Redazione
La scadenza del 2025 per l’uscita dal carbone non è più il riferimento operativo del sistema energetico italiano. Con il decreto bollette, il governo apre alla possibilità di mantenere disponibili le centrali fino al 2038, estendendo di oltre un decennio l’orizzonte indicato dal Piano nazionale energia e clima. Non si tratta di un ritorno al carbone come fonte stabile, ma di una modifica più profonda: il carbone resta nel sistema, pronto a entrare in funzione quando le condizioni lo richiedono.
Il passaggio è avvenuto senza una revisione formale del quadro strategico, ma attraverso un intervento normativo mirato. Alcuni emendamenti presentati dalla Lega e da Azione, poi recepiti nel decreto, hanno introdotto la possibilità di utilizzare gli impianti anche oltre la scadenza originaria. La scelta si colloca in una fase segnata da volatilità dei mercati energetici, tensioni geopolitiche e incertezza sugli approvvigionamenti. È su questo sfondo che il carbone cambia ruolo, passando da tecnologia da dismettere a infrastruttura di sicurezza.
Il phase-out si allunga di tredici anni
Il Piano nazionale energia e clima aveva fissato un obiettivo preciso: uscita dal carbone entro dicembre 2025, con una deroga limitata per la Sardegna, legata ai tempi di sviluppo delle infrastrutture alternative. Quel traguardo era stato costruito su una combinazione di fattori: crescita delle rinnovabili, disponibilità di gas come fonte di transizione, sviluppo delle reti e degli accumuli. Nel giro di pochi anni, il contesto è cambiato.
La crisi energetica innescata nel 2022, con la riduzione dei flussi di gas russo verso l’Europa, ha costretto molti Paesi a rivedere le proprie strategie. In Italia, il carbone è tornato a essere utilizzato in via temporanea per compensare la riduzione delle forniture di gas. Non si è trattato di una scelta strutturale, ma di una risposta a una fase di emergenza. Con il decreto bollette, questa logica viene estesa nel tempo.
La proroga al 2038 non coincide con un nuovo calendario ufficiale di uscita. Non esiste, allo stato attuale, un documento programmatico che sostituisca il 2025 con una nuova data definitiva. L’intervento normativo introduce invece una finestra temporale più ampia all’interno della quale le centrali possono essere mantenute disponibili e, se necessario, utilizzate. In termini operativi, il phase-out perde la sua dimensione vincolante e diventa un processo condizionato da fattori esterni.
Il dibattito politico riflette questa ambiguità. Il ministro per gli Affari europei e il Pnrr, Tommaso Foti, ha difeso la scelta affermando che “tutte le fonti di energia, almeno nell’immediato, devono essere utilizzate al meglio”. I deputati della Lega in Commissione Attività produttive hanno definito la proroga “giusta e responsabile”, collegandola alla necessità di garantire sicurezza energetica, competitività industriale e tutela delle famiglie.
Le critiche si concentrano su due aspetti: da un lato, l’impatto ambientale di una tecnologia ad alta intensità emissiva, dall’altro, l’effettiva utilità operativa degli impianti, molti dei quali risultano inattivi da anni. Andrea Orlando ha parlato di “chiacchiere pericolose e propaganda”, sottolineando le difficoltà tecniche legate a una eventuale riattivazione. Angelo Bonelli ha definito la scelta un segnale di “climafreghismo”.
Al di là delle posizioni politiche, il dato rilevante è che il sistema energetico italiano non prevede più un’uscita ravvicinata dal carbone. Le centrali restano parte dell’architettura complessiva, anche se in una funzione diversa rispetto al passato.
Il fattore gas nel mercato elettrico
La decisione di estendere l’orizzonte operativo del carbone si inserisce in un quadro dominato dalla volatilità dei prezzi del gas. Il mercato elettrico europeo continua a essere fortemente influenzato dal costo della generazione marginale, che in molti casi coincide con il gas. Quando il prezzo del gas aumenta, trascina con sé il prezzo dell’elettricità, con effetti immediati su imprese e consumatori.
Secondo le stime del ministero dell’Ambiente, l’utilizzo del carbone tornerebbe economicamente sostenibile in presenza di un prezzo del gas stabilmente superiore ai 70 euro per megawattora. Negli ultimi mesi, i valori si sono attestati intorno ai 55 euro, ma l’andamento resta esposto a fattori geopolitici difficilmente prevedibili. Le tensioni in Medio Oriente, così come le dinamiche del mercato del Gnl, continuano a incidere sui flussi e sui prezzi.
In questo contesto, il carbone viene considerato una sorta di opzione di riserva. Non è la soluzione più efficiente dal punto di vista economico né quella più compatibile con gli obiettivi climatici, ma rappresenta una tecnologia disponibile, in grado di essere attivata in tempi relativamente brevi rispetto ad altre alternative. La sua convenienza dipende da un equilibrio delicato tra costo del combustibile, prezzo del carbonio e condizioni del mercato.
Il sistema europeo di scambio delle emissioni, l’Ets, è un elemento decisivo. Il costo delle quote di Co₂ incide direttamente sulla competitività del carbone rispetto al gas e alle rinnovabili. Il governo italiano ha più volte sollevato la questione di un possibile allentamento delle regole, almeno in situazioni di emergenza. Senza un intervento su questo fronte, il carbone resta penalizzato dal punto di vista economico.
La Commissione europea mantiene una posizione prudente. La portavoce Anna-Kaisa Itkonen ha chiarito che eventuali misure nazionali saranno valutate caso per caso, sulla base di proposte concrete. Il quadro normativo europeo non esclude interventi temporanei, ma richiede coerenza con gli obiettivi di lungo periodo.
Il legame tra prezzo del gas e sicurezza del sistema è il punto più rilevante. Il carbone non viene reintrodotto come scelta strutturale, ma come strumento per gestire situazioni di stress del mercato. La sua presenza nel mix energetico incide indirettamente anche sui prezzi, perché aumenta la disponibilità di capacità di generazione e riduce il rischio di squilibri tra domanda e offerta.
Le centrali restano nel sistema come riserva
Le principali centrali a carbone italiane – Civitavecchia, Brindisi, Sulcis e Fiume Santo – non sono state dismesse. In molti casi, la produzione è stata ridotta o sospesa, ma gli impianti sono rimasti in condizioni tali da poter essere riattivati. Negli ultimi anni, il ministero dell’Ambiente ha più volte fatto riferimento alla possibilità di mantenerli “in riserva”, soprattutto per gli impianti di Brindisi e Civitavecchia.
Il decreto bollette consente di fare un passo ulteriore, prevedendo la possibilità di utilizzo oltre il 2025. Questo non implica un ritorno a pieno regime della produzione da carbone, ma introduce una maggiore flessibilità nella gestione del parco impianti. Le centrali diventano una componente del sistema di sicurezza, al pari di altre infrastrutture energetiche utilizzate solo in condizioni particolari.
La riattivazione degli impianti non è immediata. Richiede interventi tecnici, verifiche operative e tempi che possono variare a seconda dello stato di conservazione delle strutture. Questo elemento è al centro delle critiche di chi ritiene la misura poco efficace nel breve periodo. Tuttavia, la logica dell’intervento non è quella di una risposta immediata, ma di una disponibilità nel medio termine.
Il mantenimento delle centrali comporta anche costi. Gli impianti devono essere conservati, il personale formato, le infrastrutture mantenute operative. Questi costi rientrano nella logica del capacity market, che remunera la disponibilità di capacità di generazione indipendentemente dall’effettiva produzione. È un meccanismo pensato per garantire la stabilità del sistema elettrico in presenza di una crescente quota di fonti intermittenti.
Il carbone, in questo schema, assume una funzione specifica. Non è la tecnologia più flessibile né la più efficiente, ma rappresenta una capacità installata già esistente, che può essere mantenuta a un costo inferiore rispetto alla costruzione di nuovi impianti. La sua presenza riduce il rischio di carenze di capacità in situazioni di picco della domanda o di riduzione della produzione da altre fonti.
Anche altri Paesi rivedono il phase-out
L’Italia non è un caso isolato. In diversi Paesi, il carbone continua a essere utilizzato come strumento di gestione delle crisi energetiche, anche in presenza di obiettivi climatici ambiziosi. Negli Stati Uniti, l’amministrazione di Donald Trump ha rimosso alcuni vincoli sulle emissioni, facilitando l’utilizzo delle centrali esistenti. In Germania, dove l’uscita dal carbone è prevista nel 2038, il governo non esclude possibili rinvii in funzione delle condizioni del mercato energetico.
In Asia, il quadro è ancora più articolato. Il Giappone ha deciso di aumentare temporaneamente il ricorso al carbone, sospendendo alcune restrizioni operative per le centrali più datate. La decisione è stata motivata con la necessità di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti in un contesto internazionale instabile, pur mantenendo l’obiettivo della neutralità carbonica al 2050.
Le Filippine, fortemente dipendenti dal carbone per la produzione di elettricità, hanno annunciato un incremento della produzione interna per contenere l’aumento delle tariffe, legato al rialzo dei prezzi del gas naturale liquefatto. La possibilità di aumentare le importazioni di carbone dall’Indonesia resta aperta, in funzione dell’evoluzione dei mercati.
Questi esempi indicano una tendenza comune. Il carbone non viene reintrodotto come pilastro del sistema energetico, ma resta una tecnologia utilizzata in funzione delle condizioni economiche e geopolitiche. La sua presenza nel mix energetico varia nel tempo, in risposta a fattori esterni.
Nel caso italiano, la proroga al 2038 si inserisce in questo quadro. Le centrali a carbone restano disponibili, non come elemento centrale della produzione, ma come parte di un sistema che deve gestire contemporaneamente transizione energetica, sicurezza degli approvvigionamenti e stabilità dei prezzi.
