Il decreto Bollette rischia di essere debole nella capacità di riduzione del costo dell’energia elettrica, visto l’emendamento che prevede la proroga della chiusura delle centrali a carbone dal 2025 al 2038. A dirlo è Ecco, il think thank italiano per il clima. Secondo l’associazione, la scelta del rinvio dello stop al carbone si inserisce in un panorama globale dove la transizione energetica è messa alla prova da nuovi shock geopolitici. Il via libera definitivo al decreto era arrivato lo scorso 9 aprile, quando il testo era stato approvato in Senato con 102 voti favorevoli, 64 contrari e 2 astenuti.
Le ragioni che spingono altri Paesi a riconsiderare il carbone sono radicalmente diverse da quelle italiane, sostiene Ecco. In svariate economie, specialmente nel Sud-Est asiatico, la crisi dovuta al blocco dello stretto di Hormuz ha evidenziato le fragilità del gas come combustibile di transizione. Così, alcuni governi hanno deciso di rallentare l’abbandono del carbone come misura di sicurezza immediata e passare direttamente alle rinnovabili per eliminare la vulnerabilità legata al gas. In tali contesti, le forti relazioni con la Cina sulle tecnologie pulite accelera l’applicazione. Di segno opposto è la deriva isolazionista degli Stati Uniti, dove recenti politiche hanno stanziato risorse pubbliche per un anacronistico ritorno al carbone.
Al contrario, il gruppo spiega che in Italia la generazione a carbone è diventata strutturalmente diseconomica: dato che il completamento del processo di phase-out sarebbe dovuto accadere nel 2025, quindi, dell’incidenza delle quote Ets nella formazione dei prezzi e dell’esclusione di tali centrali dal capacity market. La norma prevista dal decreto Bollette che fissa il phase-out definitivo delle centrali al 2038 appare molto scoordinata rispetto alle esigenze della crisi di oggi e la necessità di impostare una strategia energetica di lungo periodo.
Le centrali non sono in grado di fornire elettricità a un prezzo inferiore al già elevato prezzo del gas e un loro mantenimento al 2038 introduce un costo ulteriore per il sistema elettrico. Seguire la logica di un ritorno al carbone significa ignorare la specificità del sistema elettrico nazionale che ha già “comprato” la sicurezza tramite il capacity market e che necessita solo di stabilità normativa per sbloccare gli investimenti in rinnovabili, reti e accumuli e accelerare la transizione per uscire dal gas.
Tali centrali non rientrano nel meccanismo di remunerazione del capacity market che è proprio finalizzato a contrattualizzare capacità in sostituzione di quella a carbone da dismettere. In assenza di tali sussidi e con un differenziale di costo variabile tra carbone e cicli combinati a gas costantemente sfavorevole, soprattutto nella seconda metà del 2025, la gestione degli impianti risulta in perdita sistematica. Nel confronto con il gas, la bassa efficienza termica dei vecchi gruppi a carbone e la maggior intensità carbonica fanno sì che il costo marginale di queste unità, su cui grava l’acquisto delle quote Ets, risulti superiore a quello del gas.
Non solo, continua Ecco: l’inclusione di questa norma all’interno di un decreto che chiede all’Europa di permettere al sistema elettrico italiano di bypassare il meccanismo Ets per la produzione a gas rischia di essere inteso come un ulteriore segnale di attrito rispetto agli obiettivi della politica energetica europea, che, al contrario, conferma il Green Deal e la transizione come lo strumento su cui costruire la competitività e la sicurezza energetica.
Il phase-out del carbone nel sistema termoelettrico italiano rappresenta infatti la misura più significativa di riduzione delle emissioni di CO2 del sistema energetico, a fronte di un incremento delle emissioni nel settore dei trasporti. Rimangono stabili le emissioni nel settore domestico, solo recentemente diminuite per effetto della reazione dei consumatori al caro energia e di temperature invernali più calde.
È già finita l’era delle centrali a carbone in Italia
L’Italia dispone di quattro centrali elettriche a carbone con una potenza, a fine 2025, di circa 4,7 GW. Di questi, 1,0 Gw sono utilizzati dalle centrali in Sardegna di Sulcis/Portovesme (Enel) e Fiume Santo/Porto Torres (Ep Produzione). I restanti 3,7 Gw si trovano a Brindisi Sud e Torrevaldaliga Nord/Civitavecchia (entrambe di Enel).
Da oltre cinque anni, spiega Ecco, la produzione di energia elettrica da carbone è in netta decrescita. In particolare, nel 2024 e 2025 la generazione si è praticamente azzerata: la centrale di Brindisi è ferma dal 2024, mentre quella di Civitavecchia ha prodotto solamente 0,3 TWh nel 2024, zero nel 2025. Come si legge nell’informativa in Consiglio dei ministri di Gilberto Pichetto Fratin, queste centrali non appaiono economicamente operabili senza incorrere in perdite.
Nel 2022 e 2023 la centrale di Brindisi e quella di Civitavecchia hanno prodotto, rispettivamente, 13 e 6,6 TWh di energia: esigenze dovute alla guerra in Ucraina, che ha portato alla decisione del Ministero di massimizzazione la produzione a carbone per ridurre la domanda termoelettrica di gas. Nel 2025 le due centrali sono rimaste ferme per mancanza di competitività economica rispetto alle altre tecnologie disponibili: una motivazione indicata da Enel stessa.
Gli unici impianti che hanno generato energia nel 2025 sono le unità sarde, che operano sotto uno speciale regime normativo di “servizio essenziale” stabilito dal regolatore dell’energia Arera non per ragioni economiche, ma per ragioni di sicurezza legate del completamento del cavo sottomarino Tyrrhenian Link e dello sviluppo degli accumuli. Per questo sono ammesse ad un regime di pieno reintegro dei costi. Opzione non certo indicata in ottica di riduzione dei costi complessivi del servizio.
Nel 2026 la produzione a carbone ha visto il sostanziale completamento della dismissione delle centrali sul Continente: 0,3 TWh nei primi due mesi dell’anno, che ha segnato un -32% rispetto allo stesso periodo del 2025, secondo il think thank.
L’utilizzo di queste centrali è economicamente non competitivo e mantenerle in servizio ha determinato un costo di 78,3 milioni di euro tra il luglio del 2024 e il luglio del 2025. Tale costo, secondo la Commissione europea, è difficilmente compatibile con le norme in materia di aiuti di Stato e con la legislazione settoriale. Anche Enel, senza un riconoscimento dei costi, si è informalmente resa indisponibile a mantenerle in servizio.
Inoltre, entrambe le centrali hanno perso l’autorizzazione ambientale a bruciare carbone dal 1° gennaio 2026. Riattivarle, continua Ecco, richiederebbe nuovi decreti di autorizzazione integrata ambientale (Aia), un processo che complica ulteriormente l’applicabilità della norma e soggetto a una significativa opposizione legale e delle comunità locali.
Il ritorno al carbone è quindi inverosimile: il processo di phase-out delle centrali a carbone in Italia, iniziato nel 2017, è giunto oramai a completamento, gli operatori non dispongono di incentivi finanziari per il rientro in esercizio degli asset a carbone e dunque l’effetto di riduzione del prezzo dell’energia elettrica è nullo, se non negativo. La capacità attivabile è infatti marginale, inefficiente e supporta l’intero costo delle quote Ets. Enel stessa dichiara di avere necessità di un riconoscimento dei costi per mantenere in operatività i suoi impianti. Tali costi, pari a quasi 80 milioni di euro per 12 mesi, risulterebbero un ulteriore onere a carico dei consumatori finali, esposti peraltro all’incompatibilità con il regime degli aiuti di Stato, conclude Ecco.
