Le récent amendement au décret sur les projets de loi (DL 21/2026) approuvé par la commission des activités productives de la Chambre des députés reporter au 31 décembre 2038 là désinvestissement définitif de centrales thermoélectriques a charbon en Italie. Avant que les usines puissent reprendre leurs activités normales, elles devront être renouvelées permis environnementaux et définir leur finalité : si un « régime de réserve de froid » (activation limitée en cas d’urgence) ou fonctionnement continu. Cette législation a été introduite en réponse à la crise énergétique et à la forte incertitude du marché induite par le conflit en cours au Moyen-Orient. Cependant, les observateurs de l’industrie sont soulagés des questions sur l’efficacité réelle de la manœuvre et son impact sur le système électrique national.
Les 4 centrales à charbon qui resteront actives
Fin 2025, l’Italie aura quatre centrales au charbon pour la production d’électricité, d’une puissance installée totale d’environ 4,7 GW. Deux sont situés en Sardaigne, Sulcis/Portovesme (Propriété Enel) e Rivière sacrée/Porto Torres (propriété EP Produzione), tandis que les deux autres sont situées sur le continent, Brindisi Sud Et Torrevaldaliga/Civitavecchia (les deux actifs d’Enel). En 2020, le gouvernement dirigé par Giuseppe Conte, à travers le PNIEC (Plan National Intégré Énergie et Climat), avait prévu le démantèlement des centrales électriques au charbon d’ici le 31 décembre 2025fournissant une spécification exception pour les deux usines situées en Sardaigne. Cette décision reposait sur des hypothèses telles que l’augmentation de la production d’électricité à partir de sources renouvelables, le développement de systèmes de stockage d’énergie et la disponibilité du gaz naturel comme combustible fossile de transition. En conséquence, au cours des cinq dernières années, la production d’électricité à partir du charbon en Italie a connu une baisse. contraction marquée.
Les usines de Brindisi Sud et Torrevaldaliga ont enregistré une production globale de 13,0 TWh (térawattheure) e 6.6 TWh dans la période de deux ans 2022-2023dans un contexte de maximisation de la production de charbon déterminé par l’augmentation significative du prix du gaz naturel, coïncidant avec l’aube du conflit russo-ukrainien. L’usine de Brindisi semble être arrêté de la 2024tandis que celui de Torrevaldaliga ne produisait que 0,3 TWh la même année e absence de la production d’électricité en 2025. L’utilisation de telles centrales électriques a été classée comme étant économiquement pas compétitif et la poursuite de leur exploitation a généré des pertes d’environ 78 millions d’euros sur la période juillet 2024-2025, selon une estimation élaborée par ECCO, un groupe de réflexion italien spécialisé dans la transition énergétique et le changement climatique.
En 2025, le soleil Les unités thermoélectriques au charbon encore en activité étaient celles situées en Sardaigne, dont le démantèlement avait déjà été reporté à 2028pour garantir la continuité de l’approvisionnement en électricité de l’île. Au sein d’un domaine spécifique mécanisme de régulation définies par l’ARERA (Autorité de Régulation de l’Energie, des Réseaux et de l’Environnement), ces centrales ont été qualifiées de «essentiel » et éligible au remboursement intégral des coûts, en attendant la mise en service complète de la ligne électrique sous-marine Tyrrhénienne, une infrastructure stratégique pour le système électrique sarde.
La raison de la prolongation : la crise énergétique
Les problèmes critiques liés à la crise énergétique actuelle ont conduit le gouvernement à reporter la fermeture des centrales électriques au charbon, afin de préserver en cas d’urgence, la disponibilité de toutes les sources de production d’électricité. Le conflit dans la zone du Moyen-Orient et les difficultés de navigation dans le détroit d’Ormuz compromettent les flux de pétrole brut des pays du Golfe vers les marchés occidentaux : dans ce contexte, l’Italie pourrait être confrontée à pertinent criticité de l’offre si l’instabilité géopolitique persiste. La décision d’étendre l’horizon d’exploitation du charbon intervient dans un scénario caractérisé par une forte volatilité des prix du gaz naturel. Sur le marché européen de l’électricité, le prix de l’électricité continue d’être fortement influencé par le coût de génération marginalequi dans de nombreux cas coïncide avec celui au gaz. Ainsi, l’augmentation du prix du gaz se traduit par une augmentation du coût de l’électricité, avec des impacts directs sur les entreprises et les consommateurs. L’extension jusqu’en 2038 introduit un une plus grande flexibilité dans la gestion des centrales à charbon, les qualifiant de actifs de sécurité et, à l’instar d’autres infrastructures énergétiques, en les réservant à une utilisation dans des conditions spécifiques.
Quel pourrait être l’impact de l’extension ?
Selon de nombreux analystes du secteur, le report à 2038 ce ne serait pas cohérent avec la structure du système électrique national actuel, dans lequel le suppression progressive (l’élimination) du charbon comme source d’énergie semble désormais achevée. En effet, les usines sont à l’arrêt et hors des mécanismes de marché, avec un différentiel de coûts systématiquement variable. défavorable par rapport à la production à cycle combiné au gaz. Selon les estimations de MASE (Ministère de l’Environnement et de la Sécurité énergétique), l’utilisation du charbon redeviendrait économiquement compétitive en présence d’un prix du gaz stablement supérieur à celui du charbon. 70 €/MWh. Ces dernières années, à l’exception des niveaux extrêmes enregistrés lors de la crise énergétique de 2022 où le gaz dépassait les 300 €/MWh, les valeurs de marché sont restées autour de 300 €/MWh. 55 €/MWhtout en restant exposé à des variables géopolitiques difficiles à prévoir.
En outre, la réactivation des centrales au charbon n’est pas un processus immédiatmais nécessite des interventions techniques, des contrôles fonctionnels et des délais de remise en état qui varient en fonction de l’état de conservation de l’infrastructure. Dans l’ensemble, ces facteurs, ainsi que la non-durabilité persistante de la production d’électricité à partir du charbon, ils pourraient réduire à court terme efficacité de la mesure gouvernementale, sans préjudice du fait que le but de l’intervention n’est pas celui d’une réponse contingente et immédiate, mais plutôt d’une disposition orientée vers un horizon temporel plus étendu.