L'analisi - Enea

Quanto alla produzione, lo sfruttamento di nuovi giacimenti non è imminente, per cui essa
sembra destinata a continuare nel suo inesorabile declino, dagli attuali 10 Mtep/anno fino a
circa 6 Mtep/anno nel 2020. Riguardo ai nuovi terminali, si ipotizza che nuovi terminali GNL
entrino in funzione non prima del 2008, mentre per il potenziamento dei gasdotti si ipotizzano
6,5 miliardi di m 3 sia sul TAG (Trans Austria Gasleitung) sia sul TTPC (Trans Tunisian Pipeline
Company) entro ottobre 2008. In sostanza, si ipotizza che nel medio periodo il potenziamento
dell’offerta sia sufficiente a coprire la nuova domanda.
Quanto alla capacità di importazione di energia elettrica, si è ipotizzato che essa raggiunga i
10.000 MW entro il 2010 (2500 MW in più), come previsto attualmente dai programmi di
sviluppo della rete. Non si prevede però di utilizzare al massimo questa capacità: la quantità di
energia elettrica importata netta dovrebbe aumentare fino ad un massimo di 60 TWh nei
prossimi anni (in linea con le tendenze più recenti) per poi declinare dopo il 2020.
Variabili-guida degli scenari: le tecnologie di generazione elettrica
I cicli combinati sono la tecnologia più competitiva anche nel lungo periodo. Tra le tecnologie
di generazione da rinnovabili la più competitiva è l’eolica
Figura 5.3 – Evoluzione del costo del kWh per alcune
tecnologie di generazione da fonti fossili (€/kWh)
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Figura 5.4 – Evoluzione del costo del kWh per alcune
tecnologie di generazione da fonti rinnovabili (€/kWh)
La scelta delle tecnologie di generazione elettrica è guidata dall’obiettivo della minimizzazione
dei costi, tenendo però anche conto dei vincoli ambientali locali e/o nazionali (parzialmente
internalizzati nel modello come costi aggiuntivi). La nuova capacità di generazione costruita nei
prossimi anni sarà quindi costituita in primo luogo dall’opzione tecnologica meno costosa.
In figura 5.3 sono riportati i costi di produzione elettrica per alcune delle principali tecnologie
presenti nel modello Markal-Italia, calcolati con un costo delle fonti fossili importate intermedio
rispetto ai valori utilizzati nei due scenari tendenziali. Il valore riportato in figura è il cosiddetto
“levelized cost”, che corrisponde al minimo prezzo di vendita del kWh tale da garantire il
pareggio tra il valore attuale dell'investimento iniziale e il valore di tutti gli incassi e le spese.
L’evoluzione dei costi di investimento ed esercizio prevista per i diversi impianti all’orizzonte
2030, in progressiva diminuzione nel corso del tempo, con tassi che dipendono dallo stadio di
sviluppo di ogni tecnologia, è coerente con le stime contenute nella letteratura internazionale.
Allo stesso modo, anche l’efficienza di alcune nuove tecnologie è assunta in miglioramento (per
i cicli combinati, fino al 60%).
La combinazione di questi dati con l’evoluzione del prezzo delle fonti fossili dà già indicazioni
significative sulle tecnologie più convenienti nel medio–lungo termine. In particolare, la figura
evidenzia bene la forte competitività di alcune opzioni quali i cicli combinati e il carbone (nelle
loro configurazioni attuali), rispetto alle altre opzioni principali, l’olio combustibile e l’eolico (la
più competitiva delle fonti rinnovabili).
Alla base dell’evoluzione di riferimento delle tecnologie di generazione elettrica vi sono poi altre
ipotesi specifiche. Riguardo al carbone, si è ipotizzato che difficilmente entreranno in funzione
nuove centrali prima del 2008.
Nel medio-lungo periodo si sconta invece la riconversione delle centrali di Civitavecchia e Porto
Tolle e la chiusura degli impianti più vecchi non “ambientalizzati”.