Perché è stata prorogata al 2038 la chiusura delle centrali a carbone in Italia

Il recente emendamento al Decreto Bollette (D.L 21/2026) approvato dalla commissione Attività Produttive della Camera dei Deputati posticipa al 31 dicembre 2038 la dismissione definitiva delle centrali termoelettriche a carbone in Italia. Prima che gli impianti possano riprendere le regolari operazioni, occorreranno rinnovare le autorizzazioni ambientali e definire il loro scopo: se a "regime di riserva fredda" (attivazione limitata in condizioni di emergenza) o funzionamento continuativo. Tale normativa è stata introdotta in risposta alla crisi energetica e all'elevata incertezza del mercato indotte dal conflitto mediorientale in corso. Tuttavia, gli osservatori di settore sollevano interrogativi circa l’effettiva efficacia della manovra e il suo impatto sul sistema elettrico nazionale.

Le 4 centrali di carbone che rimarranno attive

A fine 2025 l’Italia dispone di quattro impianti a carbone per la produzione di energia elettrica, con una potenza installata complessiva di circa 4.7 GW. Due sono localizzate in Sardegna, Sulcis/Portovesme (proprietà Enel) e Fiume Santo/Porto Torres (proprietà  EP Produzione), mentre i restanti due si trovano sul Continente, Brindisi Sud e Torrevaldaliga/Civitavecchia (entrambi asset di Enel). Nel 2020 il governo guidato da Giuseppe Conte, tramite il PNIEC (Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima), aveva programmato la dismissione delle centrali a carbone entro il 31 dicembre 2025, prevedendo una specifica deroga per i due impianti ubicati in Sardegna. Tale decisione si fondava su presupposti quali l’incremento della produzione elettrica da fonti rinnovabili, lo sviluppo dei sistemi di accumulo energetico e la disponibilità del gas naturale come combustibile fossile di transizione. Di conseguenza, nell’ultimo quinquennio la generazione elettrica da carbone in Italia ha subito una marcata contrazione.

Le centrali di Brindisi Sud e Torrevaldaliga hanno registrato una produzione complessiva di 13.0 TWh (terawattora) e 6.6 TWh nel biennio 2022-2023, in un contesto di massimizzazione della generazione da carbone determinato dal significativo incremento del prezzo del gas naturale, in concomitanza con gli albori del conflitto russo-ucraino. L’impianto di Brindisi risulta fermo dal 2024, mentre quello di Torrevaldaliga ha prodotto solamente 0.3 TWh nel medesimo anno e assenza di generazione elettrica nel 2025. L’impiego di tali centrali è stato qualificato come economicamente non competitivo e la prosecuzione del loro esercizio ha generato perdite per circa 78 milioni di euro nel periodo luglio 2024-2025, secondo una stima elaborata da ECCO, think-thank italiano specializzato nella transizione energetica e nel cambiamento climatico.

Nel 2025, le sole unità termoelettriche alimentate a carbone ancora in esercizio sono risultate quelle localizzate in Sardegna, per le quali la dismissione era già stata rinviata al 2028, per garantire la continuità  di approvvigionamento elettrico all’isola. Nell’ambito di uno specifico meccanismo regolatorio definito da ARERA (Autorità  di Regolazione per Energia Reti e Ambiente), tali impianti sono stati qualificati come "essenziali" e ammessi al reintegro integrale dei costi, in attesa della piena entrata in esercizio dell’elettrodotto sottomarino Tyrrhenian Link, infrastruttura strategica per il sistema elettrico sardo.

Il motivo alla base della proroga: la crisi energetica

Le criticità connesse all’attuale crisi energetica hanno indotto il governo a posticipare la chiusura delle centrali a carbone, così  da preservare in caso di emergenza la disponibilità di tutte le fonti per la generazione elettrica. Il conflitto nell’area mediorientale e le difficoltà della navigazione nello Stretto di Hormuz stanno compromettendo i flussi di greggio dai Paesi del Golfo verso i mercati occidentali: in tale contesto, l’Italia potrebbe andare incontro a rilevanti criticità di approvvigionamento qualora l’instabilità geopolitica dovesse protrarsi. La decisione di estendere l’orizzonte operativo del carbone si colloca in uno scenario caratterizzato da un’elevata volatilità dei prezzi del gas naturale. Nel mercato elettrico europeo, il prezzo dell’energia elettrica continua a essere fortemente condizionato dal costo della generazione marginale, che in numerosi casi coincide con quella alimentata a gas. Pertanto, l’incremento del prezzo del gas si riflette in un aumento del costo dell’elettricità, con impatti diretti su imprese e consumatori. La proroga al 2038 introduce una maggiore flessibilità nella gestione degli impianti a carbone, qualificandoli come asset di sicurezza e, analogamente ad altre infrastrutture energetiche, destinandoli all’utilizzo in condizioni specifiche.

Come potrebbe impattare la proroga?

Secondo numerosi analisti di settore, il rinvio al 2038 non risulterebbe coerente con l’assetto dell’attuale sistema elettrico nazionale, nel quale il phase-out (dismissione) del carbone come fonte di energia appare ormai completato. Infatti, gli impianti sono fermi e al di fuori di meccanismi di mercato, con un differenziale di costo variabile sistematicamente sfavorevole rispetto alla generazione a ciclo combinato a gas. Secondo le stime del MASE (Ministero delll’Ambiente e della Sicurezza Energetica), il ricorso al carbone tornerebbe economicamente competitivo in presenza di un prezzo del gas stabilmente superiore a 70 €/MWh. Negli ultimi anni, ad accezione dei livelli estremi registrati durante la crisi energetica del 2022 quando il gas superò i 300 €/MWh, i valori di mercato si sono attestati intorno a 55 €/MWh, pur restando esposti a variabili geopolitiche difficilmente prevedibili.

Inoltre, la riattivazione delle centrali a carbone non costituisce un processo immediato, ma richiede interventi tecnici, verifiche funzionali e tempi di ripristino variabili in funzione dello stato di conservazione delle infrastrutture. Nel complesso tali fattori, unitamente alla persistente non sostenibilità della generazione elettrica da carbone, potrebbero ridurre nel breve termine l’efficacia della misura governativa, fermo restando che la finalità dell’intervento non è quella di una risposta contingente e immediata, bensì di una disposizione orientata a un orizzonte temporale più esteso.

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