione ambientale a bruciare il combustibile. Nell’eventualità di chiamata in servizio «per «garantire la sicurezza energetica nazionale in caso di emergenza legata al contesto geopolitico, in analogia con quanto disposto dalla Germania per i propri impianti a carbone posti in riserva», servirà un’approvazione lampo. Di materia prima, inoltre, ne è rimasta poca, solo residui della precedente attività. (riproduzione riservata)