I governi dell’Unione europea hanno concordato una posizione comune per lasciare nel sistema ETS una quota maggiore di permessi di emissione, con l’obiettivo di rendere il mercato del carbonio più capace di assorbire future tensioni. La decisione riguarda la riserva stabilizzatrice e non cancella il principio per cui chi emette deve restituire quote corrispondenti alle proprie emissioni. Né equivale a un prezzo massimo della CO₂ o a una riduzione automatica delle tariffe elettriche: il passaggio immediato è una modifica delle regole con cui i permessi in eccesso vengono ritirati.
Il Consiglio UE propone di non cancellare fino al 2030 le quote oltre la soglia attuale e di innalzare la soglia dal 2031. L’intesa dovrà ora essere negoziata con il Parlamento europeo. Immagine illustrativa generata con intelligenza artificiale.
L’ETS è un sistema europeo di limitazione e scambio: stabilisce un tetto alle emissioni dei settori coperti, mentre le imprese acquistano o ricevono permessi e possono scambiarli. Ogni quota autorizza l’emissione di una tonnellata di CO₂ equivalente. Il tetto viene ridotto nel tempo, così che l’offerta complessiva si restringa e il prezzo, definito dagli scambi di mercato, incentivi gli investimenti per tagliare le emissioni. Il sistema interessa, tra gli altri, generazione elettrica, calore, industria manifatturiera, aviazione e trasporto marittimo.
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Il punto concordato il 23 settembre 2026 è circoscritto. Gli ambasciatori degli Stati membri hanno scelto di sospendere fino al 31 dicembre 2030 la cancellazione automatica dei permessi custoditi nella riserva oltre la soglia attuale di 400 milioni. Dal 1° gennaio 2031 la soglia di cancellazione salirebbe a 800 milioni, secondo la posizione del Consiglio. Dal 2023, ricorda l’istituzione, il meccanismo ha già rimosso dal mercato più di tre miliardi di quote. La misura vuole conservare un margine di liquidità per possibili fasi di scarsità, senza modificare l’architettura generale della riserva.
L’accordo è una posizione negoziale del Consiglio, non il testo legislativo conclusivo. La proposta della Commissione prevedeva di interrompere a tempo indeterminato la cancellazione; gli Stati hanno invece indicato una sospensione temporanea fino al 2030 e una soglia più alta dal 2031. Ora dovranno aprirsi i negoziati con il Parlamento europeo per concordare la versione finale. Il Consiglio punta a concluderli entro la fine del 2026. Nel frattempo, la modifica non va confusa con una riforma complessiva dell’ETS: una revisione più ampia della riserva e del sistema resta un dossier distinto.
La pressione per intervenire nasce anche dal rincaro dei combustibili e dalla preoccupazione per i costi energetici delle imprese. Italia e Polonia figurano tra i dieci Stati che, a luglio, hanno chiesto maggiore flessibilità nella revisione dell’ETS, insieme a Bulgaria, Cipro, Repubblica Ceca, Estonia, Grecia, Ungheria, Romania e Slovacchia. Le richieste riguardavano prevedibilità dei costi, competitività e tutela delle industrie esposte alla concorrenza internazionale. Le posizioni dei governi non dimostrano però che il prezzo del carbonio sia la causa prevalente di ogni aumento: la spinta dei combustibili fossili e la struttura produttiva nazionale hanno un ruolo autonomo e spesso rilevante.
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Il legame tra CO₂ ed elettricità passa soprattutto attraverso gli impianti fossili. Quando una centrale a gas o a carbone produce energia, deve considerare sia il combustibile sia il costo dei permessi per le emissioni; questi costi possono riflettersi nelle offerte all’ingrosso. L’effetto non è identico in ogni Paese o in ogni ora: dipende dal mix di generazione, dalla disponibilità di rinnovabili, dalla domanda, dalle interconnessioni e dal prezzo dei combustibili. Se la produzione fossile è necessaria a coprire la domanda, il costo del carbonio può incidere sul prezzo di mercato, ma non è l’unico fattore determinante.
Anche il passaggio dal mercato all’ingrosso alla bolletta non è diretto né uguale per tutti. La Commissione europea indica che nel 2024 il costo dell’elettricità rappresentava mediamente quasi il 49% delle bollette europee; il resto comprende soprattutto tariffe di rete, imposte e oneri, con differenze nazionali. Si aggiungono le strategie di acquisto dei fornitori e le caratteristiche dei contratti. Perciò l’ETS può influire sulla componente energia, ma non comporta un addebito separato e uniforme alla famiglia, né consente di attribuire automaticamente al carbonio ogni rincaro in bolletta.
In questa fase il rincaro dei combustibili è un elemento centrale della pressione sui mercati energetici: la Commissione osserva che gas e carbone hanno costi operativi volatili legati alle importazioni, oltre al costo delle emissioni. La nuova regola sulle quote può attenuare il rischio che una riserva si assottigli troppo e può modificare le aspettative degli operatori sulla disponibilità futura. Non riduce però il prezzo del gas, non cambia i contratti già stipulati e non stabilisce un trasferimento automatico del beneficio ai consumatori. L’entità dell’eventuale effetto dipenderà dall’esito legislativo e dalle condizioni del mercato elettrico.
La distinzione decisiva è tra una misura che amplia il cuscinetto di permessi e una misura che controlla direttamente i prezzi. L’intesa del Consiglio appartiene alla prima categoria. Per imprese e investitori può contare la prospettiva di una maggiore disponibilità potenziale nella riserva; per le famiglie, invece, l’effetto sarà mediato dal mercato elettrico, dai fornitori e dalle componenti nazionali della bolletta. L’accordo non promette un risparmio immediato e non sospende gli obblighi di riduzione delle emissioni. Il compromesso cerca di conciliare stabilità e continuità del segnale climatico, rinviando al negoziato la definizione finale.
La richiesta di flessibilità riflette una tensione concreta: contenere i costi nel breve periodo senza indebolire l’incentivo a investire in tecnologie meno emissive. I dieci Paesi firmatari della richiesta di luglio hanno richiamato la competitività e il rischio che produzioni ad alta intensità energetica si spostino fuori dall’Europa. È un’interpretazione politica e industriale del problema, non la prova che ogni impresa trasferirà attività o che un prezzo inferiore risolverebbe da solo il divario energetico. Se la modifica attenuasse troppo la scarsità attesa delle quote, potrebbe ridurre la pressione a decarbonizzare; se invece rendesse il mercato più prevedibile senza alterarne il tetto, potrebbe limitare oscillazioni percepite come difficili da pianificare. La trattativa dovrà misurarsi con questo equilibrio.
Il prezzo del carbonio va letto come una componente del costo di produzione per gli impianti soggetti al sistema, non come sinonimo del prezzo finale dell’energia. Può essere trasmesso al mercato all’ingrosso quando le centrali fossili sono necessarie e contribuiscono a determinare il prezzo, ma l’intensità di questo passaggio varia in base alle tecnologie marginali e alle condizioni del sistema. Rinnovabili e interconnessioni possono ridurre l’esposizione in determinate ore; combustibili cari e domanda elevata possono invece spingere i prezzi anche indipendentemente dall’ETS. La cautela nell’attribuzione è quindi essenziale: correlazione temporale tra CO₂ e bolletta non prova che il primo fattore spieghi da solo la seconda.
Per valutare un eventuale beneficio domestico occorrerà distinguere il prezzo all’ingrosso dalla spesa effettivamente fatturata. Le tariffe di rete finanziano trasmissione, manutenzione e aggiornamento delle infrastrutture; imposte e prelievi dipendono in larga misura dalle scelte nazionali e non sono uniformi nell’Unione. Anche i fornitori differiscono per tempi e modalità di acquisto dell’energia, con effetti sulla velocità con cui i movimenti dei mercati arrivano ai contratti. Ne consegue che una variazione delle quote ETS potrebbe essere più visibile in alcuni mercati o periodi e quasi impercettibile in altri. La decisione europea stabilisce una cornice comune, non una previsione tariffaria per ogni famiglia.
Sul piano procedurale, la data-chiave immediata è la conclusione delle trattative legislative: il Consiglio auspica un’intesa finale entro la fine del 2026, ma il risultato dipende dal confronto con il Parlamento. Sul piano energetico, non esiste una scadenza equivalente che renda automaticamente più economiche le forniture: la sospensione della cancellazione incide sulla gestione delle quote, mentre la formazione dei prezzi resta legata alle condizioni quotidiane del mercato. Solo dopo il testo definitivo e la sua applicazione sarà possibile osservare come cambiano quantità disponibili e aspettative. Anche allora, per attribuire un movimento delle bollette servirà separare il costo del carbonio da combustibili, reti, imposte e struttura dei contratti.
Il valore immediato dell’accordo è soprattutto istituzionale: chiarisce che, nella posizione negoziale degli Stati, le quote oltre la soglia non dovranno essere cancellate fino al 2030 e che dal 2031 il margine sarebbe più ampio. È una scelta sulla riserva di mercato, non un trasferimento di denaro alle famiglie e nemmeno una misura che compensa direttamente il costo dei combustibili. La sua efficacia andrà giudicata su due piani distinti: se contribuirà a rendere più prevedibile la disponibilità di permessi e se riuscirà a preservare l’incentivo a ridurre le emissioni. Confondere questi obiettivi con una promessa di bollette più basse alimenterebbe aspettative che il testo concordato non contiene.
Il confronto politico mette in luce che la stabilità dei prezzi e la stabilità delle regole non sono la stessa cosa. Le imprese energivore chiedono costi prevedibili perché devono pianificare investimenti e confrontarsi con concorrenti internazionali; il sistema ETS, invece, è costruito per rendere progressivamente più costoso emettere e premiare chi riduce l’intensità carbonica. Una maggiore liquidità nella riserva può essere letta come protezione contro fasi di scarsità, ma non risolve le differenze strutturali tra Paesi, come il mix di generazione o l’esposizione alle importazioni di combustibili. L’effetto netto dipenderà dal testo finale e dalle scelte di investimento: ridurre l’incertezza può aiutare la pianificazione, mentre un indebolimento del segnale può rinviare la decarbonizzazione e lasciare più a lungo le imprese esposte alla volatilità fossile.
