Nell’ultimo anno, tenere accese le centrali a carbone è costato all’Italia 78,3 milioni di euro

A fine 2025 l’Italia dispone di quattro centrali elettriche a carbone con una potenza di circa 4,7 GW, di cui 1,0 GW in Sardegna (Sulcis/Portovesme di Enel e Fiume Santo/Porto Torres di EP Produzione) e circa 3,7 GW sul Continente (Brindisi Sud e Torrevaldaliga Nord/Civitavecchia, entrambe di Enel).  

In base ai dati messi in fila dal think tank climatico Ecco, negli ultimi cinque anni la produzione di energia elettrica da carbone è in netta decrescita. In particolare, nel 2024 e 2025 la generazione si è praticamente azzerata nel Continente: Brindisi è ferma dal 2024 mentre Civitavecchia ha prodotto solamente un 0,3 TWh nel 2024 e nulla nel 2025. Come la stessa informativa del Ministro Gilberto Pichetto Fratin in Consiglio dei ministri osserva, esse non appaiono economicamente operabili senza incorrere in perdite. 

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 del 2026 segnando un -32% rispetto allo stesso periodo del 2025. Nel 2025 il carbone ha coperto solamente l’1,1% della produzione totale netta contribuendo con 2,9 TWh di energia, in calo del 15% rispetto ai 3,4 TWh del 2024.  

L’Italia si è assunta l’obiettivo di eliminare l’uso del carbone dalla produzione elettrica entro il 2025 già nel 2017 inserendolo all’interno della Strategia energetica nazionale (SEN). Lo ha poi confermato nel Piano nazionale integrato per l’energia e il clima (PNIEC) sia nella versione del 2019 che nell’aggiornamento del 2024, riconoscendo per gli impianti sardi la necessità di una tempistica più ampia, entro il 2028, subordinata al completamento del collegamento elettrico Tyrrhenian Link previsto per inizio 2029. 

Così ad oggi in Italia la generazione a carbone è diventata strutturalmente diseconomica a fronte del completamento del processo di phase-out, dell’incidenza delle quote ETS nella formazione dei prezzi e dell’esclusione di tali centrali dal capacity market.

In questo contesto, Enel aveva richiesto al Mase di anticipare la chiusura delle centrali di Brindisi e Civitavecchia già a fine giugno 2024. Tuttavia, pur a fronte di una situazione di generale adeguatezza della rete – secondo il parere di Terna –, il Mase ha preferito mantenerle attive fino a luglio 2025 per ragioni legate a possibili situazioni di emergenza dovute a scarsità nell’approvvigionamento di gas.  

L’utilizzo di queste centrali è economicamente non competitivo e mantenerle in servizio ha determinato un costo di 78,3 milioni di euro tra luglio 2024 e luglio 2025. Tale costo secondo la stessa Commissione europea è difficilmente compatibile con le norme in materia di aiuti di Stato e con la legislazione settoriale applicabile. 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 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.