Nel presente documento viene presentata una valutazione di massima della composizione prevista del parco di generazione termoelettrico nazionale in un termine temporale di 15-20 anni. A tale scopo si è ipotizzato un incremento pari al 50% della domanda soddisfatta nel 2001, al netto delle importazioni e della produzione termoelettrica di operatori non appartenenti al gruppo Enel. Il motivo di questa limitazione è da ascrivere alle banche dati di impianti di produzione attualmente disponibili per le simulazioni. Sempre al fine di evitare la necessità di rimaneggiare pesantemente le banche dati disponibili e di semplificare al massimo la simulazione si è assunto che i parametri qui di seguito elencati restino costanti ai valori del 2001: – potenza idroelettrica installata – prezzi dei combustibili – rendimenti degli impianti di nuova costruzione – costi di investimento per gli impianti di nuova costruzione Si è utilizzato, per la simulazione del dispacciamento nell’anno futuro considerato, il programma PROMED (PROgrammazione a MEDio termine), che permette di considerare con un eccellente livello di dettaglio l’utilizzazione dei gruppi termici sia di vecchia installazione (antecedente il 2002), che di nuova realizzazione. Si è ipotizzata una situazione ideale di mercato perfettamente competitivo, con offerta della produzione termica ai minimi costi. La composizione ottimale del parco, nell’anno considerato dalla simulazione a medio termine, si ottiene variando per tentativi il numero di gruppi di nuova realizzazione (dal 2002 in poi), fino ad ottenere il minimo della somma tra i costi di combustibile complessivi (inclusi i vecchi impianti) e i costi di capitale dei nuovi gruppi. Per la copertura del carico di base è prevista la tecnologia a carbone di tipo tradizionale, con desolforazione e denitrificazione, e a ciclo combinato, e, per la copertura dei picchi di carico, la tecnologia delle turbine a gas semplici. Il numero e la potenza dei gruppi a carbone è stato considerato costante, come ipotesi di compromesso tra la necessità di ridurre le emissioni nocive, in particolare di CO2 , e l’indubbia convenienza economica di tali impianti. Solo a partire dal 2020 è infatti previsto il raggiungimento di condizioni di competitività economica per le nuove tecnologie utilizzanti il carbone, in particolare per quanto riguarda la cattura della CO2 . Le simulazioni sono state ripetute con differenti ipotesi riguardo alla remunerazione dei costi di capitale (valore a nuovo e ridotto del 50%), e alla dismissione di impianti esistenti. La stima finale, basata su queste simulazioni, della composizione del parco di generazione termica che si presume si verificherebbe in un anno compreso tra il 2015 e il 2020, per la quota di produzione coperta nel 2001 da impianti del gruppo Enel, è la seguente: – gruppi tradizionali a carbone 6250 MW – gruppi tradizionali a olio combustibile 7040 MW – gruppi ripotenziati con turbine a gas 3000 MW – gruppi a ciclo combinato turbina a gas più vapore 27150 MW – gruppi con turbine a gas semplici 1430 MW Considerando la potenza idraulica installata pari a 16035 MW, il picco di domanda previsto di 51480 MW verrà coperto con un margine del 18,3%. Dal punto di vista della suddivisione tra le fonti energetiche di origine fossile utilizzate, si stima la seguente ripartizione: – carbone 15%

– olio combustibile 12% – gas naturale 73%