Come noto, il Dl Bollette n. 21/2026, nel testo modificato dal Parlamento, introduce la possibilità di posticipare l’uscita dal carbone fino al 2038, consentendo di mantenere disponibili gli impianti oltre il phase out previsto al 2025.
Una scelta che però, alla luce dei dati disponibili, rischia di avere un impatto limitato sul sistema elettrico, senza effetti concreti sui prezzi, con possibili costi aggiuntivi per i consumatori e un danno alla credibilità internazionale del nostro paese.
Le centrali sono già ferme, non competitive e, in alcuni casi, prive delle autorizzazioni necessarie per operare, mentre abbiamo sottoscritto impegni per abbandonare questa fonte.
Impianti già fuori dal mercato
In Italia restano 4 centrali a carbone per circa 4,7 GW: due in Sardegna (Sulcis e Fiume Santo) e due sul continente (Brindisi e Civitavecchia).
I due siti sardi, da circa 600 MW ciascuno, sono classificati come “essenziali” e resteranno tali fino al 31 dicembre 2028, con pieno reintegro dei costi stabilito da Arera. Diversa la situazione per Brindisi e Civitavecchia, che risultano di fatto inattivi da tempo.
Nel 2025 non hanno generato energia. Già nel 2024 la produzione era quasi nulla, con appena 0,3 TWh a Civitavecchia e zero a Brindisi.
Nel 2023 avevano contribuito con circa 6 TWh nei primi nove mesi, durante la fase di massimizzazione legata alla crisi del gas, ma la generazione era poi crollata a 0,6 TWh nell’ultimo trimestre.
Nel complesso, nel 2025 il carbone ha coperto appena l’1,1% della produzione elettrica nazionale, con 2,9 TWh.
Una fonte non competitiva
Il principale motivo dello stop è economico. Come sottolinea anche un’informativa Mase di fine 2025, il differenziale di costo tra carbone e cicli combinati a gas è stato tra 20 e 40 €/MWh nel 2024 e nel 2025, a sfavore del carbone, anche per l’impatto delle quote ETS.
Ciò rende gli impianti non operabili senza perdite e gli operatori hanno quindi preferito utilizzare la capacità a gas.
Anche per questo motivo, l’eventuale ritorno del carbone avrebbe effetti positivi sui prezzi elettrici solo in scenari che vedano impennarsi i prezzi del gas: il ministro Picchetto parla di rimettere in funzione le centrali solo con costi della materia prima gas oltre i 70 euro/MWh, soglia oltre la quale il carbone potrebbe tornare temporaneamente competitivo.
Oggi però il gas in Europa quota su livelli sensibilmente inferiori: tra circa 45 e 55 €/MWh nelle ultime settimane, con picchi recenti poco sopra i 60 €/MWh legati alle tensioni geopolitiche e alle interruzioni del Gnl.
Scenari di crisi, come quello legato al Medio Oriente, potrebbero sì spingere i prezzi più in alto nel breve periodo, ma restiamo comunque lontani dai livelli estremi osservati durante la crisi energetica del 2022, quando il gas sul TTF superò i 300 €/MWh, arrivando fino a circa 340-345 €/MWh.
Costi a perdere e dubbi europei
Nonostante la scarsa o nulla produzione, gli impianti a carbone italiani sono stati mantenuti disponibili per ragioni di sicurezza del sistema.
Tra luglio 2024 e luglio 2025, sempre secondo dati Mase, il costo è stato pari a 78,3 milioni di euro: circa 29,9 milioni per Brindisi e 48,4 milioni per Civitavecchia, a fronte di una produzione praticamente nulla.
La Commissione europea, a febbraio 2025, ha peraltro espresso dubbi sulla compatibilità di queste spese con le norme sugli aiuti di Stato, come emerge dalla stessa informativa Mase diffusa a dicembre.
Dal 1° gennaio 2026, inoltre, le centrali di Brindisi e Civitavecchia non sono più autorizzate a bruciare carbone; un eventuale ritorno in esercizio richiederebbe nuove autorizzazioni integrate ambientali, con tempi incerti e possibile opposizione a livello locale.
Questo limita ulteriormente la possibilità di un utilizzo effettivo degli impianti nel medio periodo.
Continente come la Sardegna
Le uniche centrali operative sono quelle sarde, ma operano fuori da una logica di mercato. Sono mantenute attive per esigenze di sicurezza, in attesa del completamento del Tyrrhenian Link e di nuove infrastrutture energetiche, beneficiando di un regime di pieno reintegro dei costi.
L’Italia ha fissato l’uscita dal carbone entro il 2025 già con la Strategia energetica nazionale del 2017, obiettivo poi confermato nel Pniec 2019 e nell’aggiornamento 2024. Per la Sardegna è prevista una tempistica più lunga, fino al 2028, legata allo sviluppo delle infrastrutture.
Nel 2024 Enel aveva anche chiesto di anticipare la chiusura delle centrali di Brindisi e Civitavecchia a giugno, richiesta poi non accolta per ragioni di sicurezza legate al rischio di carenze gas.
Ora la norma del Dl Bollette che, per motivi di sicurezza, vuole posticipare la chiusura al 2038 a livello nazionale.
Le valutazioni di Ecco: misura poco utile e onerosa
Secondo l’analisi del think tank Ecco Climate, firmata da Francesca Andreolli, la proroga al 2038 appare poco coerente con la struttura attuale del sistema elettrico.
Il phase out è già nei fatti completato. Gli impianti sono fermi, non competitivi e fuori dai meccanismi di mercato come il capacity market, argomenta l’esperta. Mantenere il carbone disponibile fino al 2038 rischia quindi di generare solo costi aggiuntivi, senza benefici sui prezzi. Alla luce dei dati disponibili, la proroga sembra avere un impatto operativo molto ridotto, si spiega.
Più che una leva sui prezzi, la norma appare come una misura di sicurezza marginale, che non incide sulle cause strutturali del caro energia.
A livello internazionale, osserva poi Ecco, la proroga del carbone rischia di indebolire la credibilità del Paese, segnalando instabilità regolatoria, scoraggiando gli investimenti e riducendo il peso diplomatico dell’Italia.
La misura, infatti, a fronte di benefici nulli e maggiori emissioni, contraddice gli impegni assunti alla COP26 e con l’accordo G7 del 2024 per l’uscita dal carbone entro il 2035, ponendosi in tensione con l’articolo 9 della Costituzione, che impone la tutela dell’ambiente anche nell’interesse delle future generazioni, ed esponendo il Paese a possibili rischi legali e isolamento politico.
