Centrale di Tavazzano e Montanaso. EMAS - Dichiarazione Ambientale aggiornamento triennale

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1 Centrale di Tavazzano e Montanaso EMAS - Dichiarazione Ambientale aggiornamento triennale

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3 Indice 3 Presentazione 4 Il Gruppo E.ON 8 La Centrale di Tavazzano e Montanaso 21 Le evoluzioni del sito nell anno Sintesi di aggiornamento sugli aspetti ambientali 35 Salute e Sicurezza 37 I rapporti con l esterno 38 Avanzamento del programma ambientale 42 Il bilancio ambientale e gli indicatori 46 Appendici 54 Glossario 57 Informazioni al pubblico Centrale di Tavazzano e Montanaso Dichiarazione Ambientale 2008 E.ON Produzione S.p.A. - Centrale di Tavazzano e Montanaso (Codice NACE 35.11: Produzione e distribuzione di energia elettrica) Questo sito è dotato di un sistema di gestione ambientale e i risultati raggiunti in questo settore sono comunicati al pubblico conformemente al sistema comunitario di ecogestione ed audit. INFORMAZIONE CONVALIDATA n Registro I

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5 3 Presentazione Con il 2009 la Centrale di Tavazzano e Montanaso intende rinnovare per la terza volta la registrazione EMAS, avendo conseguito tale prestigioso risultato nell ormai lontano Gestire le problematiche ambientali avendo come linee guida il Sistema di Gestione è diventata una consuetudine per tutto il personale della Centrale che ne ha quindi compreso pienamente l importanza. A tal fine la predisposizione e la diffusione della Dichiarazione Ambientale diventa un momento ed un occasione di sintesi di quello che si è realizzato in questi ultimi anni. Dal punto di vista societario l anno 2008 è stato caratterizzato dal processo di acquisizione dell 80% di Endesa Italia da parte del Gruppo tedesco E.ON. Dal 26 giugno 2008, sulla base di accordi fra E.ON, Enel ed Acciona, la Centrale di Tavazzano e Montanaso fa parte di E.ON Produzione S.p.A., la nuova società di E.ON Italia, che riunisce tutti gli asset che in precedenza furono di Endesa Italia. combustione su tutte le turbine a gas, investimento che già da oggi garantisce il rispetto di limiti più stringenti alle emissioni di NO x, permettendo nel contempo un esercizio più flessibile delle unità in risposta alle esigenze di flessibilità imposte dal mercato elettrico. Per la Centrale, la Dichiarazione Ambientale rappresenta la testimonianza concreta della volontà di proseguire e migliorare il rapporto con popolazione, autorità locali, fornitori, clienti e soprattutto con i propri collaboratori. Essa è inoltre uno strumento che raccoglie informazioni e dati per garantire una corretta visione della realtà produttiva; lo strumento alla base del concetto di miglioramento continuo, utile a far conoscere gli obiettivi di sviluppo. Montanaso, aprile 2009 Andrea Bellocchio Capo Centrale Tavazzano e Montanaso A riprova della sensibilità nei confronti delle problematiche ambientali, uno dei primi atti siglati dal nuovo Amministratore Delegato è stato la conferma degli obiettivi ambientali e l impegno a mantenere le condizioni che hanno permesso la registrazione EMAS a tutti gli impianti produttivi. Per questa centrale il 2008 ha consolidato il processo di miglioramento continuo delle performance ambientali, in particolare è terminato l up-grade del sistema di

6 4 Il Gruppo E.ON E.ON è tra i più grandi Gruppi energetici privati al mondo e opera con oltre 93 mila dipendenti in più di 30 Paesi. Nato nel 2000, oggi E.ON conta su 30 milioni di clienti finali, una produzione di energia elettrica pari a 318 TWh e un fatturato annuo di 86,8 miliardi di euro. Il Gruppo E.ON Il Gruppo è attivo sull intera catena del valore dell energia e del gas con attività integrate nell upstream (generazione elettrica e produzione di gas naturale), nel midstream (importazione, trasmissione e trading di energia) e nel downstream (fornitura al cliente finale). La grande esperienza e il know-how di E.ON, nonché la ricerca e lo sviluppo di tecnologie efficienti e compatibili con l ambiente e la sicurezza, permettono di fornire ai clienti energia e servizi sempre più innovativi e competitivi. In questo modo, E.ON crea valore per gli azionisti e contribuisce alla crescita professionale dei propri dipendenti, trasferendo capacità e innovazione, nel pieno rispetto dei propri valori principali: integrità, coraggio, chiarezza, fiducia e responsabilità sociale. Attualmente la capacità di generazione installata del Gruppo è pari a 74 GW con un mix equilibrato di fonti energetiche: carbone (31%), gas naturale (30%), nucleare (15%), rinnovabili (12%). Con l obiettivo di garantire un approvvigionamento energetico sicuro, prezzi competitivi e tutela dell ambiente, E.ON assicura un mix energetico sempre più equilibrato. Inoltre, lavora continuamente per migliorare l efficienza produttiva e l eco-compatibilità, investendo in nuove tecnologie e nelle fonti rinnovabili. Per sviluppare questi obiettivi, E.ON ha pianificato per il investimenti a livello globale per 30 miliardi di euro, di cui 21 destinati allo sviluppo della produzione e della distribuzione di elettricità e 5 allo sviluppo delle energie rinnovabili con l obiettivo di diminuire del 50% le emissioni di CO 2 entro il E.ON Italia L attività di E.ON, presente in Italia dal 2000, va dalla produzione fino alla vendita di gas e di elettricità, con più di clienti finali.

7 5 Nel giugno del 2008 ha rafforzato la propria presenza sul territorio italiano grazie all acquisizione degli impianti produttivi di Endesa Italia. E.ON oggi si posiziona tra i leader del mercato italiano dell energia con una capacità produttiva pari a circa 6,1 GW sul territorio nazionale. Nell arco dei prossimi anni E.ON Italia prevede di sostituire le unità produttive alimentate a olio combustibile con nuove unità a gas o a carbone. Una volta completato, il programma aumenterà del 50% l efficienza termica media del parco impianti, riducendo in maniera significativa le emissioni di anidride carbonica e aggiungendo una capacità di generazione tecnologicamente avanzata di 1,4 GW. E.ON Italia E.ON Italia è la management company della market unit italiana. Definisce la strategia per il mercato italiano e gestisce le attività di business. Produzione: generare energia sicura, a prezzi convenienti e nel rispetto dell ambiente E.ON Produzione è la generation company, la società che produce energia a livello nazionale. Distribuzione di gas: portare il gas al consumatore Sono cinque le società che distribuiscono gas naturale sul territorio italiano: E.ON Rete Laghi, E.ON Rete Mediterranea, E.ON Rete Orobica, E.ON Rete Padana, E.ON Rete Triveneto. In base alla normativa italiana, le attività di distribuzione sono separate da quelle di vendita ( Unbundling ). Vendita: servire i bisogni dei clienti E.ON Energia è la società che gestisce i servizi per la fornitura di energia elettrica e gas naturale in Italia a clienti privati e aziende. Trading: vendere e comprare energia nei mercati internazionali E.ON Energy Trading è la società del Gruppo E.ON per la compravendita di energia a livello internazionale. Rinnovabili: produrre energia pulita a livello industriale E.ON Climate & Renewables è la market unit del Gruppo E.ON responsabile delle attività di generazione di energia attraverso fonti rinnovabili. Pan-European gas: assicurare la nostra fornitura di gas attraverso reti, contratti e infrastrutture E.ON Ruhrgas partecipa, con una quota superiore al 30%, al consorzio Olt Offshore LNG Toscana. Insieme a partner austriaci, E.ON Ruhrgas sta lavorando sul progetto Tauerngas-Pipeline : un gasdotto che potrebbe connettere le reti di gas del nord e sud Europa e trasportare il gas in entrambe le direzioni. Per saperne di più E.ON AG Produzione E.ON Produzione E.ON Italia Distribuzione E.ON Rete Vendita E.ON Energia Trading E.ON Energy Trading Rinnovabili E.ON Climate & Renewables Gas Pan-European gas

8 6 Struttura organizzativa della Direzione Generation Operations E.ON Produzione Generation Health, Safety & Environment (HSE) Generation Operations Generation Economics and Support Generation Projects Generation Asset Management Nucleo Idroelettrico della Calabria Centrale di Fiume Santo Centrale di Livorno Ferraris Centrale di Monfalcone Centrale di Ostiglia Centrale di Scandale Centrale di Tavazzano e Montanaso Nucleo Idroelettrico di Terni Centrale di Trapani

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10 8 La Centrale di Tavazzano e Montanaso Centrale di Tavazzano e Montanaso 1780 MW La Centrale di Tavazzano e Montanaso occupa un area di circa 70 ettari nei Comuni di Montanaso Lombardo e di Tavazzano con Villavesco. Il sito e l ambiente circostante La Centrale dista 25 Km da Milano e 5 Km da Lodi. Si affaccia sulla Via Emilia (S.S. 9) ed è in prossimità dell Autostrada A1 e della ferrovia Milano-Piacenza- Bologna. L impianto produce energia elettrica utilizzando come combustibili il gas naturale e l olio combustibile denso a basso tenore di zolfo. E costituita da tre cicli combinati turbogas (da 250 MW ciascuno) accoppiati alle preesistenti turbine a vapore dei gruppi 5 e 6, che potevano originariamente produrre 320 MW ciascuna e sono state riadattate al nuovo modo di funzionamento, producendo rispettivamente 260 MW e 130 MW, e da due Unità da 320 MW ciascuna in ciclo convenzionale (di cui una in servizio, il gruppo 8, ed una in attesa di autorizzazione, il gruppo 7). L acqua per la condensazione del vapore ed il raffreddamento dei macchinari è prelevata dal Canale Muzza (che attraversa la Centrale) e vi è restituita; una parte consistente di acqua è inoltre restituita direttamente al Fiume Adda per mezzo del Canale Belgiardino che stacca dal Muzza poco prima dell uscita dall area di Centrale. Il territorio Il territorio è costituito da un area pianeggiante, collocata nella fascia centrale dell'alta pianura Lodigiana, tra i fiumi Adda e Lambro e si trova ad una quota di circa 80 m s.l.m.

11 9 Consorzio. Per le acque sotterranee, vi è la presenza della falda freatica ad una profondità tra i 2 e 3 m rispetto al piano campagna, collegata all andamento dell idrografia superficiale, in particolar modo derivante dal canale Muzza. La collocazione della Centrale di Tavazzano e Montanaso Centrale I principali corsi d acqua Il sistema idrografico superficiale è caratterizzato dalla presenza di molte rogge e canali artificiali, che formano una fitta rete, in un territorio ad agricoltura intensiva. Il corso d acqua principale è il fiume Adda, ad est della Centrale, sottoposto a tutela ambientale dal Parco Adda Sud. Di notevole importanza è il canale Muzza, che attraversa il lodigiano per circa 39 Km, derivando le sue acque dal fiume Adda a Cassano d Adda, distribuendole prevalentemente per usi irrigui. Vi è poi il Canale Belgiardino, che unisce la Muzza, dalle paratoie di centrale all altezza del ponte della Via Emilia, al fiume Adda in prossimità della Cava Bell Italia nel Comune di Montanaso. Lungo il percorso del Canale Belgiardino sono state installate, da società private, due centrali idroelettriche che sfruttano la portata del canale ed il limitato salto tra canale e fiume Adda per produrre energia elettrica. La presenza delle centrali, e quindi la necessità di garantire una portata adeguata di acqua e il rispetto delle norme legislative sul deflusso minimo vitale, condizionano la gestione del deflusso delle acque tra Canale Muzza e Canale Belgiardino. Questo aspetto tuttavia è gestito dal Consorzio di Bonifica Muzza Bassa Lodigiana, Ente a cui la Regione Lombardia ha affidato la gestione delle acque. Le paratoie della centrale sono quindi manovrate internamente, ma su richiesta del Suolo e sottosuolo I litotipi di maggiore diffusione del territorio del lodigiano sono sabbie limose e limi argillosi. I processi di decarbonatazione e di redistribuzione delle sostanze minerali sono responsabili, insieme all estrema variabilità dei sedimenti di partenza, della varietà pedologica che si riscontra nella zona. Sotto il profilo geologico il territorio, che occupa una parte del terrazzo lodigiano di formazione glaciale, è caratterizzato da un suolo permeabile per la sua composizione prevalentemente argillosa silicea e da un sottosuolo formato da strati di ghiaia e sabbia. Il clima Il clima è di tipo subcontinentale con inverni rigidi ed estati calde con elevata umidità, denominato temperato umido ; le piogge sono regolarmente distribuite nel corso dell anno, con totali annui compresi fra 600 e 1000 mm. L umidità media si colloca fra il 65% e il 72%. Il regime anemologico presenta il dominio dei venti da NW in inverno e da SE in estate; si rileva comunque la presenza di una circolazione assai debole fino ad una quota di 1000 m. La diversa polarizzazione della rosa dei venti al suolo e in quota è dovuta all interazione di complessi fenomeni meteodinamici con l orografia a terra che determinano sul sito di Tavazzano e Montanaso, per l innalzamento nella valle dell Adda, provenienze da NE. Per l area circostante la Centrale, sono disponibili i dati dell inventario delle emissioni INEMAR, dei dati metereologici e di molte altre informazioni utili sul sito web dell ARPA Regione Lombardia. Aspetti economici, industriali e infrastrutturali Le principali aree residenziali sono localizzate nei centri

12 10 Scheda tecnica della Centrale termoelettrica di Tavazzano e Montanaso Tipo d impianto Centrale termoelettrica costituita da due moduli a ciclo combinato, con tre turbogas, alimentati a gas naturale, connessi a due turbine a vapore e da due Unità convenzionali, alimentate a gas naturale ed olio combustibile denso. L Unità 7 (convenzionale) è ferma in attesa di autorizzazione. Indirizzo ed ubicazione Via Emilia 12/A Montanaso Lombardo (LO) Tel La Centrale si trova a 25 km a sud-est di Milano ed a 5 Km a nord-ovest di Lodi. Si affaccia sulla Via Emilia (SS 9), in prossimità del Canale Muzza. A Sud della Via Emilia si trova il Parco Combustibili Sud, con le infrastrutture per il ricevimento, scarico e stoccaggio di olio combustibile denso. A nord del Canale Muzza si sviluppa l'area produttiva della Centrale. Proprietà E.ON Produzione SpA (fino al 26 giugno 2008 Endesa Italia SpA) Area Centrale 70 ettari Potenza installata 1780 MW (di cui 320 MW il gruppo 7 in attesa di nuova autorizzazione) Codice NACE Energia netta annua prodotta (media 2006/07/08) 6229 GWh Date di primo parallelo Gruppo 7 (320 MW): Gruppo 8 (320 MW): 1992 Modulo 5 (760 MW): Modulo 6 (380 MW): 2005 Numero di dipendenti al 31/12/ Elementi caratteristici Modulo 5 Potenza elettrica lorda: 760 MW Costituito da due turbine a gas di fabbricazione GE della potenza di 250 MW ciascuna, alimentate a gas naturale ( Smc/h ogni turbina) e dotate di bruciatori a bassa emissione di NO x (DLN 2.6+). I gas di scarico delle turbine confluiscono in due generatori di vapore a recupero (GVR), con tre corpi cilindrici e circolazione naturale, aventi ciascuno una potenzialità di 290 t/h alla pressione di 101 bar e temperatura di 540 C. Il vapore alimenta la turbina della preesistente Unità 5, che sviluppa una potenza elettrica lorda complessiva pari a 260 MW. Modulo 6 Potenza elettrica lorda: 380 MW Costituito da una turbina a gas di fabbricazione GE della potenza di 250 MW, alimentata a gas naturale ( Smc/h) e dotata di bruciatori a bassa emissione di NO X (DLN 2.6+). I gas di scarico della turbina confluiscono in un generatore di vapore a recupero (GVR), con tre corpi cilindrici e circolazione naturale, avente una potenzialità di 290 t/h alla pressione di 104 bar e temperatura di 540 C. Il vapore alimenta la turbina della preesistente Unità 6, che sviluppa una potenza elettrica lorda complessiva pari a 130 MW. Gruppi 7-8 Potenza elettrica lorda: 320 MW ciascuno Ciclo termodinamico Rankine, con surriscaldamento, risurriscaldamento e ciclo rigenerativo a 7 spillamenti da turbina. Generatore di vapore a corpo cilindrico e circolazione naturale, alimentato ad olio combustibile denso (70 t/h) o gas naturale ( Smc/h), avente una potenzialità di 1021 t/h, alla pressione di 169 bar e temperatura di 538 C. Il generatore è dotato di bruciatori a basso sviluppo di NO X (tipo XCL) e di NO X port e gas mixing per l ulteriore contenimento degli NO X. Filtrazione delle polveri mediante precipitatori elettrostatici. Linee elettriche Alla stazione elettrica, di proprietà e competenza di TERNA SpA, fanno capo 3 linee della rete elettrica nazionale a 380 kv e, mediante autotrasformatori, i collegamenti alle reti a 220 e 130 kv. Deposito combustibili Capacità deposito olio combustibile: 5 serbatoi da m 3 Approvvigionamento olio combustibili: autobotti e ferrocisterne Gas naturale: gasdotto SNAM con potenzialità di Smc/h a 75 barg Gasolio: 1 serbatoio da m 3 Ciminiera moduli 5/6 Struttura reticolare metallica, con tre canne, di altezza 130 m Ciminiera gruppi 7/8 Struttura in cemento armato con due canne interne, di altezza 250 m Figura 1

13 11 abitati di Montanaso Lombardo, la cui prima periferia è posta a circa 1,5 Km dalla Centrale in direzione sud-est, e di Tavazzano con Villavesco, distante circa 1 Km in direzione nord-ovest. Montanaso Lombardo (circa abitanti e una superficie comunale di 9,63 Km 2 ) ha visto negli ultimi anni una notevole crescita edilizia, accompagnata dal raddoppio della popolazione. L agricoltura è tuttora attiva in alcune cascine a conduzione diretta, ma è stata recentemente affiancata da un intensa attività industriale: una ventina di aziende di piccole dimensioni, operanti soprattutto nei settori dell elettromeccanica e delle materie plastiche. Per quanto concerne il centro di Montanaso, non si evidenzia la presenza di strutture particolarmente sensibili, quali scuole, asili, ospedali ecc. in prossimità della Centrale. Nella zona in cui il Comune di Montanaso confina con il Comune di Lodi (località San Grato, a Ovest della Centrale lungo la SS.9 a circa 1 Km) è sorto un centro commerciale e si sta sviluppando un area artigianale-industriale. Tavazzano con Villavesco (5.300 abitanti circa ed una superficie comunale di 16,23 Km 2 ), ha visto un notevole incremento demografico ed insediamento residenziale che ha unito i due centri di Tavazzano e di Villavesco. Sono sorte inoltre industrie e strutture per la logistica. I primi complessi residenziali si trovano a circa 1 Km dalla Centrale, mentre le aree per le attrezzature scolastiche e civili in genere sono localizzate all interno del centro cittadino. Aspetti naturali ed attività agricole L area prossima alla Centrale è usata prevalentemente a scopo agricolo, con colture a seminativo. L originale assetto a bosco ceduo intercalato da corsi d acqua naturali, tipico di tutta la pianura padana, ha lasciato quindi il posto ad un organizzazione del territorio fortemente antropizzata, caratterizzata da appezzamenti ben delineati di terreni coltivati e da canali per lo più artificiali o, comunque, fortemente regimati, destinati al prelievo di acque e a recettori di scolo. Da rilevare la presenza dei cosiddetti insediamenti a cascina. Questa tipologia di destinazione d uso si presenta per un raggio di circa 1 Km intorno alla Centrale, all interno sia del Comune di Tavazzano con Villavesco sia di quello di Montanaso Lombardo. Attività economiche Anche se la Centrale si trova inserita in un area agricola, si assiste ad un progressivo insediamento industriale (settore elettromeccanico e materie plastiche) in particolar modo a sud-est dell impianto e ad est, parzialmente all interno del Comune di Tavazzano con Villavesco, ma soprattutto nel Comune di Montanaso Lombardo e nell area confinante con il Comune di Lodi. A sud-est è visibile una prima zona produttiva confinante con l area di proprietà E.ON (impianto di valorizzazione dei rifiuti urbani ed assimilabili). Proseguendo verso il centro abitato di Montanaso, sono presenti altre zone destinate ad attività produttive e commerciali. In particolare, oltre la SS 9 si sta sviluppando una zona industriale appartenente al Comune di Lodi, con l insediamento di importanti industrie, e di altre attività artigianali, commerciali e di servizi. Poco lontano, oltre la ferrovia Milano Piacenza è sorto il Parco Tecnologico Padano (PTP) che svolge un ruolo centrale all interno del Polo di Eccellenza per le Biotecnologie Agro-Alimentari promosso a Lodi dalla Regione Lombardia con il sostegno degli Enti Territoriali e dell'università degli Studi di Milano. Le infrastrutture stradali Sono costituite principalmente da pochi elementi, caratterizzati da un notevole traffico e da una serie di strade provinciali e comunali d interconnessione. Le principali infrastrutture dell area per la mobilità ed il traffico sono costituite da: i rami ferroviari della Milano-Piacenza, comprendendo in questo, in particolare, il breve tratto di collegamento della Centrale con la stazione ferroviaria di Tavazzano (per lo scarico dell olio combustibile). l autostrada A1 Pi acenza-milano, posta a ovest, oltre il Comune di Tavazzano. la rete viaria statale, con particolare riferimento alla SS9 (Via Emilia, direttamente intersecante l area di pertinenza della Centrale), che attraversa l intero territorio Lodigiano fino a Piacenza. la rete viaria provinciale e comunale in genere. L area dell impianto è divisa dalla SS 9 (Via Emilia) in due parti collegate tra loro da un sottopasso in modo da non costituire intralcio al traffico. Aspetto paesaggistico La Centrale emerge in modo abbastanza significativo nella linearità del paesaggio agricolo, in particolare per quanto concerne le ciminiere. Tuttavia la trasformazione degli impianti in ciclo combinato con la demolizione del camino dei gruppi 5 e 6 e le altre demolizioni, dei vecchi gruppi 1, 2, 3, 4 hanno determinato un miglioramento dell impatto sul paesaggio.

14 12 Volumi rimossi e nuovi introdotti Demoliti Uffici, officine, magazzini Caldaie gruppi 5 e 6 Precipitatori elettrostatici gruppi 5 e 6 Ciminiera gruppi 5 e 6 Demolizione vecchi gruppi Totale demoliti Volumi mc Costruiti Volumi mc Turbogas A B C GVR A B C Locali servizi Ciminiera tricanne Totale costruito Figura 2 Nella figura 2 sono indicati i volumi rimossi e quelli nuovi introdotti. In sostanza sono stati demoliti più di metri cubi di edifici. La struttura organizzativa di Centrale - Capo Centrale La Centrale è diretta dal Capo Centrale che ha potere di decisione e spesa, responsabilità civili e penali e che ricopre il ruolo di Datore di Lavoro, includendo quanto previsto dal D.Lgs. 81/2008. Con riferimento al Sistema Integrato di gestione Ambiente e Sicurezza il Capo Centrale è responsabile: della definizione della politica di sito. del rispetto delle norme di legge che riguardano l esercizio degli impianti. della definizione degli obiettivi e dell attuazione del programma ambientale. dell attuazione del piano di formazione del Personale. dell approvazione delle azioni correttive delineate in sede di audit. dell approvazione della Dichiarazione Ambientale. della predisposizione e verifica dell effettuazione di corsi di formazione sugli aspetti ambientali legati alle attività connesse con l esercizio dell impianto. della predisposizione e verifica dell effettuazione di audit interni. Alle dirette dipendenze del Capo Centrale vi è la Linea Personale e Servizi, che cura l amministrazione del personale, gli aspetti logistici (gestione della portineria, della mensa e auto aziendali) e la gestione della segreteria. - Manager Ambientale Risponde al Capo Centrale, ricoprendo il ruolo di Responsabile del Servizio di Prevenzione e Protezione (RSPP) ai sensi del D.Lgs 81/2008 e di Rappresentante della Direzione (RdD) in ambito EMAS e ISO Quale Rappresentante della Direzione ha la responsabilità di assicurare che i requisiti del Sistema di Gestione Ambientale siano stabiliti, applicati e mantenuti in conformità al Regolamento EMAS (CE) N. 761/01 e alla norma ISO Il Manager Ambientale coordina e si avvale del personale della Linea Ambiente e Sicurezza. - Capo Sezione Esercizio Si avvale della collaborazione del personale addetto all esercizio dei gruppi e operante in turni continui ed avvicendati. Elabora e verifica le procedure operative di conduzione di tutti gli impianti anche in relazione alle prescrizioni ambientali e di sicurezza. Analizza e propone eventuali modifiche impiantistiche e/o procedurali riguardanti il rispetto delle prescrizioni ambientali e il miglioramento dell impatto ambientale dei gruppi di produzione. Coordina e si avvale del personale della linea Controllo Economico dei Dati di Esercizio per l elaborazione e controllo dei dati di Esercizio (indisponibilità, consumo specifico, ecc.), per l elaborazione e controllo dei dati statistici su guasti ed anomalie, per la gestione dei programmi di ispezione e di controlli sistematici per le attività operative relative alla movimentazione dei combustibili. Coordina e si avvale del personale del Laboratorio Chimico e Ambientale, per prove e controlli chimici ambientali e per l assistenza su problemi chimici nella conduzione degli impianti. - Capo Sezione Manutenzione Si avvale della collaborazione del personale inserito nelle aree Manutenzione Meccanica, Elettroregolazione, Programmazione e Logistica. Dispone con priorità l esecuzione degli interventi manutentivi eccezionali su parti dell impianto con riflessi ambientali. Predispone idonei programmi di manutenzione di macchine, apparecchiature e strumentazione con rilevanza ambientale. Ha in aggiunta il compito di coordinare tutte le attività inerenti le procedure di manutenzione, la pianificazione delle attività manutentive, la gestione dell archivio tecnico, del magazzino, del ricevimento merci e dei rifiuti.

15 13 Predispone e coordina la gestione dei programmi di ispezione e controllo, la preparazione, l esecuzione e la consuntivazione dei lavori, collabora alla definizione del programma annuale dei lavori e del budget di Centrale. L attività svolta nel sito L attività del sito è la generazione, trasformazione ed immissione in rete di energia elettrica. Fino al 2003 vi erano 4 Unità da 320 MW in ciclo convenzionale, che sono state oggetto di una profonda trasformazione, terminata nel Oggi la produzione è realizzata in quantità prevalente da impianti in ciclo combinato, caratterizzati da un maggior rendimento ed alimentati esclusivamente a gas naturale. Moduli a Ciclo Combinato (5 e 6) La tecnologia del ciclo combinato consiste essenzialmente nell abbinamento di due sistemi: un ciclo turbogas ed un sistema di generazione con acqua vapore. Il funzionamento delle sezioni a ciclo combinato è illustrato schematicamente nella figura 3. Il ciclo turbogas consiste in una turbina a gas, completa di un combustore, in cui avviene la combustione tra il gas naturale e l aria. Quest ultima partecipa alla combustione dopo aver subito una filtrazione spinta e successivamente una compressione ad opera di un compressore assiale multistadio. Collegato all asse del turbogas vi è un alternatore che ha la funzione di generatore. L energia elettrica prodotta è trasferita ad un trasformatore che la eroga alla rete. I fumi caldi in uscita dalla turbina a gas (circa 600 C) passano in un generatore di vapore a recupero, che trasforma l acqua che vi circola in vapore ad idonee condizioni di temperatura e pressione; il vapore così prodotto è utilizzato nella turbina a vapore. L utilizzo di turbine a gas accoppiate a caldaie a recupero permette di ottenere elevati rendimenti, in quanto parte dell energia termica scaricata nei fumi è recuperata, nonché bassi impatti sull ambiente in quanto la combustione del gas naturale non dà luogo ad emissioni di SO 2 e polveri. Infine, la particolare tecnologia utilizzata nei combustori (modello DLN 2.6+ di General Electric) consente di ridurre in maniera significativa la produzione degli ossidi di azoto (NO x ) rispetto a quelli generati da una caldaia tradizionale. E da segnalare che il modello DLN 2.6+ è stato installato sugli impianti di Tavazzano e Montanaso tra il novembre 2007 ed aprile 2008, sostituendo il modello precedente (DLN 2.0), ottenendo così un ulteriore riduzione delle emissioni di NO x e con il risultato di essere ampiamente Aria compressa Combustibile Camera di combustione Gas caldi ingresso turbina Filtro aspirazione aria Compressore Turbina a gas Alternatore Trasformatore Gas caldi di scarico turbina Trasformatore Fumi in uscita Camino Acqua Vapore Turbina a vapore Alternatore Corso d'acqua Generatore di vapore a recupero Vapore in scarico Pompa Condensatore Acqua per la condensazione del vapore Pompa Figura 3 - Schema di funzionamento del ciclo combinato

16 14 sotto il valore limite di 30 mg/nmc (concentrazione media oraria di NO x nei fumi) con ampio anticipo rispetto alle prescrizioni di legge. La configurazione della Centrale di Tavazzano e Montanaso è caratterizzata dalla presenza di due Moduli a ciclo combinato, il Modulo 5 ed il Modulo 6, che sostituiscono le precedenti Unità convenzionali 5 e 6. Il Modulo 5 è costituito da due turbogas (TG A e TG B), che producono ognuno 250 MW. I gas di scarico dei turbogas entrano in due generatori di vapore a recupero (GVR A e GVR B), che inviano il vapore su un unica turbina (la preesistente dell unità convenzionale 5). L alternatore collegato produce ulteriori 260 MW. Quindi, la potenza elettrica generata dal Modulo 5 è di 760 MW circa, in luogo dei 320 MW della precedente Unità 5. Il Modulo 6 è costituito da un unico turbogas (TG C), con il proprio alternatore, di potenza pari a 250 MW. I gas di scarico del turbogas entrano nel generatore di vapore a recupero GVR ed il vapore prodotto è inviato alla preesistente turbina dell Unità 6, il cui alternatore produce ulteriori 130 MW. La potenza del Modulo 6 è di 380 MW, in luogo dei precedenti 320 MW prodotti dalla preesistente Unità 6. I fumi in uscita da ogni GVR sono emessi in atmosfera dal rispettivo camino, che fa parte della ciminiera a tre canne appositamente costruita. Sezioni convenzionali Gli elementi essenziali delle Unità convenzionali 7 ed 8 sono elencati di seguito. Il Generatore di vapore: è costituito da una caldaia in cui il calore prodotto dalla combustione (realizzata con gas naturale e/o olio combustibile nel rispetto dei limiti di emissione di inquinanti al camino) è trasferito all acqua di alimento che si trasforma in vapore. Le pareti della caldaia sono costituite da pannelli di tubi percorsi dall acqua o da vapore e all interno di essa vi sono ulteriori scambiatori di calore a serpentina. La turbina a vapore: trasforma l energia termica del vapore in energia meccanica. E costituita da tre stadi di alta, media e bassa pressione, installati su un medesimo albero che pone in rotazione l alternatore. Il vapore, dopo aver attraversato i tre stadi della turbina è scaricato al condensatore. L alternatore: trasforma l energia meccanica fornita dalla turbina in energia elettrica. E costituito da uno E.ON Produzione Capo Centrale Ambiente Sicurezza e Autorizzazioni Personale e Servizi Capo Sezione Esercizio Capo Sezione Manutenzione Personale conduzione impianto in turno Laboratorio chimico e ambientale Reparto manutenzione meccanica Reparto programmazione e logistica Reparto movimento combustibili Reparto manutenzione elettroregolazione Figura 4: Organigramma della Centrale

17 15 statore e da un rotore. Il trasformatore principale: eleva la tensione da 20 kv in uscita dall alternatore a 400 kv per l immissione sulle linee AT di trasporto dell energia elettrica. Il condensatore: ha la funzione di recuperare il vapore scaricato dalla turbina, condensandolo e rendendolo disponibile per un nuovo ciclo. E costituito da un numero elevato di tubi attraversati dall acqua di raffreddamento. Il vapore, a contatto con tali tubi, si raffredda e condensa, trasformandosi in acqua. L acqua, prelevata da idonee pompe, torna nel generatore di vapore, riprendendo il ciclo. Combustibili utilizzati e modalità di approvvigionamento I combustibili utilizzati per la produzione di energia elettrica sono il gas naturale e l olio combustibile denso a basso tenore di zolfo. Nei cicli combinati si può usare esclusivamente gas naturale. Nella fase iniziale di avviamento delle caldaie tradizionali, i bruciatori sono alimentati normalmente con gas naturale. Successivamente si utilizza una combinazione di gas naturale e di olio combustibile. L accensione dei bruciatori è realizzata con dispositivi chiamati torce pilota, alimentati a metano ed a gasolio. L approvvigionamento di olio combustibile avviene mediante trasporto per ferrovia (ferrocisterne) e su strada (autobotti). L olio combustibile è scaricato dalle autobotti e dalle ferrocisterne in aree attrezzate mediante manichette ed inviato ai serbatoi di stoccaggio utilizzando pompe. Il sistema di scarico opera a pressione atmosferica con temperature dell olio combustibile comprese tra 40 e 60 C. - Depositi combustibili La Centrale è dotata di due depositi di olio combustibile, uno a Sud e l altro a Nord della SS 9 (Via Emilia). Nel Parco combustibili Sud si trovano le stazioni di scarico del combustibile liquido, sia di quello approvvigionato tramite ferrocisterne, provenienti dal raccordo ferroviario con le FS, sia di quello approvvigionato con autobotti, provenienti dalla SS 9. Tramite pompe, l olio combustibile è trasferito sia ai serbatoi dello stesso parco Sud sia a quelli del parco Nord. Alla fine del 2008 sono stati demoliti due serbatoi da m 3 (uno al P. Sud ed uno al P. Nord), uno da m 3 ed un serbatoio di gasolio, quindi oggi vi sono: al Parco Sud, 2 serbatoi da m 3, mentre al Parco Nord altri 3 serbatoi di olio combustibile da m 3 ciascuno e un serbatoio da m 3 per lo stoccaggio del gasolio. In tale area è ubicata anche la stazione di scarico delle autobotti che riforniscono il gasolio. Ogni serbatoio per l olio combustibile è del tipo a tetto galleggiante ed è sistemato in un proprio bacino di contenimento, destinato a contenere accidentali fuoriuscite di prodotto. Le operazioni di gestione del parco serbatoi, incluse quelle di trasferimento delle acque reflue verso l impianto di trattamento scarichi della Centrale, è di competenza del personale della Centrale stessa. La movimentazione del combustibile tra serbatoi di stoccaggio ed i bruciatori avviene per mezzo di una stazione di pompaggio della quale fanno parte riscaldatori a vapore necessari ad innalzare la temperatura del combustibile a 110/120 C, filtri meccanici, contatori di portata, valvole di regolazione e blocco. Tutti gli spurghi, i drenaggi e gli scarichi delle valvole di sicurezza e di ogni componente, scaricano in recipienti detti ghiotte collegate a tubazioni che consentono il recupero dell olio combustibile con invio dello stesso ai serbatoi di stoccaggio. - Gas naturale Il gas naturale utilizzato è prelevato dalla rete di distribuzione nazionale SNAM tramite un allacciamento al metanodotto ad alta pressione. In un area dedicata, posta in prossimità dell ingresso del metanodotto in Centrale, la pressione del gas è ridotta a circa 10 bar, poi il combustibile è addotto tramite tubazioni aeree alle caldaie tradizionali, dove viene ulteriormente decompresso, prima di essere inviato ai bruciatori. Per i cicli turbogas invece è ridotto fino a circa 30 bar e poi inviato, sempre mediante tubazioni aeree, ai combustori delle turbine a gas. - Gasolio E utilizzato come combustibile dai gruppi elettrogeni e dalle motopompe antincendio di emergenza, dalla caldaia ausiliaria, dalle torce pilota del gruppo 8. Combustione e trattamento fumi - Ciclo termoelettrico tradizionale: nelle Unità convenzionali come descritte in precedenza, consumo di olio combustibile per la produzione di 320 MW lordi è di circa 70 t/h mentre quello del gas naturale, per la produzione della stessa potenza, è di circa Nmc/h. I bruciatori per i combustibili, sono sistemati su vari piani della caldaia e il processo della combustione è regolato sia dal rapporto fra aria comburente e combustibile sia dalla temperatura. La regolazione della miscela aria/combustibile avviene di

18 16 norma automaticamente, secondo parametri definiti e con un eccesso di aria calcolato in misura tale da diminuire la formazione di incombusti, senza peraltro incrementare quella degli ossidi di azoto (NO x ). La fase di combustione è caratterizzata dai seguenti aspetti: prevenzione d incidente (scoppio) massimizzazione dell efficienza minimizzazione della produzione d inquinanti In merito al pericolo di formazione di miscele esplosive in caldaia o in altre parti del sistema (condotti, camini), sono adottati particolari criteri di conduzione (prolungati flussaggi di aria) nelle fasi di avviamento e riavviamento dopo fuori servizio della caldaia e sono disposti una serie di controlli e blocchi automatici per garantire che questi flussaggi siano attuati. Per la massimizzazione dell efficienza, ovvero per la massima produzione di energia in rapporto al potere calorifico del combustibile, sono adottati particolari criteri di conduzione (atomizzazione del combustibile, regolazione del rapporto aria/combustibile). La gestione delle problematiche relative alla formazione di ossidi di zolfo, ossidi di azoto, monossido di carbonio e polveri, che costituiscono i principali sottoprodotti della combustione, è affrontata attraverso provvedimenti gestionali (scelta dei combustibili), tecnici (gestione della combustione) ed impiantistici (bruciatori ed elettrofiltri). I fumi della combustione sono dispersi in atmosfera per mezzo di camini alti 250 metri. - Ciclo turbogas: i turbogas sono di costruzione General Electric ed utilizzano per la combustione gas naturale. Il consumo di gas naturale per la produzione di 250 MW lordi è di circa Nmc/h. Per la combustione utilizzano combustori a secco (DLN 2.6+), che producono bassissimi livelli di NO x (<30 mg/nmc riferiti al 15% di O 2 libero nei fumi secchi), in linea con la migliore tecnologia disponibile per questi impianti. La riduzione della concentrazione degli NO x prodotti è ottenuta realizzando un particolare tipo di combustione, tecnicamente denominata premix. Tale combustione si ottiene sostanzialmente premiscelando combustibile e comburente prima dell immissione in camera di combustione. La premiscelazione può essere effettuata solo al di sopra di una potenza minima, in quanto ai bassi carichi si ha instabilità della fiamma. Per questo motivo nella fase di avviamento la modalità di combustione è differente, ed è caratterizzata dall immissione separata di combustibile e comburente in camera di combustione. In tali condizioni può essere visibile una colorazione gialla dei fumi al camino, indicativa della presenza di più elevati valori di NO x. Il passaggio alla modalità premix, con conseguente drastica riduzione degli NO x, è automaticamente realizzato in salita di carico ad un valore di potenza elettrica erogata di poco inferiore al minimo tecnico ambientale (MTA 100 MW). Ciclo delle acque L acqua necessaria alla produzione della Centrale è approvvigionata dal canale Muzza. Per gli usi civili (mensa e sanitari) si utilizza un pozzo di emungimento dalle acque di falda con una portata pari a 6,4 l/s. L acqua è inviata ad un autoclave, che garantisce una pressione adeguata a tutte le utenze. Non è previsto alcun ulteriore accumulo. La potabilità è controllata periodicamente mediante analisi eseguite da un laboratorio esterno. - Condensazione del vapore e raffreddamento macchinari La Centrale utilizza acqua prelevata dal canale Muzza nella misura massima di 50 m 3 /s. Le portate del canale Muzza assumono valori diversi in relazione ai periodi stagionali, poiché le acque sono impegnate dagli utenti irrigui del Consorzio di Bonifica Muzza-Bassa Lodigiana, che ha compiti di gestione delle utenze del canale stesso e di regimazione delle acque. L acqua del canale Muzza utilizzata per il raffreddamento può configurarsi come un prelievo ed una restituzione contemporanei, a seguito dei quali l acqua mantiene inalterate le proprie caratteristiche chimico-fisiche, salvo un aumento di temperatura. Le Unità di produzione dispongono di opere di presa e di scarico; tutte prelevano dal canale Muzza, mentre la restituzione avviene nel canale stesso per i Moduli 5/6 e nel canale Belgiardino per le Unità 7-8. Quest ultimo canale scarica al fiume Adda ed è garantita una portata di acqua necessaria alla fauna ittica. Per caratterizzare la perturbazione termica indotta dalla Centrale nei canali Muzza e Belgiardino e nel fiume Adda, è stato ultimato nel 1998, dal Laboratorio Enel di Piacenza, uno studio basato sull elaborazione di una cospicua serie di dati idrologici storici relativi ai corsi d acqua citati, che ha permesso di elaborare un modello matematico per la verifica dei limiti di legge. In particolare il limite sulla temperatura dell acqua scaricata nei canali artificiali è di 35 C, ma per quanto riguarda il fiume Adda deve anche essere assicurato il rispetto della massima differenza tra le temperature medie di qualsiasi sezione del corso d acqua a monte ed a valle del punto di immissione, che non deve superare i 3 C e su almeno metà della sezione non deve superare

19 17 1 C. Il limite dei 35 C allo scarico nel canale non rappresenta, di solito, un vincolo significativo per il funzionamento della Centrale e la temperatura media annua dell acqua a valle è di circa 18 C. Il rispetto del limite sul fiume Adda comporta, viceversa, in rare condizioni di bassa portata del fiume e utilizzo prevalente del canale Belgiardino, la necessità di limitare il carico generato dalla Centrale. Il verificarsi di tali condizioni è valutato tramite controllo delle portate e delle temperature sia dei canali Muzza e Belgiardino che del fiume Adda, che attualmente sono monitorate in continuo con dati teletrasmessi in Centrale. Un ulteriore limite, fissato dalla Convenzione con gli Enti locali del 1992, fissa in 8,5 C il massimo incremento di temperatura fra l acqua in ingresso e quella in uscita. Tale valore varia normalmente fra 4 C e 7,5 C in relazione alla potenza elettrica prodotta ed allo scambio termico. Per il controllo della temperatura allo scarico sono installati appositi sistemi di monitoraggio. Bilancio idrico acque superficiali anno 2008 Il bilancio delle acque superficiali dell anno 2008 è il seguente: 1. Acqua prelevata dal canale Muzza m 3 2. Acqua restituita dopo condensazione e raffreddamento m 3 3. Acqua scaricata da raffreddamento macchinario m 3 4. Acqua scaricata da impianto di trattamento m 3 5. Acqua scaricata in atmosfera sotto forma di vapore (stimata) m 3 6. Acque meteoriche non sottoposte a trattamento Nelle acque identificate con il punto 4 è compresa la quota delle meteoriche che, separata nelle vasche di prima pioggia, è inviata all impianto di trattamento, perché potenzialmente inquinata. Inoltre sono comprese anche le acque meteoriche raccolte dai tetti e dai bacini di contenimento dei serbatoi di olio combustibile. Le acque meteoriche di seconda pioggia scaricano direttamente senza trattamento. Non è possibile eseguire un calcolo accurato delle acque di cui al punto 5, né di quelle del punto 6. Questo perché l acqua del punto 5 è sostanzialmente impiegata per la produzione di vapore utilizzato per il riscaldamento, per l atomizzazione del combustibile e per il reintegro delle perdite fisiologiche dell impianto, mentre quella indicata al punto 6 è riferita alle acque meteoriche non trattate. - Gestione dei reflui idrici (raccolta, trattamento e restituzione delle acque) Le acque reflue di Centrale sono raccolte da un sistema di tubazioni e/o canalizzazioni atte a formare reti di raccolta distinte per tipologia di acqua, che fanno capo all Impianto Trattamento Acque Reflue (ITAR). In relazione alla qualità dell acqua raccolta è previsto un trattamento di depurazione specifica, e precisamente un trattamento per le acque inquinate da agenti chimici (trattamento acque acide/alcaline), un trattamento per le acque inquinabili da oli (trattamento oleoso) ed un trattamento per i reflui biologici (trattamento biologico). Per le acque acide/alcaline, derivate principalmente dal processo di demineralizzazione e dalla raccolta di acque di lavaggio dell impianto, la depurazione avviene trasformando le sostanze disciolte e in sospensione in sostanze insolubili, mediante aggiunta di opportuni reagenti che favoriscono processi di flocculazione e di precipitazione. Per le acque che possono essere state a contatto con oli e per quelle meteoriche di prima pioggia raccolte nei piazzali dei parchi combustibili, la depurazione avviene mediante vasche API (che separano gli oli in superficie) e serbatoi di decantazione. L olio recuperato è trasferito ai serbatoi di stoccaggio combustibile e l acqua è inviata alla sezione trattamento acque acide/alcaline o alla vasca finale. La sezione acque biologiche opera il trattamento delle acque sanitarie (uffici, mensa, foresteria, servizi nelle Unità) convogliate da apposita rete fognaria. Dopo il passaggio attraverso un sistema di filtrazione e triturazione delle parti grossolane, il refluo è sottoposto a trattamenti biologici di tipo aerobico, ad un trattamento di debatterizzazione a raggi ultravioletti e quindi avviato alla vasca di acque acide/alcaline. Tutte le acque, dopo i diversi trattamenti sopra descritti, confluiscono in una vasca finale, nella quale è operato il controllo in continuo, prima dello scarico, di ph, temperatura, conducibilità, contenuto oli e torbidità. In ogni caso è possibile interrompere ciascun flusso alla vasca finale e riavviare il refluo a stoccaggio in opportuni serbatoi, per ulteriori controlli e trattamenti. Sono escluse da tale passaggio le acque meteoriche

20 18 cadute in aree non inquinabili, quelle di seconda pioggia del parco sud e di seconda pioggia della zona turbogas, che sono direttamente inviate al canale Muzza o alla Roggia Marcona. Paratoie ad azionamento manuale hanno lo scopo di favorire l intercettazione del singolo scarico a fronte di accidentali sversamenti o sporcamento di strade o piazzali. In appendice è riportato lo schema a blocchi dell impianto acque reflue. La storia e gli sviluppi futuri La storia della Centrale di Tavazzano e Montanaso è ormai molto lunga. I primi due gruppi da 65 MW (1 e 2) nacquero nei primi anni 50, con i finanziamenti del piano Marshall, mentre nei primi anni 60 furono costruiti i gruppi 3 e 4, da 140 MW. Gli impianti furono costruiti da una società privata, la STEI (Società Termo Elettrica Italiana) che aveva tra i principali azionisti Edison e Falck, che utilizzavano gran parte dell energia prodotta per l uso nelle proprie industrie. Per questo erano considerati autoproduttori e quindi la Centrale non fu subito nazionalizzata nel 1962, alla nascita dell ENEL, ma solo nel L ubicazione della Centrale fu individuata per la vicinanza di importanti centri di consumo di energia elettrica e di un nodo di linee elettriche di grande trasporto e per la disponibilità, durante tutto l anno, di acqua fredda superficiale, necessaria per il raffreddamento dei condensatori. Gli impianti bruciavano olio combustibile e gas naturale ma erano anche predisposti per utilizzare DPL (distillati di petrolio leggeri utilizzati però per pochissimo tempo) e non vi era alcun sistema di filtrazione dei fumi con emissioni da camini alti 70 metri. Dopo il passaggio da STEI ad ENEL ed in seguito alla legge n. 880 del 1973, furono costruiti i gruppi 5 e 6, da 320 MW alimentati ad olio combustibile denso ed entrati in servizio nel 1981 e nel 1982, dotati di filtri elettrostatici per trattenere le ceneri e con un camino per le emissioni alto 250 metri. Con l avvio dei gruppi 5 e 6, i gruppi 1 e 2 furono definitivamente messi fuori servizio. Il gas naturale fu adottato su tali gruppi nella seconda metà degli anni 80 a seguito di alcuni primi interventi di ambientalizzazione. In seguito fu progettato il raddoppio, con la realizzazione di ulteriori due Unità da 320 MW (Unità 7 e 8), che entrarono in servizio negli anni , a cui seguì la definitiva chiusura dei gruppi 3 e 4. Le Unità 7 e 8 avrebbero dovuto essere alimentate con carbone. L autorizzazione fu concessa dalla Regione Lombardia a fine 1982 ma, a seguito delle accese polemiche insorte sull uso del carbone, si giunse nel 1987 ad un accordo tra Enel, Regione, Comuni di Tavazzano e Montanaso e Consorzio del Lodigiano in base al quale si stabilì che la Centrale non avrebbe utilizzato carbone ma soltanto gas naturale e olio combustibile, privilegiando il primo nella gestione corrente. Anzi, i dispositivi di filtrazione delle ceneri, le reti di rilevamento della qualità dell aria esterna, i sistemi di misura e controllo delle emissioni al camino di tutti i gruppi di produzione della Centrale, furono notevolmente potenziati e tutti i dati riscontrati sono sempre stati a disposizione delle autorità di controllo. Nel 1999 la Centrale dunque era costituita da quattro gruppi convenzionali da 320 MW funzionanti a gas naturale ed olio combustibile, con una potenza termica installata pari a 3200 MW termici, una potenza elettrica utile di 1280 MW elettrici ed un rendimento attorno al 40 %. In quella data si iniziarono anche le procedure che portarono ad ottenere la Certificazione ISO e la prestigiosa Registrazione EMAS conseguita nel 2000 con il numero I A seguito della liberalizzazione del mercato dell energia elettrica, della privatizzazione e vendita di parti di Enel, la Centrale passò al Gruppo privato spagnolo Endesa, che ebbe l autorizzazione, con Decreto MICA n 2/2002, a trasformare i gruppi 5, 6, 7 in cicli combinati da 400 MW circa ciascuno. La trasformazione prevedeva di installare, nell area occupata dalle preesistenti caldaie, tre impianti turbogas (TG), della potenza elettrica di 250 MW ciascuno, ed i relativi generatori di vapore (GVR). Il vapore prodotto, utilizzando il calore residuo dei gas di scarico dei turbogas, sarebbe stato utilizzato nelle Nuovi impianti in servizio dal 2005 Unità Modulo 5 (TGA+TGB+TV5) Modulo 6 (TGC+TV6) Unità 8 Potenza 760 MW 380 MW 320 MW Entrata in esercizio commerciale gennaio 2005 novembre 2005 aprile 1992 Figura 5