1,25% del mix elettrico italiano nel 2025, in dismissione. La proroga al 2038 è legge, ma gli impianti continentali sono fermi e senza autorizzazione ambientale.
Il fossile più inquinante — quasi uscito dal sistema italiano
| 💰 Costo | 43–69 €/MWh | di sole quote CO₂, con il sistema ETS europeo a 50–80 €/tCO₂. Il prezzo all'ingrosso medio 2025 è stato 115,9 €/MWh: le quote da sole ne coprono il 37–60%, prima del combustibile e della manutenzione degli impianti. Dal 2026 questo costo può non restare tutto a carico del produttore🟡 L'articolo 6 della legge 49/2026 (conversione del decreto-legge 21/2026) prevede il rimborso di specifici oneri sul gas naturale usato per produrre elettricità — misura che riguarda il gas, non il carbone, compresi quelli sostenuti per acquistare i permessi di emissione ETS, con contestuale ridistribuzione degli oneri sui prelievi di energia elettrica. L'attuazione è affidata ad ARERA. La cifra qui riportata misura il costo delle quote, non quanto ne resti a carico dell'impianto dopo il rimborso. Fonte: Camera dei deputati, scheda sul D.L. 21/2026 →. |
| ⚡ Efficienza | 33–45% | dell'energia contenuta nel combustibile diventa elettricità; il resto si disperde come calore. Servono ore per accendere o spegnere un impianto. |
| 🌿 Sostenibilità | 862,4 gCO₂/kWh | Ogni kilowattora bruciato mette in atmosfera 862 grammi di anidride carbonica (ISPRA 2026, produzione lorda). La media di tutta la produzione elettrica italiana nel 2025 è stata 213,8 gCO₂/kWh. Oltre alla CO₂: particolato, SO₂, NOₓ e mercurio. |
| 🏭 Stato in Italia | 2 impianti su 4 | operativi, entrambi in Sardegna (Sulcis e Fiume Santo), come servizio essenziale. Gli impianti continentali (Brindisi, Civitavecchia) sono fermi e senza autorizzazione ambientale dal 1° gennaio 2026. La Legge 49/2026 ha prorogato il phase-out al 2038 — ma è una norma abilitante, non un obbligo di produzione. |
Per chi vuole approfondire
Lo stato reale degli impianti italiani a carbone
L'Italia ha quattro centrali a carbone. La situazione al luglio 2026 è molto diversa da quella che la proroga al 2038 potrebbe far immaginare:
| Impianto | Potenza | Stato | Note |
|---|---|---|---|
| Brindisi Sud (ENEL, Puglia) | 2.640 MW | FERMA | Ferma dal 2024. Produzione 2025: 0 TWh. |
| Torrevaldaliga Nord (ENEL, Civitavecchia) | 1.980 MW | FERMA | AIA (Autorizzazione Integrata Ambientale) scaduta il 1° gennaio 2026. Produzione 2025: 0 TWh. Non operabile senza nuova autorizzazione — iter che dura anni. |
| Sulcis-Portovesme (Sardegna) | 240 MW | OPERATIVA | Servizio essenziale per la Sardegna. Proroga Terna fino al 2027. Produce quasi tutto il carbone residuo italiano. |
| Fiume Santo (EP Produzione, Sardegna) | 560 MW | OPERATIVA | Servizio essenziale per la Sardegna. Proroga Terna fino al 2028. |
La Legge 49 del 10 aprile 2026 (conversione del DL Bollette) ha spostato il phase-out del carbone dal 2025 al 2038. Questa è una norma abilitante — fissa un termine ultimo di operatività, non un obbligo o una previsione di utilizzo continuativo.
Gli impianti continentali (Brindisi e Civitavecchia) non possono oggi essere riavviati senza nuove autorizzazioni ambientali — un iter che richiederebbe anni di procedimenti amministrativi. La "riserva strategica" è reale solo sulla carta per gli impianti continentali.
Le motivazioni ufficiali della proroga: sicurezza del sistema elettrico in caso di emergenza, e specificità della Sardegna (non collegata adeguatamente alla rete continentale). Le critiche (ECCO, QualEnergia): gli impianti continentali non sono operabili, la proroga ha un costo reputazionale per l'Italia senza benefici reali di sicurezza.
Il sistema ETS e il costo del carbone
Il sistema ETS europeo (Emission Trading System — sistema di scambio delle quote di emissione) obbliga i produttori di energia a pagare per ogni tonnellata di CO₂ emessa. Con prezzi ETS tra 50 e 80 €/tCO₂, e con il carbone che emette 862,4 gCO₂/kWh (ISPRA 2026, produzione lorda), il solo costo delle quote ETS aggiunge 43–69 €/MWh al costo di produzione da carbone.
Questo è il principale motivo per cui il carbone è uscito dal mercato europeo nella maggior parte dei paesi: non per una scelta ideologica, ma perché il mercato lo ha reso non competitivo rispetto al gas e alle rinnovabili nella maggior parte delle condizioni operative.
Sicurezza e incidenti
Gli incidenti. Il rischio più grave del carbone, nella storia, è stato quello delle miniere. L'8 agosto 1956, nella miniera di carbone del Bois du Cazier a Marcinelle, in Belgio, morirono 262 minatori, 136 dei quali italiani; in quella data l'Italia celebra la Giornata nazionale del sacrificio del lavoro italiano nel mondo (Ministero degli Affari esteri).
Anche le centrali producono rifiuti pericolosi: le ceneri. Il 22 dicembre 2008, a Kingston, negli Stati Uniti, cedette l'argine che conteneva le ceneri di una centrale a carbone e circa 5,4 milioni di iarde cubiche di fanghi🟡 L'Agenzia per la protezione dell'ambiente degli Stati Uniti dà il volume nell'unità di misura americana; non lo abbiamo convertito. Secondo la stessa agenzia, i pozzi privati controllati nei dintorni, oltre 100, rispettavano gli standard dell'acqua potabile. Fonte: EPA, Regione 4 → finirono in un ramo del fiume Emory (EPA).
La salute nel funzionamento normale. Il problema principale è l'aria. L'Agenzia europea dell'ambiente calcola il costo per la salute e l'ambiente delle emissioni degli impianti industriali europei e indica il settore dell'energia come la prima fonte, con circa la metà del totale. Nel 2021 metà dei 50 impianti più inquinanti d'Europa, 25, erano centrali termoelettriche, la maggior parte in Germania e Polonia; 23 di queste 25 bruciano lignite o carbone (Agenzia europea dell'ambiente). Sono stime ottenute con metodi economici, non conteggi di malati.
In Italia, uno studio sui residenti di Brindisi e dei comuni vicini ha trovato un'associazione fra le emissioni delle centrali termoelettriche, tra cui quella a carbone di Cerano, e la salute dei residenti, in particolare le malattie cardiovascolari e respiratorie. Gli autori avvertono che le emissioni delle centrali e del polo petrolchimico sono legate tra loro, per cui «non è possibile attribuire gli effetti in maniera univoca ad un particolare impianto rispetto ad un altro», e che l'effetto osservato negli ultimi anni, con meno inquinamento, «potrebbe essere interpretata come una conseguenza di esposizioni pregresse» (Agenzia regionale per la salute della Puglia, 2017). È un'associazione statistica, non una prova di causa.
Le stime che esistono, e perché non sono solo del carbone. Una stima pubblica dei decessi dovuti alle sole centrali a carbone non l'abbiamo trovata. Esistono però una stima di parte e due stime pubbliche più ampie🟡 Perché le riportiamo. Le due stime pubbliche non riguardano solo il carbone: quella sull'Italia comprende l'inquinamento da tutte le fonti (riscaldamento delle case, traffico, industria, produzione di elettricità), quella europea tutti gli impianti industriali. Non si possono quindi attribuire al carbone, né se ne può ricavare la quota del carbone con un calcolo nostro. Le riportiamo perché sono il dato pubblico più vicino alla domanda e aiutano a capire di che cosa si parla quando si parla di aria e salute. Per l'Italia, l'ISPRA indica che nel 2024 la produzione di elettricità e calore, carbone compreso, pesava per il 3% degli ossidi di azoto emessi; la prima fonte di polveri sottili è il riscaldamento delle case. Fonti: sezione 07b del contesto →, che riportiamo perché danno l'ordine di grandezza del problema.
- Per le sole centrali a carbone dell'Unione europea, una stima di quasi 23.000 morti premature nel 2013 è stata pubblicata nel 2016 nel rapporto «Europe's Dark Cloud» (fonte non istituzionale)🟡 Questa stima non viene da un ente pubblico ma da una coalizione di organizzazioni ambientaliste e sanitarie. La riportiamo perché è l'unica che abbiamo trovato riferita al solo carbone, e la indichiamo per quello che è: lo studio di organizzazioni non governative, non di un ente pubblico. Il dato si riferisce al 2013 e non è stato aggiornato da un ente pubblico. Il comunicato non riporta una cifra per l'Italia. Fonte: ClientEarth, 7 luglio 2016 →.
- In Italia, nel 2023, l'Agenzia europea dell'ambiente stima 43.083 decessi attribuibili alle polveri sottili PM2,5, sopra il livello raccomandato dall'Organizzazione mondiale della sanità: tutte le fonti insieme. I dettagli sono nella sezione 07b del contesto.
- In tutta Europa l'inquinamento dell'aria prodotto dagli impianti industriali ha avuto fra il 2012 e il 2021 un costo per la salute e l'ambiente stimato fra 268 e 428 miliardi di euro all'anno, e il settore dell'energia ne vale circa la metà (Agenzia europea dell'ambiente). È una stima economica, che dà un valore in denaro a malattie e anni di vita persi.
Le regole. Secondo l'Agenzia europea dell'ambiente, quasi l'80% della riduzione dei costi per la salute e l'ambiente dell'inquinamento industriale nel periodo 2012-2021 viene dal settore dell'energia, grazie all'applicazione delle «migliori tecniche disponibili» imposte dalle direttive europee sui grandi impianti di combustione e sulle emissioni industriali, e al passaggio dal carbone al gas e alle rinnovabili (AEA).
Cercato e non trovato. Una stima pubblica dei decessi attribuiti in Italia alle sole centrali a carbone.
Si dice / I dati dicono
| Si dice... | I dati dicono... |
|---|---|
| "Il carbone serve come riserva strategica per garantire la sicurezza del sistema" | La motivazione è parzialmente valida per la Sardegna, che non ha connessioni elettriche adeguate con il continente. Per gli impianti continentali (Brindisi, Civitavecchia) la "riserva strategica" è teorica: sono fermi, senza AIA, e non potrebbero essere riavviati se non dopo anni di iter autorizzativi. La sicurezza del sistema continentale viene garantita da altre fonti (gas, pompaggio, interconnessioni europee). |
| "La proroga al 2038 significa che l'Italia userà il carbone per altri 12 anni" | Non necessariamente: la norma permette di usarli, non obbliga. Gli impianti continentali non sono oggi operabili senza nuove AIA. In pratica, l'unica produzione reale di carbone in Italia nel 2025 è venuta dalla Sardegna (2,9 TWh totali). La proroga è una "assicurazione" normativa, non un piano produttivo. |
| "Il carbone pulito (con cattura della CO₂) è la soluzione" | La cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) applicata al carbone è tecnicamente possibile ma non economicamente competitiva agli attuali livelli di costo. Nessun impianto commerciale con CCS su carbone è operativo in Europa. L'IEA segnala che il CCS sul carbone non gioca un ruolo rilevante negli scenari net zero al 2050 — i costi restano troppo alti rispetto alle alternative. |
| "Il carbone italiano è già stato eliminato" | Dipende da cosa si intende: nella norma, il phase-out è stato prorogato al 2038 (falso che sia eliminato). Nella pratica degli impianti continentali, sono fermi e non operabili (vero che sono usciti dal mercato). Per la Sardegna, il carbone è ancora operativo come servizio essenziale (né eliminato né in dismissione immediata). Le tre affermazioni sono tutte vere contemporaneamente — per motivi diversi. |
Il percorso verso la dismissione
Per questa scheda il Blocco 4 non riguarda "innovazioni in arrivo" ma il percorso verso la dismissione definitiva degli impianti — l'unico scenario coerente con gli obiettivi climatici.
Per gli impianti continentali (Brindisi, Civitavecchia): la dismissione è già di fatto avvenuta. Il percorso formale richiede la procedura di decommissioning, la bonifica del sito e la gestione delle ceneri di carbone già accumulate.
Per la Sardegna: il problema è più complesso. La Sardegna non ha connessioni elettriche adeguate con il continente — il cavo Sapei (Sardegna–Lazio) ha capacità limitata. Finché non sarà potenziata l'interconnessione o non ci saranno sufficienti fonti rinnovabili e accumuli locali, le centrali a carbone sarde restano un servizio essenziale difficilmente sostituibile nel breve termine. Il PNIEC 2024 (Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima) prevede il potenziamento del cavo Tirso entro il 2030.
Il costo del decommissioning: smantellare una centrale a carbone ha costi significativi — stimati in centinaia di milioni di euro per ciascuno degli impianti maggiori. Chi paga (l'operatore, lo Stato, i consumatori) è parte del negoziato sul phase-out. La Finlandia ha usato fondi ETS per finanziare il decommissioning anticipato dei suoi impianti.