L’obiettivo principale della Parte A (Scenari), del Sottoprogetto FUTGEN, è stato il seguente: valutare le direzioni verso cui il parco di generazione elettrica nazionale si evolverà nei prossimi 20 anni. Le motivazioni che hanno portato ad intraprendere queste valutazioni di scenario, sono nate dalla necessità di individuare in anticipo gli indirizzi da dare alle attività di ricerca & sviluppo, al fine di poter poi soddisfare le future esigenze del sistema di generazione elettrica e superare eventuali criticità. Le attività svolte per arrivare ad uno scenario plausibile vengono qui di seguito sintetizzate: A) due analisi che possono essere definite preparatorie: ⇒ sull’evoluzione reale del sistema di generazione di energia elettrica italiano nel quinquennio 1996- 2000. In particolare è stata determinata la ripartizione degli incrementi dell’energia elettrica prodotta e della potenza elettrica installata, nel quinquennio, tra i soggetti produttori, le tecnologie impiegate e le fonti energetiche utilizzate; ⇒ sui vincoli legislativi che attualmente condizionano, sotto l’aspetto ambientale, lo sviluppo del settore elettrico, e in particolare la produzione termoelettrica. B) tre scenari di evoluzione del parco di generazione elettrica nazionale nei prossimi 20 anni: ⇒ uno scenario “business as usual” (BAU) che non prevede provvedimenti specifici per il comparto elettrico che incentivi la riduzione di emissioni di gas serra; ⇒ uno scenario, denominato “Low Carbon Tax” (LCT – bassa carbon tax), in cui s’ipotizza che venga introdotta una carbon tax costante per tutto il ventennio pari a circa 20 Euro/tonnCO2; ⇒ uno scenario, denominato “High Carbon Tax” (HCT – alta carbon tax) in cui si ipotizza che venga introdotta una carbon tax pari a circa 20 Euro/tonnCO2 per il primo decennio e pari a circa 31.5 Euro/ton CO2 per il secondo decennio. Lo scenario BAU è stato valutato seguendo due metodologie abbastanza diverse, anche se entrambe orientate essenzialmente all’ottimizzazione economica, nel senso che la composizione del parco centrali è determinata dal minimo costo complessivo di generazione. • Per il primo scenario BAU è stato utilizzato il programma PROMED (PROgrammazione a MEDio termine). Il programma richiede in ingresso una composizione del parco di generazione idroelettrico e termoelettrico, dove gli impianti sono raggruppati in macro-aree. Queste ultime sono caratterizzate da un profilo orario della domanda di elettricità e sono connesse tra loro da linee di trasmissione contraddistinte da vincoli alla potenza massima in ciascuna direzione. L’uscita principale del programma è l’andamento orario del prezzo dell’energia per ciascuna macro-area. La composizione ottimale del parco generazione, negli anni considerati dalla simulazione a medio termine, deve essere ottenuta per tentativi, variando il numero di gruppi di nuova realizzazione (dal 2002 in poi) fino ad ottenere il minimo costo complessivo di generazione • Il secondo scenario BAU è stato valutato secondo una metodologia di calcolo sviluppata al Politecnico di Milano che, per ogni anno del periodo considerato, sulla base di un confronto tra costi marginali di generazione degli impianti esistenti con i costi totali di generazione degli impianti nuovi, è in grado di definire la strategia di inserimento di nuovi impianti. Questa metodologia di calcolo, applicata agli anni del periodo considerato (20 anni), ha fornito direttamente l’evoluzione temporale relativa alla composizione del parco di centrali, al loro utilizzo, ai consumi dei diversi combustibili destinati al comparto elettrico e al rendimento con cui vengono utilizzati, alle emissioni di anidride carbonica e di inquinanti da parte del parco centrale, ai costi di generazione in ogni fascia di utilizzo. La metodologia di calcolo messa a punto al Politecnico di Milano è anche in grado di accettare e gestire “condizioni al contorno” diverse da quelle ipotizzate nello scenario BAU (ad esempio, limitazioni nelle disponibilità di gas naturale, o diverse dinamiche di prezzi, o introduzione di una “ carbon tax” o di altri vincoli legati alle emissioni di gas serra, impossibilità di realizzare nuove centrali ai ritmi previsti, ecc.). Per questo motivo i due scenari LCT e HCT sono stati valutati con tale metodologia.

Con riferimento al termine del periodo considerato (2020 circa), le due valutazioni di scenario BAU hanno fornito risultati sostanzialmente identici: ♦ la generazione elettrica sarà ottenuta in misura preponderante impiegando gas naturale in ciclo combinato; il carbone diventerà il secondo combustibile; ♦ l’uso dell’olio combustibile risulterà drasticamente ridotto; ♦ le emissioni di CO2, pur riducendosi in termini specifici rispetto all’energia prodotta, aumenteranno sensibilmente in termini assoluti, a causa del forte incremento previsto per la produzione elettrica. Lo scenario LTC (introduzione di una carbon tax costante dell’ordine di 20 Euro/tonnCO2 ) mostra in sintesi che per l’intero ventennio tutte le nuove centrali che vengono aggiunte al parco termoelettrico esistente sono alimentate a gas naturale (in piccola parte nuove centrali di cogenerazione, in maggioranza cicli combinati di grande taglia). Il risultato in termini economici è la forte dipendenza di questo scenario dalla dinamica dei prezzi del gas naturale. Lo scenario HTC (introduzione di una carbon tax crescente fino a circa 30 Euro/tonnCO2 ) mostra che le centrali a carbone esistenti verrebbero progressivamente spente e per le centrali di nuova realizzazione si dovrebbe ritornare alle centrali nucleari. Nelle ipotesi assunte in questo scenario l’alternativa “CO2 sequestration” comporta costi specifici di generazione superiori di circa il 20% rispetto all’energia nucleare e quindi non entra in scena, ma è evidente che tali valutazioni, applicate a tecnologie oggi non mature, sono soggette a notevoli incertezze e la situazione potrebbe ribaltarsi (non solo in termini “politici” ma anche in termini economici). A completamento delle attività di scenario è stata eseguita una analisi critica del ruolo della fonte nucleare nel sistema elettrico italiano. In particolare, riassunti gli elementi che hanno maggiormente influito sulla crisi di questo tipo di fonte energetica, richiamati per sommi capi i vantaggi che ne caratterizzano l’impiego, vengono individuati gli ostacoli da superare in vista di una sua eventuale ripresa in Italia.