Proposta di riforma del mercato italiano del gas - Confindustria

Proposta di riforma del mercatoitaliano del gasCONFINDUSTRIATavolo domanda – offerta gasProgetto Gas Market Assessment04 Febbraio, 2010RISERVATO ED ESCLUSIVOÈ severamente vietato qualsiasi utilizzo del presente materiale senza specificaautorizzazione di Confindustria

IndicePrefazione 2Sintesi della proposta di riforma 3Il mercato del gas in Italia: disponibilità di gas ineccesso nel breve e nel lungo periodo 3Regolamentazione sul bilanciamento commercialee sull’allocazione dello stoccaggio migliorabile 4Mercato di scambio organizzato non ancorasviluppato 5Proposta per aumentare la liquidità, l’efficienza e latrasparenza del mercato 5Processo di riforma articolato su tre orizzonti 81. Struttura del mercato italiano del gas 101.1 Analisi della domanda 101.2 Analisi dell’offerta 111.3 Analisi delle infrastrutture italiane 152. Equilibrio atteso fra la domanda e l’offerta 182.1 Evoluzione della domanda nel periodo 2010-2025 182.2 Piano di sviluppo delle infrastrutture 222.3 Analisi dell’equilibrio del mercato 243. Benchmark europeo della regolamentazione 273.1 La disciplina del bilanciamento commerciale 283.1.1 Bilanciamento commerciale in Italia....................... 313.1.2 Bilanciamento commerciale in Francia .................. 323.1.3 Bilanciamento commerciale in Germania .............. 333.1.4 Bilanciamento commerciale in Gran Bretagna....... 341

3.2 L'accesso ai servizi di stoccaggio 353.3 L'apertura del mercato retail 404. Benchmark sul mercato organizzato 424.1 I mercati organizzati del gas in Europa 424.2 Confronto tra il PSV e gli hub europei 455. Proposta di riforma del mercato 485.1 Aree di miglioramento del sistema regolatoriodel gas in Italia 485.2 Linee guida e proposte di evoluzione dellaregolamentazione del mercato del gas 505.2.1 Breve periodo: rimozione degli impedimenti attualisullo stoccaggio ed evoluzione del Punto di ScambioVirtuale ............................................................................ 525.2.2 Medio periodo: avvio del nuovo bilanciamento amercato e della borsa del gas......................................... 545.2.3 Lungo periodo: completamento della riforma......... 555.3 Benefici attesi dalla riforma 565.4 Percorso di realizzazione delle riforme 575.4.1. Attività da realizzare nel breve periodo................. 575.4.2. Attività necessarie per il sistema a regime............ 596. Allegato 616.1 Dettagli sul nuovo metodo di bilanciamento aregime 616.2 Revisione delle regole di allocazione deglistoccaggi 642

STRETTAMENTE RISERVATOProposta di riforma del mercato italiano delgas1

PrefazioneCon questo studio Confindustria intende proporre un percorso organico estrutturato per la riforma del mercato del gas naturale in Italia.La proposta di riforma è stata formulata all’interno di un tavolo di lavorocomposto dai rappresentanti delle associazioni industriali dei consumatori di gase degli operatori del mercato del gas. Lo studio è stato elaborato da Confindustriacon il supporto di McKinsey & Company.Roma, 04 febbraio 2010Confindustria2

Sintesi della proposta di riformaLa legge 99/2009 ha previsto, all’articolo 30, la creazione di una borsa del gasgestita dal Gestore del Mercato Elettrico. La stretta tempistica prevista daldecreto comporta la definizione in tempi rapidi delle misure necessarie asviluppare un hub italiano del gas naturale. Per questo Confindustria ha ritenutonecessario effettuare un percorso di analisi per identificare le misurepropedeutiche all’avvio della borsa del gas.La borsa del gas non è il mero sviluppo di una piattaforma commerciale macostituisce l’avvio di una attenta riflessione su le dimensioni economiche,geopolitiche e tecniche relative alle infrastrutture che concorrono a formare ilsistema gas.Il nostro paese, per quanto fortemente esposto alla dipendenza dal gas naturale, sicolloca in una posizione geostrategica di assoluta rilevanza nel contesto dei paesieuropei.Questo studio intende portare un contributo al dibattito istituzionale per losviluppo organico del mercato, in linea con le esperienze dei principali paesieuropei e coerente con gli obiettivi della normativa comunitaria.Date le caratteristiche del mercato italiano gas, l’analisi intende collocare leproposte di riforma nell’ambito di uno scenario prospettico del mercato, sia sulpiano infrastrutturale che istituzionale ed in tale prospettiva identificare ipresupposti che all’avvio di una borsa gas efficiente e adeguatamente liquida.Per questo motivo sono state elaborate previsioni dell’evoluzione della strutturadella domanda e dell’offerta del gas in Italia, oltre che delle infrastrutture diimport, stoccaggio e produzione domestica. È stato inoltre svolto un confronto trail sistema regolatorio e di mercato in vigore in Italia e quelli vigenti in altri paesieuropei (quali Francia, Gran Bretagna, Germania), al fine di determinare lepossibili aree di miglioramento.Alla luce di queste analisi, la proposta di riforma si pone l’obiettivo di aumentarela liquidità, l’efficienza e la trasparenza del mercato italiano del gas, allineando isuoi meccanismi di funzionamento a quelli delle realtà europee più avanzate.In queste prime pagine, sono sintetizzati gli aspetti fondamentali della proposta,poi approfonditi nel seguito dello studio.Il mercato del gas in Italia: disponibilità di gas in eccesso nel breve enel lungo periodoIl mercato italiano del gas si trova in una situazione di eccesso di disponibilità digas rispetto alla domanda, sia nel breve sia nel lungo periodo.3

Nel 2009, la crisi economica ha causato una netta flessione della domanda di gas,che si è attestata sui 78 miliardi di m³ (rispetto agli 85 del 2008). Nel contempo,la capacità di importazione è aumentata del 14%, passando a circa 110 miliardi dim³ annui superiore di circa il 54% rispetto alla domanda totale.Nel 2025, si stima che la domanda di gas possa variare tra i 74 e i 97 miliardi dim³. L’ampiezza di questo intervallo di valori è determinata dall’incertezzarelativa all’eventuale ripresa economica, al rispetto degli obiettivi di riduzionedelle emissioni di CO 2 , allo sviluppo delle energie rinnovabili e al successo delprogramma nucleare italiano.Sulla base di tali previsioni, anche nel caso più ottimista di crescita delladomanda, la disponibilità attuale di gas risulterebbe comunque sufficiente a farfronte ai consumi nel lungo periodo. Se poi si ipotizza, rispetto ai progettiannunciati (per un totale di 83 miliardi di m³), un prudenziale aumento dellaofferta di gas di ulteriori 50 miliardi di m³ circa, il sistema farebbe registrare uneccesso di offerta per circa 65 miliardi di m³.Per converso, aumenterà la dipendenza dai fornitori abituali anche per il venirmeno della produzione nazionale.L'attuale regolazione degli stoccaggi, con conferimento prioritario delladisponibilità alla modulazione dei clienti residenziali e al mantenimento di unariserva strategica, non soddisfa le richieste del sistema, e continuerà ad essereinsoddisfacente considerano il fatto che i nuovi investimenti previsti potrebberoritardare rispetto alle attese iniziali.Regolamentazione sul bilanciamento commerciale e sull’allocazionedello stoccaggio migliorabileL’esame comparativo della regolamentazione italiana rispetto a quella francese,tedesca e britannica mostra un sostanziale allineamento dal punto di vista delladisciplina di accesso e utilizzo delle infrastrutture di trasporto e distribuzione, eanche da quello della liberalizzazione del mercato retail. Al contrario, si rilevanoscelte profondamente diverse da quelle del resto d’Europa dal punto di vista dellaregolamentazione del bilanciamento commerciale e dell’utilizzo della capacità distoccaggio.Riguardo al bilanciamento commerciale, la normativa di Francia, Germania eGran Bretagna impone allo shipper di mantenere la propria equazione dibilanciamento sempre bilanciata per tutti i punti di prelievo, offrendo lapossibilità di aggiustare nel giorno gas le proprie partite su un mercato borsisticoe sanzionando eventuali sbilanciamenti con penali legate a prezzi di mercato delgas. Il sistema italiano prevede invece che lo sbilanciamento dello shipper siacompensato dall’utilizzo del proprio stoccaggio. In tal modo, gli shipper nontitolari di capacità di stoccaggio vengono fortemente penalizzati, dovendo pagare4

eventuali sbilanciamenti al prezzo di stoccaggio strategico (che, in media, è del150% superiore al prezzo di mercato). Tale peculiarità rappresenta sicuramenteun unicum in Europa e costituisce una delle principali barriere all’ingresso per glishipper non titolari di capacità di stoccaggio.A proposito dello stoccaggio, l’Italia è l’unico paese che gestisce tutta la capacitàdisponibile in regime di “accesso regolato”: la tariffa applicata è la più bassad’Europa e le regole attuali per l'allocazione della capacità fanno sì che tutte lerisorse disponibili siano destinate alla modulazione stagionale della clientelaresidenziale e alla riserva strategica per eventi eccezionali.La normativa attuale prevedrebbe addirittura la necessità di destinare ulteriorivolumi alla clientela residenziale nel caso in cui risultassero disponibili nuoverisorse di stoccaggio (fino ad un ammontare di 18,4 miliardi di m 3 ).La mancanza di un mercato di bilanciamento in cui venga valorizzata laflessibilità, unita al basso livello delle tariffe di stoccaggio (integralmenteregolato), non consentono l'emersione del vero valore delle risorse di flessibilità.Mercato di scambio organizzato non ancora sviluppatoPur registrando una crescita in termini di volumi di gas scambiato (dai 2,2miliardi di m³ del 2005 ai 24,5 miliardi di m³ del 2009), in Italia il Punto diScambio Virtuale (PSV) fa registrare una liquidità ancora inferiore alla mediadegli altri hub europei (nel 2008, i volumi scambiati rispetto al consumo delpaese erano pari al 9% in Italia, contro il 26% di Francia e Germania), unagamma di prodotti e servizi ridotta, e un impianto normativo e tecnologicosicuramente migliorabile. Inoltre, nel mercato italiano del gas, non esiste la prassidi pubblicare i prezzi delle transazioni giornaliere, a discapito della trasparenza.L’Italia è peraltro l’unico paese europeo privo di una borsa che intervengasull’hub di negoziazione di gas all’ingrosso (sul Punto di Scambio Virtuale).Proposta per aumentare la liquidità, l’efficienza e la trasparenza delmercatoCome premesso, l'Italia ha un eccesso di disponibilità di gas ma manca di unmercato liquido organizzato che, fornendo i corretti segnali di prezzo aglioperatori, permetta loro di orientare correttamente le proprie scelte diinvestimento e favorisca un utilizzo corretto ed efficiente delle risorse delsistema. Pertanto, la riforma proposta si prefigge di conseguire con gradualità treimportanti obiettivi:5

1. Assicurare un incremento della liquidità del mercato, promuovendomeccanismi di scambio market based tra operatori (come un mercato delbilanciamento), migliorando la fruibilità dell’attuale piattaforma di scambioOver the Counter (ossia del Punto di Scambio Virtuale) e promuovendo lanascita di una borsa al Punto di Scambio Virtuale.2. Promuovere un uso efficiente delle risorse già disponibili nel sistema,assicurando l’emersione del valore della flessibilità, tramite un bilanciamentoa prezzi di mercato e un ampliamento del numero dei soggetti fruitori dellecapacità di stoccaggio.3. Garantire la trasparenza delle dinamiche di prezzo del gas, in manieraanaloga a quanto già avviene in altri paesi europei dotati di mercati discambio evoluti (sia fisici sia finanziari), che contribuirebbe a fornire aglioperatori idonei segnali di prezzo e a prevenire quindi eccessivi sbilanci tracapacità e domanda, e conseguenti maggiori oneri futuri per il sistema.Considerati questi obiettivi, si propone un’evoluzione della normativa che agiscacongiuntamente sulla revisione dei meccanismi allocativi dello stoccaggio,sull’introduzione del bilanciamento commerciale a mercato e sulla revisione delmercato all’ingrosso.La revisione dei meccanismi allocativi dello stoccaggio è necessaria e resapossibile in questa situazione di aumentata disponibilità di gas e di mercato"lungo". Tale revisione non può prescindere da un processo che, riesaminando lanormativa italiana alla luce dei criteri di sicurezza che stanno per essere definiti alivello europeo, riconsideri i criteri di utilizzo dello stoccaggio di cui alla delibera303/07. Questo processo, favorito dall'entrata in esercizio di nuova capacità diimportazione, renderebbe maggiormente flessibile il sistema, evidenziando unacapacità di stoccaggio esistente destinabile ad altri usi.E' fondamentale quindi che si costituisca un gruppo di lavoro fra gli operatori delsistema che, alla luce dei suddetti interventi, determini la capacità che potrebbeessere liberata. Una prima analisi condotta da questo tavolo di lavoro 1 ha valutatoche potrebbe essere destinato ad altri usi una capacità pari a 0,4÷0,9 miliardi dim³, mantenendo invariato il volume di stoccaggio destinato agli utilizzi disistema (cioè riserva strategica, stoccaggio per bilancimento del sistema estoccaggio minerario).Le aste mensili per lo stoccaggio disponibile (promosso dalla deliberadell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n.165/09) hanno già consentito unprimo miglioramento della situazione, liberando le risorse non utilizzate: unulteriore passo in avanti sarebbe rappresentato dall'aumento del grado di1 Eseguita applicando per il calcolo dello stoccaggio necessario per la modulazione stagionale dei clientiresidenziali una metodologia una metodologia analoga a quella utilizzata in Francia ai consumi italianidel 2006, 2007 e 2008.6

informativa al mercato sulle disponibilità delle risorse del sistema e sulle relativequotazioni minime. Per un ulteriore revisione coerente dei meccanismi diconferimento degli stoccaggio è auspicabile quindi i) la modifica alla normativain tema di sicurezza degli approvvigionamenti con riferimento in particolare aquanto in discussione a livello europeo ii) la modifica della delibera 303/07,relativa ai criteri di utilizzo dello stoccaggio prenotato, in coerenza con lapossibilità di offrire servizi di stoccaggio non utilizzati da chi ne possiede, purcontinuando a garantire la sicurezza dei clienti residenziali –modifica chepotrebbe allargare la flessibilità operativa; iii) infine, l’esplicita previsionenormativa di ampliare la modalità di accesso allo stoccaggio, prevedendo lapossibilità per tutte le nuove capacità di stoccaggio (sia nuovi impianti sia sulpotenziamento degli esistenti 2 ) di operare in pura logica merchant, in esenzionetotale o parziale alla regolazione, potrebbe accelerare gli investimenti in nuovacapacità.L'introduzione del bilanciamento commerciale a mercato rappresenta inveceuna riforma radicale del sistema, che dovrebbe consentire l’effettiva emersionedel prezzo della flessibilità. A questo proposito, si propone di eliminareprogressivamente la “chiusura a stoccaggio” e di istituire un mercato intraday incui gli shipper possano bilanciare le proprie posizioni. La realizzazione del nuovosistema dovrebbe seguire un processo graduale, adeguato alle diverse categorie diclienti, collegato all’evoluzione dei sistemi di misura tele-letti e dei modelli distima di consumo per i clienti che non saranno tele-letti, e corredato di un sistemadi fasce di tolleranza. E' essenziale che le relative innovazioni normative sianodefinite con opportuno anticipo rispetto all'avvio del mercato del bilanciamento,in modo da garantire agli opertori tempistiche consone con l'implementazione deinecessari adeguamenti.La revisione del mercato all'ingrosso dovrebbe passare attraverso unanecessaria evoluzione della sezione Over the Counter del Punto di ScambioVirtuale, che ne aumenti la fruibilità e la liquidità (per fare alcuni esempi,l’introduzione di contratti standard, la revisione delle garanzie che gli operatoridevono prestare, gli accordi per facilitare l’ingresso di broker, l’obbligo dipubblicazione dei prezzi e dei volumi giornalieri). Contestualmente, si proponedi favorire la creazione di una borsa day ahead e intraday (anche a servizio delbilanciamento commerciale), analogamente a quanto avviene nel resto d’Europa(PowerNext, APX, e così via).Inoltre il ruolo dell'Acquirente Unico dovrebbe rimanere uguale a quello cheaveva prima della legge 99/09 (cioè come soggetto che identifica il fornitore diultima istanza per il mercato tutelato), poiché qualsiasi ruolo più esteso rischia dicompromettere la concorrenza del mercato del gas. L'introduzione di tale2 A meno che gli investimenti per il potenziamento degli impianti esistenti non siano già remunerati dallatariffa.7

soggetto, peraltro assente negli altri mercati di gas europei analizzati e pevistamolti anni dopo la completa apertura del mercato, appare in contrasto con iprocessi di liberalizzazione dei mercati (anche retail).Processo di riforma articolato su tre orizzontiConsiderata quindi operante questa proposta di riforma del mercato, è statoidentificato un possibile percorso organico ed evolutivo del settore, che tieneconto della corretta sequenza temporale per ottenere a regime un mercatocoerente e che si sviluppa su tre orizzonti temporali, di breve, medio e lungoperiodo.Nel breve periodo (entro l’anno 2010), è opportuno procedere a:■ Rivedere, alla luce del quadro sopra descritto, la normativa sulla sicurezzadegli approvvigionamenti alla luce di quanto in discussione a livelloeuropeo; conseguentemente, sarà opportuno aggiornare la relativaregolamentazione (delibera dell’Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas n.303/07 e Legge 164/00) per adattare le normative di sicurezza alla nuovastruttura “lunga” del mercato italiano e all’aumento della disponibilità dicapacità di importazione. Si dovrebbe quindi definire la disciplina cheregola il regime di funzionamento dei potenziamenti degli attuali impianti distoccaggio e di quelli di nuova costruzione. A seguito di questi interventi sipotranno rimuovere gli impedimenti attuali all’utilizzo dello stoccaggio,rivedendo i criteri di conferimento, al fine di rendere disponibile la capacitàdi stoccaggio a tutti gli operatori per altri usi (come la modulazione per iclienti industriali e del termoelettrico) e introdurre nuovi strumenti dibilanciamento come gli stoccaggi aciclici. La determinazione della capacitàda poter attribuire per altri usi dovrà essere oggetto di uno specifico equalificato tavolo tecnico del settore. Contestualmente,■ Allineare il Punto di Scambio Virtuale ai modelli europei, mediantel’introduzione di contratti standard, l’adeguamento delle garanzie prestatedagli operatori (industriali e finanziari), i nuovi accordi con i broker el’aggiornamento della normativa attuale (con l’abrogazione dell’obbligo didichiarazione della provenienza del gas, per esempio).Nel medio termine (2011-2013), dovrebbero essere realizzate le riformeessenziali del mercato, che consentiranno di:■ Avviare il mercato del bilanciamento per i clienti tele-letti diretti,mantenendo le regole attuali (bilanciamento a stoccaggio) per gli altriclienti, e rinnovare nel contempo i modelli per la profilazione e la stima deiconsumi dei clienti, perlopiù residenziali, che rimarranno al di fuori del8

programma di installazione dei contatori tele-letti o con registrazione deiconsumi giornalieri.■ Avviare la borsa day-ahead e intraday, sulla quale possano essere regolateanche le partite di bilanciamento giornaliero degli shipper.Nel lungo periodo (post 2013), ci si attende il completamento della riforma,con l’applicazione a tutti i clienti (anche indiretti) del nuovo regime dibilanciamento e l’ulteriore evoluzione del mercato borsistico, con lo sviluppo deiprodotti e servizi prestati (come i contratti a termine, per esempio).9

1. Struttura del mercato italiano delgas1.1 Analisi della domandaL’Italia è il terzo mercato europeo del gas naturale per quanto riguarda i consumi(85 miliardi di m³ nel 2008) e il primo in assoluto in termini di percentuale diutilizzo del gas come fonte energetica primaria per la generazione elettrica e laproduzione industriale (figura 1).Figura 1Ripartizione dei consumi di gas in Italia e in EuropaConsumo totale 12008-2009Miliardi di metri cubi (bcm), per centoDipendenza energetica da gas naturale2007, utilizzo gas per settorePer centoPower GenerationIndustrialeResidenzialeResidenziale Industriale Power GenerationRegnoUnito20082009E41% 15 4489100% =105 bcm59%34382008Germania2009E45 31 249498433615Italia20082009E36 2 24 407885503854Francia20082009E47 36 17 484731295PaesiBassi20082009E31 31 384442N.d.N.d.N.d.Spagna20082009E15 36 4937432235281 Consumi riferiti al 2008, suddivisione tra gli utilizzi riproporzionato dai dati 2007, tranne che in Italia2 Secondo indicazione Snam Rete Gas che include tutti gli utenti collegati alla rete di distribuzione, che sono in larga misura domestici più altre utenzecome scuole, ospedali e piccole azienda, anche se con consumi >200.000 m 3 /annoFONTE: Eurostat; International European Agency (IEA); Snam Rete GasDopo un periodo di crescita ininterrotta dei consumi, con un aumento del 3,2%annuo nel periodo 1990-2008 (principalmente dovuto all'utilizzo per lagenerazione di energia elettrica), nel 2009 la domanda si è attestata su un livellodi 78 miliardi di m³, con una contrazione del 8% rispetto all’anno precedente e dicirca il 10% rispetto alle attese di sviluppo indicate prima dell’inizio della crisi.La domanda italiana di gas è caratterizzata da un’elevata stagionalità annuale(59% picco-picco, seconda solo alla Francia), determinata dalla modulazione10

stagionale dei consumi dei clienti residenziali e dalla marcata diminuzione dellerichieste di generazione di elettricità nei fine settimana dovuta all’interruzionedelle produzioni industriali (figura 2).Figura 2Profilo della domanda di gas in EuropaGas naturaleMilioni di metri cubi (mcm)Consumi totali di gasMilioni di metri cubi (mcm)/meseItaliaPicco-picco,per centoGranBretagnaGas ai punti di uscita della rete di trasmissioneMilioni di metri cubi (mcm)/giorno300Deviazione standard,per cento12.00010.000FranciaSpagna44%250200GranBretagnaGen.7%Lug.48.000596.0004.0002.000772815010050ItaliaSpagnaFrancia9 1513 1310 110Mar.2007Giu.2007Sett.2007Dic.2007Mar.2008Giu.2008Sett.2008Dic.2008Mar.200901 maggio200831 maggio2008FONTE: Snam Rete Gas; Gaz de France Transport; Transco UK1.2 Analisi dell’offertaLa quasi totalità della domanda italiana di gas naturale viene soddisfatta daapprovvigionamenti di importazione (89% dei consumi), in particolare da paesinon appartenenti all’Unione Europea, quali Algeria (34%), Russia (32%) e Libia(13%), con contratti sottoscritti principalmente da Eni (60%), Edison (13%) edEnel (10%) – come illustrato nella figura 3.La dipendenza nei confronti dell’estero è destinata ad aumentare con il previstodeclino delle produzioni nazionali (-8% annuo).11

Figura 3Ripartizione delle importazioni di gas in Italia2008Miliardi di metri cubi (bcm)AlgeriaRussiaLibiaNorvegia77,0Paesi BassiAltriNigeria 246,1~17,0Russia ~20,7LibiaNorvegia ~3,1 0Paesi Bassi ~5,3Eni 1Il gas importato dalla Libia èrivenduto alla frontiera aEdison, GdF, Sorgenia9,87,02,8Enel Trade7,82,0 0,61,2 4,0Edison89% delle importazioni totaliPlurigas1 Proporzione tra importazioni totali per 81,65 bcm su vendite per l’Italia di 46,1 bcm (esclusi autoconsumi per 5,6 bcm e gas release alla frontiera per11,25 bcm)2 Contratti swap con GdF su gas proveniente da Algeria e Russia consegnato a Panigaglia, Baumgarten e Oltingue (Svizzera), Eni consegna da questopuntoFONTE: Relazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) 2009; bilanci 20082,71,7Gaz deFrance1,5Sorgenia5,3(7)8,0(10)25,9(34%)24,6(32)9,8(13)3,4(4)TotaleAlgeriaRussiaLibiaNorvegiaPaesi BassiAltriFigura 4Principali importatori di gas in Europa2008, UE-27Miliardi di metri cubi (bcm)Produzione domestica 1ImportazioniProvenienza del gas importato nella UE-27StatoilAltri86 bcmGazprom124 bcmAltri minori 325non dichiarati 19Altri importatoriprincipaliAlgeria4650▪ Nigeria ~ 13▪ Libia ~ 8▪ Qatar ~ 8▪ Trinidad eTobago ~ 5▪ Egitto ~ 5▪ Turkmenistan ~ 566 bcm213 bcmNorvegia8680%Russia124Sonatrach50 bcmImportazionidi gas1 Principalmente di Gran Bretagna e Paesi BassiFONTE: IEA; Wood MacKenzie; analisi del gruppo di lavoro12

La situazione italiana non è dissimile da quella di altri paesi europei, cheregistrano produzioni nazionali in declino (la Gran Bretagna, un tempo paeseesportatore netto, è ora importatore netto) e massicce importazioni da Algeria,Norvegia e Russia, che rappresentano già circa l’80% dei consumi totali (figura4).Le importazioni europee vengono assicurate, per la quasi totalità, da contrattistipulati con le compagnie nazionali dei paesi produttori. Le caratteristicheprevalenti di tali contratti, quali l’obbligo di prelievo garantito (clausola di Takeor Pay), la lunga durata e l’indicizzazione a panieri di beni sostituibili (come gliolii combustibili o il petrolio), ne fanno degli strumenti utilizzabili solo dasoggetti di notevoli dimensioni. In Europa, infatti, la prassi mostra che il rischiofinanziario, operativo e di controparte insito in questo tipo di contratto può esseresopportato solo dai maggiori operatori petroliferi e dell’energia, che beneficianospesso di qualche forma di garanzia o back-up statale (figura 5 e 6).Dall’analisi comparativa della forma dei contratti di approvvigionamento, sidesume che l’Italia (al pari della Francia) ha il portafoglio di paesi fornitori piùdiversificato, con una vita residua dei contratti in essere maggiore di 10 anni peril 70% del gas contrattualizzato fino a oggi (figura 7).Figura 5Caratteristiche dei contratti di importazioneNON ESAUSTIVODescrizioneMotivazionePrelievogarantitoLunga durata▪ Volumi contrattualizzati annuali“che paghi anche se non usi”.Solitamente, è concessa unaflessibilità di±10%, con lapossibilità di recuperare ivolumi non consumati lungol’arco dei 3-4 anni seguenti▪ Solitamente, i contratti sonosottoscritti per periodi di 20-25anni▪ I produttori devono assicurare iflussi di cassa necessari aripagare gli ingenti investimentiincorsi per esplorazione,impianti di estrazione etrasporto e per la mitigazionedei rischi di investimento▪ La durata del contratto è inlinea con quella del periodo diammortamento delleinfrastrutture (tipicamente 30-40 anni)Mercato per grandioperatori chepossono sopportareelevati rischi finanziari:un contratto da 10miliardi di metri cubiper 20 anni richiedeun impegnofinanziario nell’ordinedi 40-60 miliardi dieuroGaranziastatale▪ Può essere richiesta unagaranzia statale▪ Necessità di tutelarsi dalrischio di controparte datal’entità dell’impegno finanziarioFONTE: Analisi del gruppo di lavoro13

Figura 6Contratti di importazione gas verso l’EuropaVolumi di gas contrattualizzati, 2009AltriAltri98.115.393.4Principali operatoriEnel10.9Altri 235.9Edison15.8Altri56.73.6Eni56.1E.ON 157.5GdF53.1AltriCentricaExxonMobile36.95.613.018.3AltriUnionFenosaGasnatural41.013.66.221.2ContrattatoContrattatoContrattatoContrattatoContrattatoItaly Germany France UK Spain1 Include 19.0 Bcm dalla Norvegia sottoscritti congiuntamente a Thyssen Gas e BEB2 BEB e RWE sotoscrivono 5 Bcm ciascuno3 Importazioni nette calcolate come differenza tra Domanda-Produzione+Esportazioni (contratti)FONTE: analisi su dati Global Insight e Wood MacKenzieFigura 7Confronto dei contratti di fornitura del gas in Europa2009Miliardi di metri cubi (bcm), per centoPaesePaesi Bassi 1Import contrattualizzato14.2 bcmGB Danimarca6Germania 8 62852 NorvegiaRussiaVita residua10 anni151814538Germania 1Altri89.2 bcmPaesi Bassi22438441.0 bcmEgittoSpagnaNigeria 1014 31 Algeria152 5 8Altri 1615TrinidadQatar36.9 bcmDanimarcaPaesi Bassi 2Gran222Bretagna 1 44QatarRussia 36 Norvegia 0Italia 195.0 bcmQatar NorvegiaAltri 76 Algeria8 34Libia 810Paesi Bassi27Russia0 8Francia55.9 bcmAltriEgittoNorvegia985Paesi Bassi 30 147Algeria 18 21Russia0320Norvegia1 Presenza di gas domestico del 5% superiore alla domanda22528870888546FONTE: Global Insight; Gas Matters; analisi del gruppo di lavoro14

Il mercato del gas europeo, con l’eccezione della Gran Bretagna, è quindicaratterizzato da una struttura concentrata sul lato dell’offerta, che in ultimaistanza è composta da grandi compagnie petrolifere statali, non soggette al poteredi indirizzo e controllo esercitato dalle autorità europee. Tradizionalmente, aquesta struttura dell’offerta si è sempre contrapposta una struttura altrettantoconcentrata sul lato della domanda (basti pensare a Eni, E.ON, Gaz de France). Èinteressante notare come tale struttura differenzi il mercato del gas naturaledell’Europa continentale non solo da quello della Gran Bretagna, ma anche dalmercato elettrico al quale è spesso, erroneamente, paragonato (un oligopolio diproduttori esteri il primo, una molteplicità di produttori nazionali il secondo).1.3 Analisi delle infrastrutture italianeL’Italia è dotata di una disponibilità di gas da importazione di 109,6 miliardi dim³ di gas, 98,3 dei quali via gasdotto e 11,3 di capacità di rigassificazione (GasNatuale Liquefatto, GNL, o LNG in inglese); oltre che di 13,9 miliardi di m³ diworking gas di stoccaggio e di 268 milioni di m³ al giorno di punta.Gli aumenti della capacità di import registrati nel corso del 2009 (del 14%superiori rispetto al 2008) hanno adeguato il sistema, consentendo di portare lacapacità di importazione giornaliera dai 321 milioni di m 3 al giorno del 2008 ai365,4 dei 2009; di conseguenza il rapporto fra capacità di importazionegiornaliera e consumi nel giorno di picco (pari a 410 milioni di m 3 nel 2008 e di385 nel 2009) è passata dal 78% nel 2008 al 95% nel 2009 – un valore adeguatoa soddisfare in tutta sicurezza i requisiti del sistema nelle condizioni attuali.L’analisi della disponibilità dei servizi di stoccaggio italiani rileva un sostanzialeallineamento in termini di percentuale della domanda dei clienti residenziali adaltri paesi europei quali Francia e Germania e, al contrario, un disallineamento intermini di capacità disponibile rispetto alla domanda totale (figura 8).15

Figura 8Capacità di stoccaggio in Italia e in altri paesi europeiCapacità di stoccaggio, anno termico 2007-2008In percentuale sulla domandatotaleIn percentuale sulla domandaresidenziale totaleIn percentuale sullo swingresidenziale invernale 1Francia 24%51132Germania2351n.a.Italia 21645146Spagna855171Paesi Bassi516n.d.GranBretagna410341 Lo swing residenziale è calcolato come somma dei consumi giornalieri superiori alla media2 La capacità totale di stoccaggio per l’Italia include anche 5,1 bcm di riserva strategica per l’anno 2008FONTE: Platts; Ilex; International Energy Agency (IEA); Wingas; Ben; Snam Rete Gas; GRTgaz; Transco UK; EnagasFigura 9Principali tipologie di impianti di stoccaggio di gas naturaleLine pack LNG peak shaving Cavità salineGiacimentiesauriti/acquiferoPeriodi breviPeriodi lunghi1 Line pack‘Stoccaggio’ nelle tubazionigrazie a cambiamenti dipressione (

Figura 10Capacità di stoccaggio in Europa: più di 100 impianti gestiti daoltre 60 operatoriSiti di stoccaggio gas esistenti, miliardi di metri cubi (bcm)Numero Capacità413Numero Capacità11Numero Capacità123110,9Numero Capacità50,060,61.10,30,33,4Numero Capacità130,015Numero Capacità1718140,011,4710Numero Capacità150,371,2LNG peak shavingAcquiferoCavità salineGiacimenti esauritiNumero Capacità1165 operatori 10,390,394,15Numero Capacità5 3,7Numero Capacità32,7Numero Capacità5 4Numero CapacitàL’Italia è l’unico paese europeo10 14che utilizza soltanto giacimentiesauriti ai fini dello stoccaggio8 2,71 La Germania dispone di 21 operatori di servizi di stoccaggio (SSOs), la Gran Bretagna di 6 (se ne prevedono altri 7, per un totale di 13)FONTE: Gas Storage Europe (GSE) Storage Map 2008; analisi del gruppo di lavoroGli impianti italiani, inoltre, sono tutti realizzati sfruttando giacimenti esauriti digas, molto adatti a garantire la modulazione stagionale, ma con limitateprestazioni di punta (che diminuiscono notevolmente al diminuire del volumestoccato).Negli altri paesi europei, la presenza di stoccaggi con caratteristiche tecnologichediverse (come quelli realizzati in cavità saline) e gestiti da una pluralità dioperatori consente agli operatori di offrire capacità di erogazione e iniezione dipunta che, per quanto influenzate dal volume di gas stoccato, risultano piùelevate (figure 9 e 10).17

2. Equilibrio atteso fra la domanda el’offerta2.1 Evoluzione della domanda nel periodo 2010-2025Prevediamo che la domanda italiana di gas possa evolvere dai 78 miliardi di m³registrati nel 2009 a un valore di consumo atteso per il 2025 che varia da unminimo di 74,2 miliardi di m³ a un massimo di 97 miliardi di m³.Le proiezioni relative al mercato italiano nel periodo 2010-2025 sono stateelaborate facendo riferimento a quattro possibili scenari, dipendenti dallevariabili demografiche, macroenomiche e tecnologiche determinanti la domanda.La necessità di definire quattro scenari è motivata dall’elevato grado diincertezza, acuito dalla crisi economica, circa la possibile evoluzione dellevariabili macroeconomiche e dalla grande aleatorietà delle scelte che verrannoeffettuate in merito agli obiettivi di salvaguardia ambientale, non ultimo intermini di importanza l’effettivo completamento del piano nucleare recentementeapprovato (figura 11).Figura 11Determinanti della domanda di gas naturaleNessun impattoImpatto elevatoConsumo di gasSettoreResidenzialeIndustrialeTermoelettrico1 Francia, Svizzera, Germania, Austria, Slovenia, GreciaFONTE: Analisi del gruppo di lavoroSplit Determinanti MotivazioneDomanda di energiaMix di produzioneDemografiaCrescita del PILMisure di risparmioenergeticoEnergie rinnovabiliNuclearePrezzo delle materieprimeImportCondizioniclimatiche▪▪▪▪▪▪▪Consumo di gas per riscaldamentodomestico influenzato dal numero diabitanti per abitazioneProduzione industriale e domandadi energia collegate all’evoluzionedel PILL’implementazione delle misuredi risparmio energetico ridurrà siai consumi di gas diretti sia quellielettriciInvestimenti in rinnovabili(collegati a regolazione e crescitaeconomica) ridurranno laproduzione da combustibili fossiliLa costruzione di centrali nucleariridurrà il consumo di combustibilifossiliI prezzi relativi di gas, carbone eCO 2 possono influenzare il pesorelativo della produzione a gas vscarboneLa convenienza di prezzodell’energia importata da paesilimitrofi 1 influenza entità e mix diproduzione▪ Le estati calde aumentano il consumodi energia per il condizionamento▪ Gli inverni freddi aumentano ilconsumo di gas per il riscaldamentoImpattodella crisiLa componente della domanda relativa al settore termoelettrico è stata calcolataavvalendosi del modello macroeconomico di McKinsey & Company di18

simulazione del mercato elettrico italiano che prende in considerazione varifattori: la proiezione della domanda totale di energia elettrica, correlata al PIL einfluenzata dal successo delle misure di risparmio energetico; il mix dellacapacità di generazione installata (entrata in linea delle energie rinnovabili,realizzazione degli impianti nucleari, costruzione di centrali a sequestro dianidride carbonica); il possibile andamento dei prezzi dei combustibili e dellaCO 2 ; l’economicità delle importazioni rispetto alla produzione nazionale.La componente della domanda che riguarda il segmento industriale, è statacalcolata come somma della domanda presunta per ciascun settore industriale,stimata sulla base della correlazione storica con il PIL. Per il settore deitrasporti, è stato anche considerato il possibile aumento della percentuale deiveicoli circolanti dotati di trazione a gas naturale, legato a misure di risparmioenergetico.La componente della domanda relativa al segmento residenziale, è statacalcolata in correlazione all’andamento demografico. Come determinantesecondaria si è considerato il successo dell’attuazione della normativa europea20-20-20 sul risparmio energetico (che in Italia è stata recepita dalle normativesui criteri di efficienza energetica nella costruzione delle nuove abitazioni).Sono stati quindi delineati quattro possibili scenari (figura 12):Figura 12Scenari considerati per la previsione della domanda di gas in ItaliaScenariPILCAGR, per centoProduzioneelettricità nel 2025TWhCAGR’09-’25Per centoMix di generazione elettrica 2025TWhCapacitàGW123Economiastagnante con fontitradizionali 82,5 bcmnel 2025Crescita lenta conparziale sviluppo difonti alternative 88,3bcm nel 2025Boom economico conforte sviluppo di fontialternative74,2 bcm nel 20254Crescita sostenuta confonti tradizionali eobiettivi di risparmioenergetico nonraggiunti97,2 bcm nel 202520102011-20122013-202520102011-20122013-202520102011-20122013-202520102011-20122013-20250,20,10,20,60,50,51,21,11,81,81,61,93083703893870,21,4CCS:1,3 TW da 2015 22,0 TW da 20211 Gli scenari “Economia stagnante con fonti tradizionali” e “Boom economico con forte sviluppo di fontialternative” includono anche 2 GW capacità convenzionale a carbone installata a Porto Tolle dal 20142 Saline Ioniche3 Idroelettrico e altri combustibili liquidi o solidi (olio, scarti industriali)1,71,751 4513506776 771576818555Carbone1 RinnovabiliGas Altro 3CCS dal2015 21133085555370NucleareCarboneRinnovabiliGas Altro 3NucleareCarbone1 no-Rin-Gas Altro 3vabiliNucleareCarboneNucleareCarbone389 NucleareCarbone1,69,64451 224 55 387 NucleareNuclearbovabiliCar-Rinno-Gas Altro 3131,6Carbone 6,0ne08,07,311,3FONTE: Analisi del gruppo di lavoro19

il piano definito dal Governo; dallo sviluppo della produzione di veicolielettrici e dalla crescita delle energie rinnovabili. In particolare, si prefigura:– Una ripresa sostenuta dell’economia: 0,5% nel 2010, 1,8% nel 2011-2012, 1,9% nel 2013-2025.– Un picco nel prezzo delle materie prime, determinato dal differimentodegli investimenti in capacità di produzione.– Un mix di generazione di energia elettrica garantita da energie rinnovabiliper 68 TWh (17%), da carbone per 77 TWh (29%, considerando dueimpianti CCS da 1,3 e 2,1 GW), da gas naturale per 113 TWh (29%) e daenergia nucleare per 76 TWh (20%), con la costruzione di impiantinucleari per un totale di 9,6 GW installati nel 2025.– La realizzazione di misure di risparmio energetico nel segmentoresidenziale.■ Scenario 4: “Crescita sostenuta con fonti tradizionali e obiettivi dirisparmio energetico non raggiunti” (97,2 miliardi di m³ nel 2015),contraddistinto da una ripresa economica sostenuta, investimenti modestinella produzione di energia, attenuazione degli obblighi fissati dall’accordo20-20-20, in concomitanza con crescenti livelli di opposizione ai sussidi el’introduzione di barriere all’implementazione. In particolare, ci si potrebbeaspettare:– Una ripresa sostenuta dell’economia: 0,5% nel 2010, 1,8% nel 2011-2012, 1,6% nel 2013-2025.– Un mix di generazione di energia elettrica prodotta da energie rinnovabiliper 51 TWh (13%), da carbone per 44 TWh (11%, senza alcun impiantoCCS), da gas naturale per 224 TWh (58%) e da energia nucleare per 13TWh (4%), con la costruzione di un impianto nucleare da 1,6 GW.– La mancata realizzazione di misure di risparmio energetico nel segmentoresidenziale.L’analisi delle previsioni relative ai quattro scenari consente di tracciare ungrafico a forchetta della domanda possibile di gas nel 2025, che varia da 74,2 a97,2 miliardi di m³ (figura 13), con differente sviluppo temporale:■ Andamento della domanda mediamente sempre crescente negli scenari 1, 2e 4, con una lieve flessione negli scenari 2 e 4, per effetto dell’entrata infunzione del primo impianto nucleare.■ Andamento dapprima crescente e poi in forte calo nello scenario 3, conl’inversione di tendenza nel 2019, causata dell’entrata in funzione di nuovacapacità di generazione elettrica nucleare e a carbone, giustificatadall’elevato prezzo del petrolio e del gas.21

Figura 13Forchetta prevista dagli scenari dell’evoluzione delladomanda gasMiliardi di metri cubi (bcm)Crescita lentaCrescita sostenutaEconomia stagnanteBoom economicoScenari di domandaBreve TermineMedio/Lungo Termine97,24Crescita sostenuta con fontitradizionali e obiettivi dirisparmio energetico nonraggiuntiObiettivi 20-20-20 attenuati inconcomitanza con crescentibarriere all’implementazione eopposizione ai sussidi84,887,685,488,32Crescita lenta con parzialesviluppo di fonti alternative▪ Moderata ripresa economica▪ Pressione da parte dei paesiUE per il raggiungimentodegli obiettivi 20-20-2080,882,51Economia stagnante confonti tradizionali78,079,5▪ Prolungamento della crisieconomica2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 202574,23Boom economico con fortesviluppo di fonti alternative▪ Ripresa economicasostenuta e investimentiupstream differiti conduconoa un nuovo picco nel prezzodelle materie prime▪ Sviluppo di veicoli elettrici▪ Piano nucleare del GovernoFONTE: Analisi del gruppo di lavoro2.2 Piano di sviluppo delle infrastruttureLa capacità di importazione del sistema italiano si è recentemente arricchita conil potenziamento per 5,4 miliardi di m³ dei gasdotti TAG (che connette l’Italiacon la Russia) e TTPC (che connette l’Italia con l’Algeria), e di ulteriori 7,9miliardi di m³ del nuovo rigassificatore di Rovigo, riducendo il rapporto fradomanda e capacità dall’88% del 2008 al 70% del 2009.Nell’orizzonte temporale 2010-2020, dall’analisi dei progetti di nuova capacitàannunciati si desume un possibile ulteriore aumento stimato fra i 61 e i 71miliardi di m³: 50 dei quali per progetti già autorizzati o in attesa diautorizzazione, e dagli 11 ai 21 per progetti sottoposti a studio di fattibilità 5(figura 14).In mancanza di informazioni precise, e comunque in presenza di forte incertezza,per comodità analitica sono stati considerati due scenari arbitrari della possibilecapacità di importazione nel lungo periodo:5 Non sono stati considerati il rigassificatore di Brindisi per 8,0 miliardi di m³ e il potenziamentodell’impianto di Panigaglia per 4,5 miliardi di m³, poiché entrambi hanno ricevuto una Valutazione diImpatto Ambientale (V.I.A.) negativa.22

■ Scenario conservativo, che nel 2015 prevede una capacità di 131,6 miliardidi m³ forniti dall’entrata in linea del terminale di rigassificazione della OLTin Toscana, un potenziamento di Greestream, dall’entrata in funzione deinuovi gasdotti IGI (tra Grecia e Italia) e Galsi (tra Algeria e Italia), e solodopo il 2015 dall’entrata in esercizio dei rigassificatori di Gioia Tauro (12miliardi di m³), Porto Empedocle (8,0 miliardi di m³) e Priolo (8 miliardi dim³).■ Scenario aggressivo, che prevede una capacità di importazione di 159,6miliardi di m³ entro il 2015, con l’entrata in linea di tutti gli impiantiautorizzati o in attesa di autorizzazione.Gli investimenti annunciati per la realizzazione di nuova capacità di stoccaggio,per un ammontare di working gas di 10,9 miliardi di m³, potrebbero aumentarela capacità complessiva nazionale dagli attuali 13,9 miliardi di m³ ai 24,8(tuttavia, visti i ritardi nella realizzazione dei progetti annunciati, non èpossibile prevederne la data di messa in opera). Peraltro, fino a oggi soltanto iprogetti relativi ai siti di Alfonsine, Bordolano e San Potito (3,9 miliardi di m³di capacità totale) hanno superato l’iter autorizzativo (figura 15).Figura 14Evoluzione dell’importazione in ItaliaMiliardi di metri cubi (bcm)/annoPipeline dei progetti dichiaratiAutorizzatiIn attesa diautorizzazioneSotto studio difattibilitàV.I.A.negativa▪ IGI (9,0 bcm)▪ Gioia Tauro (12,0)▪ Porto Empedocle (8,0)▪ Priolo (8,0)▪ Greenstreamespansione (1,0)▪ OLT Toscana (4,0)▪ Galsi (8,0)▪ TAP (10/20)▪ TGL (11,4)▪ Brindisi (8,0)▪ Panigaglia (4,5)Scenario 2Non consideratiPossibili volumi annuali di importazione159,6 159,6131,6131,6109,6 1 113,9 114,6 114,6 114,6 114,696,3 1▪ Nel 2009, sono stati completati incrementi di capacità per 13,3 bcm 2 , di cui 5,4bcm su gasdotti con espansione del TAG (1,8 bcm), del TTPC (0,6 bcm), delGreenstream (0,8 bcm) e aumento della capacità interrompibile (2,2 bcm) e 7,9su LNG con inizio attività LNG Rovigo▪ Prevista un’ulteriore espansione di Greenstream Gela per circa 0,3 bcm nel 2010e 0,7 bcm nel 2011, come da indicazioni di Snam Rete Gas▪▪▪20132014Progetti considerati: solo autorizzati o in attesa di autorizzazioneScenario conservativo:– OLT Toscana entro il 2010– IGI e Galsi entro il 2013– Altri LNG (Gioia Tauro, Porto Empedocle, Priolo) nel 2014Scenario aggressivo:– OLT Toscana entro il 2010– IGI e Galsi entro il 2015– Altri LNG (Gioia Tauro, Porto Empedocle, Priolo) dopo il 2015Scenario 11 Calcolati con la capacità di punta giornaliera sommata alla capacità interrompibile giornaliera per 300 giorni, secondo le indicazione di Snam Rete Gas2 Come da indicazioni di Snam Rete GasFONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; Snam Rete Gas (SRG), rassegne stampa(50)(11-21)2008 2009 2010 2011 2012201523

Figura 15Evoluzione della capacità di stoccaggio in ItaliaVolumi di stoccaggioMiliardi di metri cubi (bcm)Capacitàminima dipicco 1Mcm/giornoNuovi sitiRiserva strategicaCapacità di stoccaggioattuale (2009)5,1 8,813,9152,3Autorizzati 1,5 2,4 3,9V.I.A. positiva 1,8In istruttoria 3,2Autorizzati dalMinistero2,0Totale 6,6 18,2 24,832,226,834,522,0267,8▪ Alfonsine (RA), per riserva strategica▪ Bordolano (CR-BG)▪ San Potito (RA)▪ Cornegliano (LO)▪ Serra Pizzuta (MT)▪ Sinarca (CB)▪ Rivara (RA), acquifero, avversato dal Comune▪ Verdicchio (AP)▪ Poggio Fiorito (TE)▪ Piadena Est (CR)▪ Romanengo (CR)▪ San Benedetto (AP)1 Capacità di prelievo marginale alla minima pressione utileFONTE: Relazione Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; rassegne stampa2.3 Analisi dell’equilibrio del mercatoL’analisi dell’equilibrio fra la domanda e l’offerta mostra che, data ladiminuzione dei consumi e l’entrata in linea di nuova capacità di importazione, ilmercato italiano del gas si trova ora in una condizione di relativa sicurezza, conuna disponibilità di gas, sia nel breve sia nel lungo periodo, adeguata a far frontealla domanda, anche nell’ipotesi che la domanda sia quella rappresentata nelloscenario più aggressivo e l’offerta nello scenario più conservativo (figura 16).In particolare, nel medio periodo (2010-2015), se consideriamo lo scenario diofferta di gas più conservativo, potremo rilevare un incremento delladisponibilità di gas di importazione, che passerà dai 113,9 miliardi di m³ del 2010ai 131,6 del 2015; disponibilità che, insieme alla produzione domestica stimata,riuscirebbe a fornire una quantità di gas pari a 121,7 miliardi di m³ nel 2010 e138,5 nel 2015, molto maggiore della domanda prevista (che passerebbe dai 77miliardi di m³ del 2010 agli 87,6 dello scenario di massimo consumo nel 2015).Mentre nel lungo periodo (2015-2025), potremo registrare una sovracapacitàdell’offerta rispetto alla domanda, arrivando nel 2025 a una quantità di gasfornibile (disponibilità di gas da importazione sommata alla produzionedomestica) pari a 162 miliardi di m³ a fronte dei 97,2 previsti per la domanda(nello scenario di massimo consumo).24

Figura 16Previsioni dell’andamento di domanda e offerta di gas in ItaliaConsumo annuale, miliardi di metri cubi (bcm)Disponibilità di import 1+produzione domesticaDisponibilità di import 1Contrattualizzato +produzione domesticaProduzione domesticaMax domandaMin domandaOggi Medio periodo Lungo periodo138,5163,7 162,0159,6 159,6117,7121,7131,6103,690,894,5105,293,496,3103,1109,677,0113,9100,187,691,471,497,254,384,584,878,076,379,580,774,29,18,98,17,86,94,12,42007 2008 2009▪ Forte contrazione delladomanda dovuta alla crisi1 Considerato lo scenario conservativo20102015▪ Domanda in ripresa sui livelli del 2008nel medio termine▪ Entrata in linea di parte delleinfrastrutture di import previste2020 2025▪ Sistema comunque inequilibrio anche nelloscenario di domanda piùottimista, senza ulteriorecrescita di capacità di importFONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Terna; analisi del gruppo di lavoroFigura 17Previsioni di picco di domanda e offerta di gas in ItaliaConsumo di picco, milioni di metri cubi/giornoCaso conservativo in cui simantiene la capacità di stoccaggiopari a quella del 2009Capacità totale (import 1 +stoccaggio 2 +domestico)Capacità di import 1 +stoccaggio 2Capacità di import 1Domanda dipicco 3 maxDomanda dipicco 3 minOggi Medio periodo Lungo periodo666,4661,8491,9467,0314,9497,7473,3321,0540,0517,7365,4550,8529,5403,5377,2597,4578,4443,8426,1655,1458,5502,8655,1480,5502,8429,0410,0385,0400,7413,1417,4392,920072008200920102015202020251 Considerato lo scenario conservativo2 Assume capacità marginale di prelievo da stoccaggio alla minima pressione utile costante rispetto al 20093 Previsione domanda di picco basata sul massimo degli scostamenti percentuali rispetto alla media per gli anni 2006, 2007 e 2008FONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Terna; analisi del gruppo di lavoro25

Vale la pena notare che, per effetto della revisione delle stime della domanda,anche nel caso più ottimistico, la disponibilità attualmente presente (109,6miliardi di m³ all’anno) sarebbe già sufficiente a fronteggiare i consumi.Tuttavia, dall’esame dell’andamento discendente delle quantità contrattualizzate,si evince che nel medio-lungo periodo sarà necessario provvedere per quantopossibile al rinnovo dei contratti in corso, prolungandone la vita residua oassicurandone la sostituzione con nuovi contratti (da stipulare anche con nuovifornitori).La medesima condizione di relativa sicurezza è riscontrabile anche nell’analisidella capacità del sistema di servire il picco. E ciò è dovuto all’effetto combinatodella diminuzione della domanda e dell’entrata in servizio dei 115,1 milioni di m³al giorno di nuova capacità (figura 17).La domanda di picco per ogni anno è stata stimata suddividendo il consumoannuale tra le componenti residenziale, industriale e termoelettrica, e applicandoa ognuna di esse il massimo scostamento dalla media rispetto ai consumigiornalieri degli ultimi tre anni termici (2006-2007, 2007-2008, 2008-2009).La capacità di offerta giornaliera al picco è stata calcolata sommando tregrandezze:■ 1/365 della produzione nazionale stimata.■ 1/365 della capacità di importazione totale dichiarata da Snam Rete Gassulle infrastrutture già in esercizio.■ Una capacità di erogazione di stoccaggio pari a 152,3 m³ al giorno (capacitàminima al termine della fase di erogazione), come indicato nella relazionedell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas.La somma di queste tre grandezze rappresenta il potenziale del sistema dal latodell’offerta. Per il 2010, il risultato è pari a 550,8 milioni di m³ al giorno (quasi150 milioni di m³ superiore alla domanda), mentre per il 2025 è stimato pari a661,8 milioni di m³ al giorno, con una differenza rispetto ai consumi di piccosuperiore ai 150 milioni di m³ al giorno.26

3. Benchmark europeo dellaregolamentazioneQuesto capitolo illustra i risultati del benchmark fra la regolamentazione delmercato italiano del gas e quella vigente in altri paesi dell’Unione Europea.I paesi scelti come riferimento sono, da un lato, la Francia, la Germania e peralcuni aspetti specifici la Spagna, i cui mercati sono simili a quello italiano, ossiafortemente dipendenti dalle importazioni e caratterizzati da una produzionedomestica residuale; dall’altro, la Gran Bretagna, e per alcuni aspetti particolari iPaesi Bassi in cui la produzione domestica è assai rilevante, se non addiritturaprevalente e tale da renderli esportatori netti.Il benchmarking è stato effettuato tramite l’esame diretto delle normativenazionali e interviste con le autorità preposte alla regolamentazione e con iprincipali operatori nazionali.Figura 18Benchmark sulla regolamentazione: sinotticoTrasportoBilanciamentoStoccaggioDistribuzioneConfronto Italia Europa continentale (Germania, Francia) Gran Bretagna▪ RTPA con tariffa basata su PBR 1 -RAB▪ Tariffa Entry-Exit▪ Tutti gli sbilanci sono chiusi astoccaggio▪ Operatori senza stoccaggio tenuti acomprare gas per chiudere losbilancio da riserva strategica a costielevati▪ RTPA con priorità di assegnazioneper i clienti residenziali▪ Il proprietario dello stoccaggio si facarico della proprietà del gasnecessario a coprire il fabbisogno incaso di emergenza (riservastrategica)▪ RTPA con tariffa basata su RAB ePBR 1▪▪▪RTPA a tariffa regolamentata (basatasu– PBR 1 -RAB (Francia)– Cost plus (Germania)Tariffa Entry-ExitIl gas per coprire gli sbilanciamenti èfornito dal TSO a prezzo di mercato,con l’aggiunta di penali (~10-30%)▪ RTPA con tariffa basata suPBR 1 -RAB▪ Tariffa Entry-Exit▪ Esiste un mercato dellosbilanciamento su NBP▪ TSO fornisce gas per il solobilan-ciamento residuo a NBP(clearing)▪ NTPA normalmente assegnata tramiteasta▪ NTPA per tutti i nuovi siti distoccaggio▪ Gli utenti dello stoccaggio hanno l’obbligo▪ Storicamente, minore rilevanzadi immagazzinare sufficiente gas percoprire il picco invernale (Francia)attribuita agli stoccaggi diemergenza per la presenza di▪ Gli utenti dello stoccaggio (non iproprietari) hanno l’obbligo di assicurarele forniture in caso di emergenza(Germania)rilevanti giacimenti domestici▪ RTPA con tariffa basata su RAB ePBR 1Approfonditoin seguitoIn linea con l’EuropacontinentaleNon in linea con ilresto dell’Europa▪ RTPA con tariffa basata suRAB e PBR 1Mercatoretail▪ Mercato libero a tariffaregolamentata per clientiresidenziali▪ Prevista la figura dell’acquirenteunico (L 99/09, art. 30 comma 5)▪▪Mercato libero a tariffa regolamentataper clienti residenziali solo in alcunipaesi (es., Francia 2 )Acquirente unico non presente in alcunpaese▪▪Mercato completamente liberoprivo di tariffe regolamentateAcquirente unico non presente1 Performance based remuneration: i costi operativi, per essere remunerati, devono rispettare una curva di efficienza durante il periodo regolatorio2 Obbligo di fornitura per i clienti a tariffa regolamentata da parte del distributore3 Da dicembre 2009, il mercato del bilanciamento è diventato simile a quello inglese, con TSO e shipper che operano sullo stesso mercatoFONTE: Analisi del gruppo di lavoroLa regolamentazione del mercato del gas in Italia, se analizzata con riferimentoalla catena del valore dell’industria, rispetto a Francia, Germania e Inghilterramostra le caratteristiche illustrate in dettaglio nella figura 18 e riassunte qui diseguito:27

■ Sostanziale allineamento per quanto concerne la disciplina di accesso eutilizzo delle infrastrutture di trasporto e distribuzione.■ Profonde differenze nella disciplina delle attività di bilanciamento enell’accesso e l’utilizzo della capacità stoccaggio.■ Fondamentale omogeneità rispetto alla disciplina delle vendite retail,almeno fino all'introduzione prevista della figura dell’Aquirente Unico (cfr.L. 99/09, art. 30 comma 5).Il seguito di questo capitolo è dunque dedicato all'esame approfondito delleprincipali differenze riscontrate nella disciplina del bilanciamento e dellostoccaggio (compreso il loro impatto sulla trasparenza, la concorrenza e lapossibilità di accesso non discriminatorio al mercato italiano del gas), oltre cheall’analisi del nuovo ruolo dell’Acquirente Unico nel mercato retail.3.1 La disciplina del bilanciamento commercialePer bilanciamento di rete si intende, da un lato, il bilanciamento fisico, ossia ilmantenimento della corretta pressione di funzionamento in ogni punto della retedi trasmissione; dall’altro, il bilanciamento commerciale, ossia l’equivalenzaper ogni shipper delle quantità immesse e prelevate dalla rete in un determinatointervallo temporale.La responsabilità del bilanciamento fisico è sempre in capo all'operatore di rete,il TSO (Transmission System Operator), mentre il bilanciamento commercialesegue schemi di funzionamento diversi da paese a paese.Al di là delle differenze specifiche spiegate di seguito, si può notare che l’Italiaadotta un regime di bilanciamento commerciale del tutto atipico rispetto a quelloadottato dal resto dei paesi europei considerati nel campione (figura 19).La normativa in vigore in Inghilterra, Francia e Germania prescrive in generalel’obbligo e la responsabilità per lo shipper di mantenere la propria equazionesempre bilanciata, con riferimento a tutti i punti di immissione ed erogazionedella rete, incluso lo stoccaggio, sia ex ante (prima dell'inizio del giorno gas) siaex post.Lo shipper può eventualmente regolare i propri sbilanci durante la giornata,operando sul mercato intraday, mentre il TSO rimane il soggetto bilanciatore diultima istanza, con il compito di approvvigionare, secondo modalità diverse, glieventuali sbilanci residuali degli shipper.Lo shipper “sbilanciato” è tenuto a compensare il TSO per il gas eventualmenteacquistato per regolare gli sbilanciamenti e a pagare delle penalità cherappresentano teoricamente il danno che ha arrecato al sistema. Il sistema delle28

penali è abitualmente concepito in modo da orientare il comportamento deglioperatori verso una corretta pianificazione dell’accesso e dell’utilizzo della rete.Figura 19Bilanciamento: benchmark europeoElementi principaliPeriodo perbilanciamentoNomineCosto dellosbilanciamentoper lo shipperApprovvigionamentogas disbilanciamentoModalità dimisuraConfronto Italia Europa continentale Gran Bretagna▪ Giorno ▪ Giorno in genere▪ Ora (Paesi Bassi, Belgio, parzialeGermania)▪ Nomina da dichiarare day-ahead ▪ Nomina da dichiarare day-ahead▪ Nessuna possibilità di rinomina ▪ Possibilità di rinomina (Belgio,▪ No scheduling charge 1 Paesi Bassi, Francia, Germania) 2▪ No scheduling charge 3 (eccettoBelgio)▪▪▪Load profiles statici che nontengono conto delle variabilitermicheDati definitivi dopo 3 mesiClearing definitivo fino a 5 annidopo per soli fini commerciali▪▪Load profiles dinamici (parametricisulle variabili termiche) ed esclusidai calcoli del bilanciamento(Germania) oppure corretti ex postcon le variabili termiche misurate(Austria, Paesi Bassi)Dati definitivi:– M+1 Germania– M+4 Paesi Bassi– M+14 Austria▪GiornoIn linea con l’EuropacontinentaleNon in linea conil resto dell’Europa▪ Nomine da dichiarare day-ahead▪ Possibilità di rinomine▪ Scheduling charge per mancatorispetto delle nomine▪ Nessuno, se lo shipper ha gas ▪ Prezzo di mercato del gas più ▪ Prezzo di mercatodisponibile negli storagepenale– Senza penali within the day▪ Prezzo gas strategico più penali di– Con penali per clearing dasbilanciamento del TSO e del SSOparte del TSOaltrimenti▪ TSO da storage dello shipper (se ▪ TSO da mercato (Germania) ▪ Shipper e TSO in una borsadisponibile)▪ Shipper e TSO in una borsaapposita within the day (OCM)▪ Proprietario dello storage che apposita within the day (Power next) ▪ TSO per clearingfornisce gas strategico altrimenti (Francia)▪ Approvata (ma ancora in corso di ▪ TSO da produttore nazionale (Paesirealizzazione tecnica) sessione diBassi)scambio volumi gas ex-post in W+1riferiti ai giorni della settimana W1 Penale per overrun capacity2 In Francia renomination solo fino alle ore 3:00 del giorno D; Nei Paesi Bassi fino a 2 ore prima il flusso che viene rinominato3 In Germania penale per overrun capacity su capacità annuale infra TSOFONTE: REF; codici di rete dei diversi paesi; analisi del gruppo di lavoro▪ Load profiles dinamici eaggiornati durante il giorno▪ Dati definitivi a G+6▪ Clearing definitivo l’annosuccessivo per soli finicommercialiIl sistema italiano, nella sua peculiarità, prevede invece che il bilanciamentodello shipper sia sempre compensato dallo stoccaggio (equazione dibilanciamento cosiddetta “chiusa a stoccaggio”), ciò significa che glisbilanciamenti di un giorno vengono addebitati o accreditati dal TSO a valeresulle disponibilità di stoccaggio dello shipper 6 , senza ulteriori oneri per glishipper sbilanciati.Per shipper non titolari di capacità di stoccaggio, la normativa prevede senz’altroche eventuali sbilanci vengano regolati al prezzo, assai oneroso, del gas dellariserva strategica, che può corrispondere 7 a 23 centesimi di euro al metro cubo,pari a circa il 150% del costo di un metro cubo di gas sul mercato all’ingrosso(figura 20).Tale peculiarità del sistema italiano del bilanciamento rappresenta sicuramenteun unicum in Europa ed è un ostacolo all'ingresso degli shipper privi di una6 Con eventuali penali in caso di utilizzo dello stoccaggio (sia capacità, che iniezione o erogazione)superiore a quanto disponibile.7 Nei casi di risultato del bilanciamento con gas in difetto.29

dotazione di capacità di stoccaggio. La ragione di tale scelta risiedeprobabilmente nella limitata affidabilità delle stime di consumo day ahead perla clientela non misurata giornalmente (clienti NDM), che sono basate su modellipredittivi statici. La chiusura a stoccaggio compensa almeno parzialmente lanecessità di questa previsione, poiché le differenze vengono automaticamentebilanciate utilizzando la riserva disponibile negli stoccaggi.Al contrario, in altri paesi europei, i consumi dei clienti NDM vengono stimatiattraverso modelli di profilazione dinamici 8 che rendono affidabili e utilizzabilile stime per il calcolo degli sbilanciamenti anche in assenza di letture giornaliere.Nel seguito del capitolo, vengono esaminate nel dettaglio le regolamentazioni sulbilanciamento commerciale di Italia, Francia, Germania e Inghilterra.Figura 20Confronto dei prezzi del gas di bilanciamentoPrezzo del gas di bilanciamento vs prezzo di riferimentoPer centoItalia 1Francia 2GermaniaGranBretagnaPaesiBassi 2Shipper constoragedisponibile0Da considerareanchei costi diutilizzo dellostoccaggio±30±10±~4+15-10Shipper senzastoragedisponibile152%±30±10±~4+15-101 Rispetto al prezzo medio al PSV (mag.-ott. 2009), escluse penali di disequilibrio (vs TSO) e di iniezione/erogazione non prenotata (vs SSO)2 Riferito al solo sbilanciamento eccedente la tolleranza giornaliera/oraria non cumulataFONTE: SSO e TSO dei mercati europei; analisi del gruppo di lavoro8 Modelli che tengono conto della tipologia del cliente (sia residenziale o commerciale, siano scuole oospedali), del giorno della settimana e della temperatura prevista, con vari livelli di precisione e diaggiustamento. Per fare solo un paio di esempi: in Gran Bretagna, viene tra le altre considerata comevariabile la velocità del vento e i profili vengono aggiornati in tempo reale fino a sette volte al giorno; inAustria, i consumi stimati il giorno precedente vengono corretti il giorno successivo con le temperatureeffettivamente misurate.30

3.1.1 Bilanciamento commerciale in ItaliaIl bilanciamento avviene giornalmente su un’unica area di bilanciamento cheserve tutta la rete italiana.Gli shipper sono tenuti a comunicare le proprie nomine bilanciate entro le ore13.00 del giorno antecedente il giorno gas e non sono previste rinomineall’interno del giorno gas. Poiché le nomine sono del tutto indicative, il loromancato rispetto non comporta conseguenze.Per ogni giorno e per ogni shipper, il TSO (rappresentato in Italia da Snam ReteGas), determina l’entità degli sbilanciamenti come differenza tra l’ammontare delgas immesso nei punti di ingresso della rete di trasporto (esclusi gli stoccaggi einclusi gli acquisti netti al Punto di Scambio Virtuale) e l’ammontare del gasprelevato dalla rete gas.Se lo shipper dispone di sufficienti risorse di stoccaggio (in termini sia di gasimmagazzinato sia di capacità di erogazione o immissione necessaria),l’equazione viene considerata automaticamente bilanciata. In caso contrario, loshipper è tenuto a:■ Corrispondere al TSO una penale in funzione dello sbilanciamentocomplessivo, se lo sbilanciamento è superiore all’8% dei prelievi giornalierinominati (0,38 centesimi di euro al m 3 per sbilanciamenti fra l’8% e il 15%,1,15 centesimi di euro al m 3 per sbilanciamenti superiori al 15%).■ Compensare i volumi di gas in difetto o in eccesso nell’equazione disbilanciamento. Il gas in difetto viene considerato come impropriamenteprelevato dalla riserva strategica e lo shipper è tenuto ad “acquistarlo”dall’operatore degli stoccaggi a tariffa maggiorata (pari a 75 centesimi dieuro al m 3 ), con l’obbligo di reintegro alla tariffa di 52 centesimi di euro alm 3 . Il gas in eccesso viene temporaneamente allocato nei siti di stoccaggio.■ Corrispondere all’operatore degli stoccaggi le penali in caso di eccessonell’uso delle capacità di iniezione ed erogazione o di spazio.Il sistema di bilanciamento con chiusura a stoccaggio adottato in Italiarappresenta un unicum tra i principali paesi europei. Una delle principali ragionirisiede probabilmente nella debolezza dei modelli di previsione dei consumi dellaclientela non misurata giornalmente. La previsione viene effettuata con modellistatici, che non tengono conto della dinamica delle variabili termiche e/o di altrevariabili econometriche. Di conseguenza, risulta estremamente imprecisa sia laprevisione del consumo, sia la successiva ripartizione giornaliera dei consumieffettivi misurati in occasione delle letture.Il meccanismo di chiusura a stoccaggio adottato in Italia rende prevalente unaprassi di “contratti di somministrazione” anche per i clienti industriali. Sitratta di contratti in cui lo shipper si impegna a fornire il gas necessario, nei31

tempi e nei modi scelti dal cliente finale, senza prevedere particolarimeccanismi di aggiustamento e previsione giornaliera, né tantomeno costiespliciti aggiuntivi o penali nel caso di scostamenti dai consumi medigiornalieri previsti; i costi aggiuntivi vengono inglobati nel prezzo del gasaggiungendo un costo di modulazione al prezzo della molecola.Il sistema di bilanciamento adottato in Italia è quindi caratterizzato, da un lato, dainsufficienti incentivi agli shipper dotati di stoccaggio affinché adottinocomportamenti virtuosi di previsione della propria domanda; dall’altro,dall’esistenza di un ostacolo all’ingresso per nuovi shipper che non accedonoa risorse di stoccaggio (dal momento che gli stoccaggi disponibili sono tuttiallocati a riserva strategica o a modulazione residenziale).Per tentare di superare almeno parzialmente questa anomalia, l’Autorità perl’Energia Elettrica e il Gas nella delibera 165/09 ha introdotto una sessione dimercato settimanale, nel quale è possibile agli operatori “la registrazione ditransazioni per la cessione di partite di gas relative a ciascuno dei giorni gasdella settimana precedente” 9 . Sebbene lo spirito della norma che prevede unmercato del bilanciamento vada nella direzione di un allineamento ai mercatieuropei più evoluti avendo il pregio di introdurre una piattaforma di scambiodegli sbilanci e quindi un'opportunità oggi impedita dale regole vigenti edall'assenza di strumenti di bilanciamento, la modalità di attuazione scelta – conuna negoziazione che nella settimana successiva stabilisce prezzi riferiti aquantitativi di gas già utilizzati nella settimana precedente – fa emergere alcunipunti controversi. In particolare:■ La funzione tipica del prezzo di orientare i comportamenti ex-ante sulla basedelle aspettative viene snaturata, dato che la formazione del prezzo haeffetto su posizioni già definite 3-9 giorni prima e non più modificabili.■ La conoscenza ex-post della posizione lunga o corta dei diversi operatori daparte dei maggiori player del mercato può creare un forte rischio dicomportamenti opportunistici.■ Le caratteristiche ex-post di questo mercato non trovano riscontri in nessunpaese europeo e per nessuna commodity.3.1.2 Bilanciamento commerciale in FranciaIn questo paese, il bilanciamento avviene su base giornaliera, per ciascuna dellequattro aree di bilanciamento nella quale è suddivisa la rete di trasporto.Le nomine vengono effettuate entro un’ora determinata del giorno antecedente ilgiorno gas, con possibilità di rinomina estesa al massimo fino alle ore 3:00 del9 Delibera AEEG n. 165/09, art. 3, comma 1, lettara c.32

giorno stesso gas, e non sono previste penalità per il mancato rispetto dellenomine (scheduling charges).All’interno del giorno gas gli shipper possono correggere eventualisbilanciamenti operando nel mercato intraday PowerNext. Il TSO, come soggettobilanciatore di ultima istanza approvvigiona o compensa il gas in eccesso in retetramite transazioni sul PowerNext, stoccaggi o linepack.La regolamentazione prevede che eventuali sbilanciamenti degli shipper venganotrattati in maniera diversa nei casi in cui vengano o non vengano rispettati idiversi livelli di tolleranza, giornaliera e cumulata, secondo lo schema descrittoqui di seguito:■ Per volumi di sbilanciamento inferiori alla tolleranza giornaliera, non èprevisto alcun costo per il gas sbilanciato. I volumi sbilanciati vengonocumulati e confrontati con una soglia pari al quintuplo del valore dellatolleranza giornaliera. Al superamento di questa soglia, gli shipper sonotenuti a pagare una penale giornaliera sui volumi di gas eccedenti la soglia(pari al 30% del costo medio del gas acquistato dal TSO sul Powernext finoal rientro all'interno del valore di soglia).■ Per volumi di sbilanciamento superiori alla tolleranza giornaliera, è invecefissata una penale calcolata come prodotto tra i volumi eccedenti tale sogliae il prezzo medio del giorno (tale prezzo è dato dalla media delle ultimetransazioni di GRTgaz stesso presso i Point d’Echange de Gaz 10 ). Nel casolo sbilanciamento sia superiore alla seconda soglia giornaliera, lo shipper ètenuto a corrispondere una penale ulteriore del 30% del prezzo del gassbilanciato.L’attuale normativa francese è stata approvata nel dicembre del 2009 e non sidiscosta dalla regolamentazione adottata in Gran Bretagna.3.1.3 Bilanciamento commerciale in GermaniaIl bilanciamento avviene su base giornaliera e oraria (quest’ultima limitatamentead alcune categorie di clienti finali), per ciascuna delle sei aree di bilanciamentonella quale è suddivisa la rete di trasmissione tedesca.È consentita la rinomina durante il giorno gas, senza l'applicazione di schedulingcharges.10 Point d'Echange de Gaz – hub fisici in Francia.33

All’interno di ogni area, TSO e shippers sono raggruppati rispettivamente nelBalancing Network Group Operator (BNGO) 11 e in uno o più Balancing GroupManagers (BGM). L’equazione di bilanciamento è applicata al singolo BGM. Glisbilanciamenti vengono trattati in maniera diversa per le tre tipologie di clientifinali definite nella regolamentazione:■ Clienti misurati giornalmente, ma esclusi dal bilanciamento orario. Glisbilanciamenti giornalieri di questi clienti vengono pagati dagli shipper a unprezzo del paniere di riferimento (formato dai prezzi del gas negli hub delnord Europa 12 ) aumentato (o diminuito nel caso gli sbilanciamenti sianonegativi) di una penale che ammonta circa al 10%. Su tali sbilanciamentinon si applicano tolleranze.■ Clienti misurati su base oraria, per i quali viene calcolato il bilanciamentogiornaliero e orario. Valgono gli stessi criteri applicati per i clienti misuratigiornalmente, ma esistono livelli di tolleranza per gli sbilanciamenti orari. Illivello di tolleranza è funzione delle condizioni di bilanciamentocomplessivo della rete: più la rete è bilanciata maggiori sono le tolleranzeconsentite.■ Clienti non misurati giornalmente (Non Daily Metered). A questo tipo diclienti si applicano profili di consumo (Standard Load Profiles), chestimano i volumi tenendo conto dell’andamento delle temperature e di altriparametri econometrici. Tali clienti vengono considerati sempre bilanciatiex ante, poiché esclusi dall'equazione di bilanciamento.Gli operatori di rete sono tenuti ad approvvigionare il gas di sbilanciamentoprioritariamente dalle risorse proprie (per esempio, sovrappressione di rete - linepack), e secondariamente dal mercato mediante aste pubbliche. Eventuali costi ericavi derivanti dall’approvvigionamento del gas di bilanciamento vengonocaricati sulle tariffe di trasporto.3.1.4 Bilanciamento commerciale in Gran BretagnaIn Inghilterra, Scozia e Galles, il bilanciamento avviene giornalmente su un’unicaarea di bilanciamento per tutta la rete del territorio.Nel corso del giorno gas, sono consentite diverse nomine e il loro rispetto ègarantito da penali (scheduling charges), differenziate tra punti di ingresso e diuscita, corredate da soglie di tolleranza. Gli shipper possono regolare la propriaposizione operando sul mercato intraday Overall Commodity Market (OCM), nel11 Il sistema tedesco è figlio dell'elevato numero di operatori che gestiscono la rete di trasmissionenazionale e regionale.12 TTF, NBP, Zeebrugge, EGT_VP.34

quale è possibile scambiare gas o altri strumenti di flessibilità (come la capacitàdi stoccaggio in termini di spazio, iniezione ed erogazione).Il TSO riveste il ruolo di controparte unica per il clearing finale delle posizioniaperte e, in tale veste, è autorizzato a partecipare al mercato OCM per regolare ivolumi di sbilanciamento non altrimenti regolati dagli shipper (meccanismo diclearing). Al fine di evitare turbative sul prezzo di mercato e assicurare lamassima trasparenza, la normativa vieta al TSO di partecipare a mercati di tipoOver the Counter (OTC) e prescrive rigide norme di comportamento per accederead altri mercati (come il divieto di comunicare le proprie intenzioni di acquisto edi vendita ad altri soggetti prima di operare sulla borsa stessa).In Gran Bretagna, non sono previste tolleranze per gli sbilanciamenti. Gli shipperricorrono però a diverse fonti di informazione per garantire la massimaaccuratezza delle nomine e per minimizzare gli sbilanciamenti, si avvalgono peresempio del sistema di profilazione dei clienti residenziali, quotidianamentesottoposto a continui aggiornamenti dei dati relativi alle temperature e ad altregrandezze econometriche.Per il gas approvvigionato o venduto per il clearing, gli shipper corrispondono alTSO un prezzo calcolato come il massimo tra:■ Il prezzo medio registrato per gli scambi avvenuti nella giornata sul mercatoOCM, a cui si sommano o si sottraggono penali fisse (+0,32 sterline al m 3 incaso di acquisto da parte degli shipper o –0,35 sterline al m 3 in caso divendita).■ Il prezzo massimo o minimo registrato nell’OCM in quel giorno.3.2 L'accesso ai servizi di stoccaggioIl servizio di stoccaggio riveste un’importanza fondamentale nella filiera del gasnaturale, tanto maggiore per il sistema, quanto più sono rigide le fonti diapprovvigionamento (come l’importazione via tubo, per fare un esempio) e, inlinea generale, assicura quindi:■ Disponibilità di capacità di punta giornaliera■ Modulazione settimanale e stagionale estate-inverno■ Immagazzinamento temporaneo (per arbitraggio opportunistico e trading,per esempio).In Italia, tutta la capacità di stoccaggio esistente è completamente regolatanell’accesso, nell’utilizzo e nella tariffazione (regime di RTPA), a differenza diquanto accade in prevalenza nel resto d’Europa, dove l’accesso e la tariffazione35

sono negoziate (in regime di NTPA) oppure, soprattutto nel caso di nuovecapacità, sono completamente gestite in logica merchant. 13Figura 21Confronto tra le tariffe medie europee di accesso agli stoccaggi2008Centesimi di euro/metro cubo10,8NTPARTPA8,07,67,26,76,45,75,1Ø 64,03,52,1E.On RAGRuhrgasNAMWingas VNGBEBOMVGDFFluxysEnagas StogitFONTE: Ricerche e Consulenze per l’Economia e la Finanza (REF) basato su dati societari; analisi del gruppo di lavoro13 Per RTPA si intende "Regulated Third Party Access" e ci si riferisce a infrastrutture il cui accesso èinteramente disciplinato dalla regolamentazione di mercato. Per NTPA si intende "Negotiated Third PartyAccess" e si fa riferimento a infrastrutture per le quali i gestori hanno l'obbligo di offrire servizi alle terzeparti, garantiti da regole di non discriminazione nell'accesso, ma con prezzi stabiliti in base a unaqualche forma di negoziazione (es. aste). Per "merchant" si intende la logica con cui vengono gestite leinfrastrutture che non soggiacciono ad alcun obbligo regolatorio in relazione all'accesso o al prezzo delservizio, ma sono gestite in pura logica privatistica.36

Figura 22Stoccaggio: benchmark tra i diversi paesi europeiConfronto Italia Europa continentale Gran BretagnaIn linea con l’EuropacontinentaleNon in linea conl’Europa continentaleModalità di accessoModalità diallocazioneServizi offerti agliutenti dellostoccaggioRiserva per eventieccezionali▪ RTPA▪ Obbligo per gli importatori adetenere capacità distoccaggio dedicata perfronteggiare invernieccezionali o crisi▪ Francia: NTPA▪ Germania: NTPA▪ Priorità al gas strategico e ▪ Francia: priorità al gas peral gas per usi residenziali uso residenziale▪ Nuova procedura d’asta per ▪ Germania: priorità peroffrire stoccaggio 1 anche a shipper già in possesso dishipper senza clienti capacitàresidenziali▪ Spazio▪ Capacità di iniezione▪ Capacità di erogazione▪ Francia: offerta bundle(volume e capacità)▪ Germania: molteplicità diservizi non standardizzati▪ Francia: riempimentoobbligatorio all’85% deglistoccaggi riservati allaclientela residenziale (al1°novembre) e dichiarazionedello shipper su metodi diapprovvigionamento perinverni eccezionali▪ Germania: nessun vincoloesplicito (in discussionepresso il regolatoreintroduzione riserva strategica)▪ Sistema misto– NTPA (RTPA per LNG)– Aste– Possibili esenzioni dalTPA▪ Nessuna priorità sulla basedella clientela finale del gas▪ Bundle capacità di iniezione,erogazione, volume eservizi non standardizzati▪ Nessun vincolo per glishipper▪ Vincolo su quantità minimada mantenere neglistoccaggi per invernieccezionali1 Da parte di utenti che usufruiscono di servizio di modulazione per utenti residenziali e che dispongono, nel corso dell’anno, di capacità non utilizzataFONTE: Regolatori nazionali; aziende di stoccaggio; Ricerche e Consulenze per l’Economia e la Finanza (REF); analisi del gruppo di lavoroIn Italia, la tariffa regolata di stoccaggio è la più bassa rispetto a quellamediamente praticata in tutti gli altri paesi europei (figura 21).Il modello di regolamentazione italiana dello stoccaggio – come illustrato nelprosieguo del capitolo – è inoltre molto più rigido e prescrittivo rispetto agli altri,per quanto concerne la modalità di allocazione della capacità, l’ambito dei serviziofferti e il ruolo dello stoccaggio come riserva strategica per eventi eccezionali(figura 22).L’Italia, assieme alla Francia, è l’unico paese europeo nel quale vigono regoleche prescrivono la priorità nell’accesso alle risorse di stoccaggio, in particolarmodo a beneficio degli operatori che servono la clientela residenziale.La regolamentazione italiana 14 prevede che ogni shipper dotato di unportafoglio di clienti residenziali possa richiedere una capacità di stoccaggiopari al 33,4% dei consumi residenziali annuali per garantire la modulazionestagionale, più un ulteriore 25% della capacità così calcolata per tutelarsi dainverni particolarmente freddi. È evidente che questa previsione regolamentare14 Cfr. il Codice Stoccaggio Stogit, cap.5, all. 4, art. 1.2.1.1.37

isulta largamente tutelante, se a fronte di un consumo residenziale italiano 15 di31 miliardi di m 3 , richiede una capacità di stoccaggio dedicata al residenziale di12,8 miliardi di m 3 16.A differenza del criterio di calcolo adottato in Italia, quello francese non èbasato sul consumo totale annuo, bensì sull’integrale dell’area della curva didomanda che eccede la media giornaliera di consumo aumentata del 10%.In tal modo, in Francia, la capacità effettivamente allocata all'uso residenziale èesattamente quella e solo quella necessaria a gestire il fabbisogno dei clientiresidenziali nei giorni di consumo superiori alla media, tenuto conto dellafacoltà degli shipper di utilizzare la flessibilità contrattuale di import giornalieropari al 10% della quantità giornaliera contrattata. Se tale criterio fosse applicatoai consumi residenziali 15 italiani, la capacità da allocare ai clienti residenzialisarebbe di 8,4 miliardi di m 3 .La priorità assegnata in Italia all’uso residenziale non si riscontra nè inGermania, dove gli shipper accedono in regime NTPA secondo la logica firstcome,first-served, né in Gran Bretagna, dove esiste un livello minimo diriempimento del totale degli stoccaggi destinato ad assicurare una riserva per lafornitura ai clienti residenziali (Safety Gas Monitor, che per il periodo 2009-2010corrisponde a circa il 2,3% dello spazio totale degli stoccaggi).Sempre con riferimento alla modalità di allocazione della capacità, l’Italia èl’unico paese che prescrive che una quota degli stoccaggi disponibili (5,1miliardi di m 3 su un totale di 13,9 miliardi) sia sempre e comunque allocata a“riserva strategica” 17 , ossia destinata a garantire gli approvvigionamenti in casodi possibili interruzioni di forniture o di inverni eccezionalmente rigidi.Negli altri paesi europei (con l’eccezione della Spagna 18 ), la gestione dei casistraordinari viene assicurata da norme che prescrivono l’adozione dicomportamenti preventivi:■ In Francia, gli shipper hanno l’obbligo di riempire almeno l’85% dellacapacità di stoccaggio destinata ai clienti residenziali entro il primonovembre e di sottostare a “curve di svuotamento” predefinite, per15 Calcolato includendo tutti gli utenti collegati alla rete di distribuzione che sono formati in larga parte daresidenziali e comprendono, in linea con altri paesi europei, anche altre utenze come scuole e ospedaliche, in altri paesi europei, sono tutelati.16 AEEG indica una necessità di stoccaggio pari a 11 miliardi di m 3 , dato che viene considerato ilconsumo residenziale "puro" come indicato nell'indagine conoscitiva dell'Autorità. Nel 12,8 miliardi dim 3 sono invece compresi tutti i clienti allacciate alla rete di distribuzione, che rappresentano una buonaapprossimazione dei clienti che devono essere tutelati (vedi nota 13).17 A cui è necessario aggiungere la quota riservata al bilanciamento fisico della rete (0,1 miliardi di m 3 equello riservato per il funzionamento dei giacimenti di produzione (stoccaggio minerario pari a 0,4miliardi di m 3 )18 La regolamentazione spagnola pone un obbligo di stoccaggio strategico a carico degli operatori dellarete di trasporto (TSO) che garantisca almeno 35 giorni di vendite e/o di consumi come da DecretoIdrocarburi 94/1998.38

assicurare la fornitura ai clienti residenziali fino al termine dell’inverno.Inoltre, per premunirsi in caso di inverni particolarmente freddi e altreemergenze di fornitura, ogni shipper deve dichiarare al ministerocompetente l’insieme delle contromisure predisposte per tutelare i propriclienti (come la differenziazione delle fonti o gli accordi per incrementare laquantità di gas importato al giorno in particolari condizioni). In tal modo, ilministero verifica il rispetto dei criteri di sicurezza e differenziazione dellefonti di importazione e approva il piano di sicurezza dello shipper.■ In Germania, gli shipper hanno l’obbligo generico di tutelarsi per garantirela fornitura ai propri clienti in ogni condizione.■ In Gran Bretagna, per gli shipper esiste solo l’obbligo di mantenere neglistoccaggi un livello minimo di gas per assicurare la fornitura ai clienti conesigenze particolari in caso di inverno eccezionale.In Italia, l’applicazione della normativa descritta fa sì che la capacitàattualmente disponibile sia allocata in toto agli usi “strategico” e “residenziale”.Tale situazione, per assurdo, permarrebbe anche in futuro, nonostante la crescitaprevista del 78% della capacità disponibile (figura 23), e finirebbe perdiscriminare gli shipper che non servono una base clienti residenziale e chequindi non possono accedere all'assegnazione di capacità di stoccaggio.Figura 23Disponibilità di stoccaggio per clienti non residenziali secondo lanormativa attualeOggi, 2009Miliardi di metri cubi (bcm)18,4Stoccaggio residenzialeripartito pro quota13,9Stoccaggi 2009 Siti autorizzati Siti con V.I.A. positivaDomani, 2015Miliardi di metri cubi (bcm)18,419,61,83,912,812,85,60,55,60,513,917,85,15,1Stoccaggiostrategico+ minerario+ bilanciamentoStoccaggioper residenzialiTotalenecessarioper legge perstrategico eresidenzialiStoccaggiodisponibileStoccaggiostrategico+ minerario+ bilanciamentoStoccaggioper residenzialiTotalenecessarioper legge perstrategico eresidenzialiStoccaggiodisponibile▪▪Il codice di stoccaggio Stogit assegna agli operatori il diritto dirichiedere una capacità pari– Al 33,4% dei consumi residenziali per lo swing mediostagionale (MRA media)– Al 25% della MRA media come capacità addizionale perinverni freddiSe si considera un consumo residenziale 1 di ~31 bcm, lacapacità totale deve essere di circa 12,8 bcmSe invece di considerare i siti autorizzati e conV.I.A. positiva, venissero costruiti solo i siti giàoggi autorizzati 2 (3,9 bcm) il totale disponibilesarebbe 17,8 bcm, non sufficiente a coprire gliobblighi di legge secondo la normativa attuale1 Secondo indicazione Snam Rete Gas che include tutti gli utenti collegati alla rete di distribuzione, che sono in larga misura domestici più altre utenzecome scuole, ospedali e piccole azienda, anche se con consumi >200.000 m3/anno; se calcolata sul solo consumo domestico, la capacità totaleassegnata sarebbe pari a ~11 bcm2 Alfonsine, Bordolano, San PotitoFONTE: Codice di stoccaggio STOGIT; Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Snam Rete Gas; analisi del gruppo di lavoro39

L’ambito dei servizi offerti in Italia è limitato ai servizi di base: l’allocazione dispazio, la capacità di iniezione e la capacità di erogazione. Si tratta di servizi cherichiedono una prenotazione e che vengono erogati in maniera disgiunta (anchese, soprattutto per i quelli di modulazione stagionale, esiste una relazione “fisica”fra le tre grandezze). Le loro modalità di erogazione e di fruizione sono stabilitedalla disciplina regolamentare e dal codice di rete, data la regolamentazione checaratterizza l’intera la capacità disponibile.Negli altri paesi europei, la disciplina di accesso negoziato e la disponibilità disiti di stoccaggio realizzati con tecnologie diverse 19 consentono invece di offrireuna gamma di servizi molto più varia. Si pensi, per esempio, che in Germania siaWingas sia E.ON prevedono diverse deroghe al contratto standard: duratainferiore all’anno, bundle del servizio di stoccaggio con il trasporto da e verso ilsito, capacità interrompibile, servizio di punta dipendente dal working gasdepositato dallo shipper.Allo scopo di aumentare la platea dei soggetti che possono fruire della capacità distoccaggio l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, con la delibera 165/09, haintrodotto un’asta mensile per la rivendita dei servizi di stoccaggio non utilizzati.Tale asta è stata istituita al fine di dare la possibilità a più operatori di avere unospazio (a termine) in cui chiudere i propri bilanciamenti, senza dovere accedereallo stoccaggio strategico. Nelle sessioni d'asta, i soggetti titolari del servizio dimodulazione e il gestore di servizio di stoccaggio possono offrire separatamentespazio disponibile, capacità di erogazione e capacità di immissione. L’asta sichiude con il meccanismo del system marginal price e le richieste inevasepossono essere soddisfatte dall’operatore degli stoccaggi tramite l’offerta dicapacità interrompibili a prezzi regolati.3.3 L'apertura del mercato retailSebbene in tutti i principali paesi europei, dal 2007, il mercato retail del gas siastato aperto completamente alla concorrenza, rimangono delle differenzesostanziali: per esempio, contrariamente a paesi come la Germania e Inghilterra,in Francia e in Italia, accanto alle offerte del mercato libero, sussistono tarifferegolamentate. In Italia, in particolare, sono automaticamente soggetti allatariffa regolamentata tutti gli utenti con consumi inferiori a 200 mila m 3 l'annoche non sono mai passati al mercato libero. Per i soli clienti domestici, è inoltreprevisto che, anche in caso di cambio del fornitore, sia sempre possibileritornare alle condizioni definite dall’Autorità e, di conseguenza, tutti ivenditori devono sempre includere nel ventaglio delle proprie offerte questatariffa.19 Cfr. §1.3, figure 10 e 11.40

I consumatori domestici sono l’unica categoria di clienti del gas per cui ladirettiva europea (2004/67/EC) impone agli Stati membri di garantire leforniture di gas a determinate condizioni. In quattro stati membri (Francia,Germania, Ungheria e Slovenia), i fornitori di gas (definito come titolari di unalicenza di fornitura) hanno la responsabilità globale per fornire il gas al loroclienti finali. In tredici stati membri (Belgio, Repubblica Ceca, Finlandia,Grecia, Italia, Lettonia, Lituania, Lussemburgo, Paesi Bassi, Polonia,Portogallo, Romania, Slovacchia e Regno Unito), i fornitori di gas hannol'obbligo di consegna del gas, ma la responsabilità globale per la sicurezzafornitura di gas è a carico su altri attori del mercato (Ministeri o TSO).In particolare, a tale proposito, in Italia è stata recentemente modificata la figuradell’Acquirente Unico dalla Legge 99/09. La società Acquirente Unico S.p.A.assume direttamente il ruolo di fornitore di ultima istanza, modificandone ilruolo attribuito nella precedente disciplina, che semplicemente ne faceva ilsoggetto che individuava il fornitore di ultima istanza del mercato per gli utentidomestici con consumi annuali inferiori ai 200 mila m 3 . Per questi utenti,l’Acquirente unico, al pari del ruolo già ricoperto nel mercato dell’energia,salvaguarderà inoltre la sicurezza e l’economicità degli approvvigionamenti digas, operando tramite scambi nella borsa e/o tramite accordi bilaterali di lungotermine con i fornitori.Tale decisione, probabilmente comprensibile in un mercato agli albori dellaliberalizzazione, rischia però di compromettere fortemente la concorrenza sulmercato del gas introducendo ex lege un attore potenzialmente in concorrenza“sleale” con gli altri rivenditori, di fatto producendo una regressione nelprocesso già avanzato di costituzione di una pluralità di operatori di offerta nelmercato retail.41

4. Benchmark sul mercatoorganizzato4.1 I mercati organizzati del gas in EuropaIn Europa, esistono due differenti tipologie di piattaforme organizzate dinegoziazione del gas naturale: hub di scambio e borse (figura 24).Figura 24Piattaforme di negoziazione in EuropaTipologiaHub discambioHubfisiciHubvirtualiBorseDescrizione Località Volumi trattatiBcm, 2008▪ Punti di incontro dipipeline/LNG o/esiti di stoccaggio▪ Punto interno allarete nazionale doveper convenzione siriconsegna il gasoggetto di unatransazione▪ Luogo di scambiodove il gestore agisceda controparte e offreagli iscritti servizi perridurre il rischiofinanziario (es.clearing house)1 Divisa in 2 zone di bilanciamento e 4 mercati: Nord H, Nord L, Sud su GRT e 1 mercato su TIGF2 Escluso il mercato di bilanciamento3 Esclusa nomina su piattaforma MS-ATR per acquisto a LNG o storage4 Asta di gas spot 5 minuti al giorno (14.30-14.35) che può essere close order book (pay as bid) o open order book (system marginal price)FONTE: REF; Prospex 2009; TSO; analisi del gruppo di lavoro; sito Web▪ Belgio - Zeebrugge 46,1▪ Austria - Baumgarten 15,4▪ Germania - Bunde-Oude ?▪ Germania - Emden ?▪ Gran Bretagna - NBP 1.008,6▪ Paesi Bassi - TTF 59,3▪ Germania - NCG 26,1▪ Francia - PEGs 1 16,5▪ Italia - PSV 16,2▪ Germania – BEB (GUD) 10,0▪ Spagna - CDG 3 1,9▪ Germania - GDF DT 0,2▪ Gran Bretagna - ICE 104,66▪ Belgio - Endex e Paesi Bassi 4,48▪ Germania - EEX 1,63▪ Francia - Powernext 2 0,30▪ Paesi Bassi - APX 0,07▪ Belgio - APX 0,03▪ Gran Bretagna - APX 2 0,03▪ Austria - CEGH (da ott. 2009) 0ContropartiNumero, 200940717392Attivi??>806511738>603720?RegistratiModalità dinegoziazioneOver theCounter (OTC)bilaterali connegoziazionefra le parti84 ▪ Continua36 ▪ Continua49 ▪ Continua+asta 413 ▪ Continua21 ▪ Continua13 ▪ Continua76 ▪ Continua? ▪ Continua■ Gli hub di scambio possono essere fisici e virtuali. Gli hub fisici, comeZeebrugge in Belgio e Baumgarten in Austria, sono sorti nei punti diintersezione dei gasdotti di importazione, come naturale evoluzionedell’attività di scambio dei volumi tra i vari operatori attivi nell’area. Glihub virtuali, come il National Balancing Point (NBP) inglese o il Punto diScambio Virtuale (PSV) italiano, sono luoghi convenzionali di scambionell’ambito del sistema di trasporto nazionale, creati per facilitare lecompravendite di gas evitando la contabilizzazione dei costi di trasporto.Si tratta di piattaforme di scambio in cui è possibile comprare e vendere gasin modalità Over the Counter o, in altri termini, con contratti bilaterali fra glioperatori. L’operatività è accelerata dall’applicazione di standard contrattuali,fissati dalla European Federation of Energy Traders (EFET), e da procedure42

di settlement codificate, prodotti dalle caratteristiche standard, pubblicità deiprezzi. Su quasi tutti i mercati europei organizzati, operano brokerinternazionali che mettono a disposizione le proprie piattaforme dinegoziazione agli operatori.■ Sui principali hub europei del gas, operano inoltre delle società di borsa(quali APX Belgio su Zeebrugge o EEX sul NCG tedesco). Tali istituzioni,di solito società di diritto privato possedute dai principali operatori presentinel mercato, offrono agli operatori (al pari di quanto avviene nei mercatifinanziari) il servizio di unica controparte, al fine di garantire l’anonimatodelle negoziazioni, il settlement e il clearing delle transazioni per garantirela corretta assunzione e gestione del rischio di controparte – tutto nell’otticadi favorire la speditezza e la certezza delle transazioni. (figura 25).Figura 25Hub di riferimento delle borse del gas in EuropaBorse 1ICEProprietà▪ Quotata (BPDB, Shell,SocietéGenerale,Goldman,Sachs,…)APX ▪ Fluxys (4%)▪ TenneT (70%)▪ Gasunie (26%)ENDEX ▪ Gasunie (10%)▪ Eneco (10%)▪ Delta (10%)▪ Altri 2CommoditiesInizio degliscambiNumerodi trader▪ Oil ▪ 1997 (NBP) 84▪ Power▪ Gas▪ Coal▪ CO 2▪ Gas▪ Power▪ Gas▪ Power▪ 1999 (NBP)▪ 2005 (TTF)▪ 2005 (ZEE)▪ 2006 (TTF)▪ 2008 (ZEE)76211336ProdottiBalancingSpot/forwardFuturesGeografieNBP TTF ZEE NCG BEB PEGs PSV U.S.ICEAPXENDEXEEXPowernextICEEEX ▪ Eurex (23%)(DeutscheBorse, jwx)▪ Nord Pool▪ Sashsen▪ Vari playerelettrici e delgasPowernext▪ HGRT (53%)▪ GRTgaz▪ EDF, GdF,Electrabel▪ Altri▪ Power▪ Gas▪ Coal▪ CO 2▪ 2007 (NCG)▪ 2007 (BEB)49▪ Power▪ Gas▪ CO 2▪ 2007 (PEGs) 13LocationspreadsSwapsOptionsLe borse del gas sono natedall’interesse di soggetti terzia operare su hub “funzionanticorrettamente”, per offrireprodotti finanziari “on top”NY-MEXICE1 Include le maggiori borse europee del gas (escluso Nord Pool)2 Essent, Moum, Electrabel e altri mid streamerFONTE: Siti Web aziendali; report annuali; analisi del gruppo di lavoroGli operatori di questi mercati sono tipicamente produttori di gas, grandi societàdi commercializzazione del gas, utilities elettriche e trader finanziari (tradinghouses o banche d’affari), che operano sul mercato sia come acquirenti sia comevenditori (figura 26). Gli operatori mantengono sempre posizioni aperte inentrambi i sensi, al fine di non far trasparire situazioni individuali di “lungocorto”potenzialmente sfruttabili dal mercato.43

In genere, le finalità perseguite dagli operatori nelle transazioni in questi mercatisono: la cosiddetta price market intelligence, l’ottimizzazione marginale delportafoglio di approvvigionamento proprietario, le vendite opportunistichemarginali, l’arbitraggio e il trading speculativo.Figura 26Esempio tipico di operatività all’hub per uno shipperVolumi trattatiAcquistiVenditeEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaAltroEnergiaBancheEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaBancheEnergiaEnergiaBancheEnergiaEnergiaBancheEnergiaEnergiaBancheBancheEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaBancheEnergiaEnergiaEnergiaEnergiaAltroEnergiaEnergia▪ Il 75% dei volumiscambiato con societàdell’energia, il resto conbanche▪ Nel periodo consideratonessuna controparteindustriale▪ Transazioni in entrambi isegni, nessuna posizioneaperta per soloapprovvigionamento osola venditaFONTE: Analisi del gruppo di lavoroLa maggior parte delle transazioni sui mercati organizzati del gas in Europa(1.200 miliardi di m 3 su 1.321) avviene sugli hub con contratti Over the Counter,mentre i volumi scambiati sulle borse rappresentano una percentualemarginale degli scambi totali, perfino in un mercato evoluto come la GranBretagna (figura 27).Il ruolo dell’hub nei confronti del complesso degli scambi di gas èprofondamente diverso tra la Gran Bretagna e l’Europa continentale. In GranBretagna, la totalità dei volumi fisici scambiati nel mercato transita sull’hubquale piattaforma di incontro tra la molteplicità dell’offerta e la domanda deglioperatori qualificati.44

Nell’Europa continentale il gas trattato sui mercati organizzati non supera il 30%del totale del gas sottostante relativo 20 a motivo dell’esistenza di un mercato diapprovvigionamento diverso, basato su contratti di lungo termine con produttoriesteri e indicizzati agli oli combustibili; contratti che, per loro natura, non sonosuscettibili di standardizzazione e negoziazione su piattaforme organizzate.Anche il churn rate (ossia il rapporto fra i volumi scambiati e i volumi fisici)vede l’Europa continentale attestarsi su livelli molto inferiori a quelliinglesi, in media 2,4 volte contro le 10 del mercato inglese (vedi figura 27 nelseguito).Figura 27Dettaglio dei volumi trattati per tipologia di contratto2008, considerati hub e borse di Gran Bretagna, Francia, Belgio, Olanda, Germania, Austria, ItaliaMiliardi di metri cubi (bcm)Over the Counter (OTC)OTC presentatiin borsa perclearingFutures Spot Balancing1.200,2 19,0 91,9 0,3 1.321,710,3AltriCEGHPSVPEGsNCGZeebrugge1.200,216,216,526,146,1EEXEndex19,00,21,9PowernextEEXEndex91,90,21,32,6APX UKAPX ZeeAPX NL0,310,030,030,07Powernext10,30,2TTF15,4 12,0 ICE59,3Powernext0,07OCMUK10,1ICENBP16,987,8EEX0,111.008,6OTC TradeOTC presentatiin borsa perclearingFuturesSpotBalancingFONTE: Prospex 2009; TSOs; borse; analisi del gruppo di lavoro4.2 Confronto tra il PSV e gli hub europeiL’hub italiano organizzato sul Punto di Scambio Virtuale presenta molteplicidifferenze rispetto agli hub dei principali paesi europei.■ Liquidità inferiore. Nonostante la liquidità sul Punto di Scambio Virtualesia aumentata nel recente passato e sia tuttora in crescita (2,2 miliardi di m 320 Per “gas sottostante relativo” intendiamo il totale di gas consumato o trasportato nell’area di riferimentoper l’hub: consumo italiano per il PSV, gas che transita sulla rete E.ON per NCG, gas in transitonell'hub per Zeebrugge e Baumgarten,.45

di volumi trattati nel 2005 rispetto ai 16,2 del 2008, e a 24,4 nel 2009, conforti incrementi concentrati nell'ultimo trimestre), risulta in media ancorainferiore alla media degli hub dei mercati continentali 21 , principalmente acausa della bassa liquidità fisica (volumi fisici scambiati). Uno dei fattoriche determinano la minore liquidità fisica è sicuramente la presenzapreponderante di contratti di import di lungo termine take-or-pay in Italiache, al pari di altri paesi che si trovano in condizioni simili, limita leopportunità di scambio sul mercato. La liquidità finanziaria (il rapporto fravolumi trattati e volumi consegnati) mostra invece valori quasi in linea conla media dell’Europa continentale (figura 28).■ Ruolo storicamente limitato dell’incumbent negli scambi sul PSV, adifferenza di quanto accade ed è accaduto negli altri hub nei qualil’incumbent nazionale si è fatto promotore dello sviluppo del mercato edella creazione di una certa liquidità. Negli ultimi tre mesi del 2009, alcontrario, il forte aumento degli scambi al PSV segnala come l'incumbentabbia cominciato ad operare in maniera molto attiva su questo mercato(figura 29).■ Gamma di prodotti e servizi offerti ridotta, e presenza di operatori“alternativi” scarsa. Sul Punto di Scambio Virtuale, la gamma dei prodottiè limitata a volumi di gas spot e forward e alla capacità di trasporto; mentrenegli altri hub è possibile scambiare anche capacità di stoccaggio e/oderivati. A proposito degli standard contrattuali, sebbene sul Punto diScambio Virtuale vengano per lo più utilizzate forme contrattuali basatesulle indicazioni della European Federation of Energy Traders, non esistonoindicazioni chiare per utilizzarle. Inoltre, a differenza di quanto avviene sulNational Balancing Point inglese, non vi è alcuna prassi per regolare lequantità minime scambiabili e le opzioni standard per le condizioni diconsegna. Riguardo ai partecipanti, rispetto agli altri hub europei, nel Puntodi Scambio Virtuale c’è una scarsa presenza di broker con operatività sulmercato e sono assenti gli operatori puramente finanziari.■ Impianto normativo “di base” migliorabile in alcuni ambiti, per esempioin merito alla garanzia del settlement fisico, tramite la sola indicazione diuno shipper compensatore, escludendo la possibilità di una chiusuraesclusivamente finanziaria dell’operazione.La limitata gamma dei prodotti e dei servizi offerti e le aree di miglioramentonormativo individuate costituiscono sicuramente un impedimento all’incrementodella liquidità del Punto di Scambio Virtuale e, di conseguenza, allo sviluppo diuna piattaforma borsistica operante su questo mercato; difatti la scarsa liquidità21 Si è escluso dal confronto il mercato della Gran Bretagna, poiché presenta caratteristiche strutturalidiverse rispetto agli altri mercati europei.46

potrebbe generare una forte volatilità dei prezzi, e una loro scarsa significatività ein ultimo produrre atteggiamenti speculativi dei market makers.Figura 28Grado di liquidità degli hub europei2008HubVolumi trattatiMiliardi di metri cubiOTCBorseNBP 1 1.026 98 1.124TTF 3 61 3 64Zeebrugge 2 46 0 46EGT (NCG) 26 2 28PEGs 17 0 17PSV 16 0 16CEGH 15 0 15BEB (GUD) 4520Liquidità finanziaria(volumi trattati come multiplidi quelli consegnati)Miliardi di metri cubi1,91,52,52,12,23,53,54,9Liquidità fisica(Volumi fisiciscambiati)Miliardi di metri cubi2,24,47,59,59,411,715,018,4Percentuale sulconsumo delpaese/ volumi TSOPer cento10,5 107,2 101,38,97,7 819,7 6 41,8 526,4 726,023,7 9Media escluso GBOsservazioni▪ Liquidità elevata:elevata frammentazionedella produzionedomestica▪ Liquidità media: puntodi interconnessionetra i principali gasdottidell’Europa Nord-Occidentale▪ Liquidità finanziariamoderata▪ Liquidità fisicamarginale: suiconsumi totali delpaese 10 non sisupera mai il 30%dato il ruolopreponderantedell’import con Takeor Pay di L/T1 Include NBP OTC, ICE, OCM e APX GB2 Include Zeebrugge OTC e APX Zeebrugge3 Include TTF OTC, Endex e APX NL4 Dati 20075 Calcolato solo sul consumo olandese, non su consumo più export6 Pari al 19,7% dei volumi fisici transitati per Zeebrugge nel 2008 (47,5 bcm)7 Percentuale su volumi E.on Gastransport 20088 Pari al 7,7% dei volumi fisici transitati per Baumgarten nel 2008 (57 bcm)9 Percentuale su volumi Gasunie Deutschland 200810 Oppure, ove non rappresentativo, sui volumi che transitano nell’hub di riferimentoFONTE: Prospex 2009; TSO sito Web; analisi del gruppo di lavoroFigura 29Tipologia di player negli hub europeiNegli ultimi 3 mesi del 2009, il PSVha mostrato forti incrementi diliquidità (+139% rispetto a stessi mesidel 2008, dovuti anche ad unamaggiore operatività dell’incumbentVolumi di gas acquistati su hub2003/2004Per centoVolumi di gas trattatial PSV2008Per centoIncumbentProduttoriNew entrants10090805 1%32EniTrader puri7060531Grandi (> 10 bcm)504040Medi (tra 1 e 10 bcm)3020100NBPBaumgartenZeebruggeTTFBEB(GUD)PEGsPSV374Acquisto262VenditaPiccoli (tra 0,1 e 1 bcm)Molto piccoli (< 100 mcm)FONTE: Direttorato della Competizione della Commissione Europea (2007); relazione dell’ Autorità per l’Energia Elettricae il Gas 2009; analisi del gruppo di lavoro47

5. Proposta di riforma del mercatoIn questo capitolo, si illustra la proposta di evoluzione della regolamentazionedel mercato del gas in Italia. La proposta è stata elaborata tenendo conto dellearee di miglioramento emerse dal confronto fra i sistemi regolatori vigenti inItalia e nei principali paesi europei (cfr. capitoli 3 e 4), oltre che dall’analisidell’evoluzione prevista a partire dai fondamentali del mercato italiano, comel’equilibrio fra la domanda e l’offerta (cfr. capitolo 2).5.1 Aree di miglioramento del sistema regolatorio del gas in ItaliaDopo anni di stretto (e talvolta fragile) equilibrio tra la domanda e l’offerta, ilmercato italiano del gas si trova ora in una condizione di abbondanza di fonti diapprovvigionamento, grazie alla recente introduzione di nuove infrastrutture(per un totale di 110 miliardi di m 3, del 14 % superiore rispetto al 2008) e a unaflessione della domanda (che nel 2009 è stata di 74 miliardi di m 3 , del 10%inferiore a quella del 2008).Tale eccesso di offerta potrebbe protrarsi negli anni grazie al possibileavviamento di altre infrastrutture, che in uno scenario conservativo potrebberoapportare ulteriori 22 miliardi di m 3 di disponibilità di gas da importazione entroil 2015 e 50 miliardi entro il 2020 (per esempio, le pipeline IGI, Galsi e alcunidei vari impianti di rigassificazione annunciati) e grazie a un recupero delladomanda lento e aleatorio.Nel 2025, la domanda potrebbe infatti attestarsi tra un minimo di 74 (sui livellidel 2009) e un massimo di 97 miliardi di m 3 . L’ampiezza dell'intervallo fra ivalori previsti è determinata dall’incertezza circa l’eventuale ripresa economica,il rispetto degli obiettivi di riduzione delle emissioni di CO 2 , lo sviluppo delleenergie rinnovabili e il successo del programma nucleare italiano quali sostitutidella produzione termoelettrica a gas.Data la prevista diminuzione della produzione domestica di gas, nel prossimofuturo si prevede un aumento della dipendenza dai paesi produttori a cui l’Italiasi rivolge abitualmente (Algeria, Russia e Libia) e una crescita delleimportazioni, in percentuale sui consumi nazionali, dall’86% del 2008 al 95% del2025.Tale abbondanza di offerta non si manifesta tuttavia nelle infrastrutture distoccaggio, per le quali i nuovi stanziamenti faticano a entrare in linea permolteplici ragioni (per esempio, a causa di iter autorizzativi molto lenti).48

L’analisi di benchmark con gli altri paesi europei ha evidenziato inoltre alcunearee di potenziale miglioramento del sistema regolatorio del gas in Italia, inparticolare con riferimento allo stoccaggio, al bilanciamento e al mercatoall’ingrosso.■ Nell’ambito dello stoccaggio, le attuali regole di allocazione precludono defacto l’accesso agli shipper privi di clienti residenziali, creando quindi unadisparità di trattamento tra operatori.■ La disciplina del bilanciamento commerciale in Italia rappresenta quasi ununicum in Europa e, congiuntamente alla carenza di stoccaggio, rappresentauno dei principali ostacoli all'ingresso di nuovi operatori. Infatti, comeconseguenza delle regole di allocazione dello stoccaggio, il costo delbilanciamento è molto basso per gli shipper con clienti residenziali (chepossono utilizzare lo stoccaggio attribuito a tariffe regolate per coprire glisbilanci), mentre è molto elevato per gli shipper privi di clienti residenziali.Questi ultimi, non avendo alcuna dotazione di stoccaggio, in caso disbilanciamento pagano il prezzo del gas strategico (del 150% circa superioreal prezzo di mercato), oltre a una penale pari a 0,38÷1,15 centesimi di euroal m 3 (dovuta alla rete di trasporto).■ Il mercato all’ingrosso italiano, unico tra i principali paesi europei, è privodi una borsa di scambio per il gas. Il mercato fisico sull’hub italiano (ilPunto di Scambio Virtuale) presenta un livello di standardizzazione deicontratti e una gamma di prodotti inferiore a quella delle altre realtàeuropee, che non contribuisce all’aumento della sua liquidità e alla suafruibilità da parte di operatori terzi.Il sistema di bilanciamento commerciale adottato, la regolazione vigente intema di conferimento dello stoccaggio e la mancanza di una borsa intra-day e diun mercato OTC liquido privano il mercato di idonei segnali di prezzo atti aorientare il comportamento degli operatori e a prevenire eccessivi sbilanci tra lacapacità e la domanda (sia di volumi sia di flessibilità).Per questa ragione, le aree di miglioramento indicate devono essere esaminatealla luce della struttura del mercato e dell’equilibrio, attuale e prospettico, fra ladomanda e l’offerta in Italia (cfr. capitolo 2).Per adeguare la regolamentazione, è dunque fondamentale non soltantointervenire in maniera organica nelle aree di miglioramento segnalate, ma anchepromuovere un uso efficiente delle infrastrutture di sistema, fornendo adeguateindicazioni di prezzo agli operatori. Solo così, infatti, si potranno prevenireeccessivi sbilanci futuri tra la domanda e l’offerta.49

5.2 Linee guida e proposte di evoluzione della regolamentazione delmercato del gasSulla base dell’analisi della situazione attuale fin qui esposta proponiamo unariforma che si prefigge di conseguire con gradualità tre grandi obiettivi:1. In primo luogo assicurare un incremento della liquidità del mercato,promuovendo meccanismi di scambio market based tra operatori (come unmercato del bilanciamento), migliorando la fruibilità dell’attuale piattaformadi scambio OTC (ossia del Punto di Scambio Virtuale) e promuovendo lanascita di una borsa finanziaria al Punto di Scambio Virtuale.2. In secondo luogo, promuovere un uso efficiente delle risorse presenti nelsistema, assicurando l’emersione del valore della flessibilità tramite unbilanciamento a prezzi di mercato e un allargamento della platea dei soggettifruitori delle capacità di stoccaggio.3. In terzo luogo, assicurare la trasparenza delle dinamiche di prezzo del gas,in maniera analoga a quanto già avviene in altri paesi europei dotati dimercati di scambio evoluti (sia fisici sia finanziari), assai rilevante per fornireagli operatori idonei segnali di prezzo e prevenire quindi eccessivi sbilanci tracapacità e domanda.Alla luce di questi obiettivi, proponiamo un’evoluzione della normativa chelavori congiuntamente su:■ Apertura delle disponibilità di stoccaggio, in termini di:– Revisione dei meccanismi allocativi dello stoccaggio alla clientelaresidenziale, al fine di liberare capacità esistente per altri usi.– Sviluppo di servizi di stoccaggio adeguati alle esigenze di modulazionedei vari segmenti di consumi, anche di tipo "aciclico".– Definizione di un coerente contesto normativo e regolatorio incentivantelo sviluppo di stoccaggio merchant in regime di esenzione totale oparziale.■ Introduzione del bilanciamento commerciale a mercato, per garantireequità di trattamento tra gli operatori e incentivare comportamenti virtuosi,facendo emergere il valore della flessibilità. A questo proposito, si proponedi eliminare a tendere la “chiusura a stoccaggio” e istituire un mercatointraday dove gli shipper possano bilanciare le proprie posizioni.■ Revisione del mercato all’ingrosso, mediante l’evoluzione della sezioneOTC del Punto di Scambio Virtuale (che verrà mantenuta), per aumentarnela fruibilità e la liquidità, e contestuale creazione di una borsa day ahead eintraday (anche a servizio del bilanciamento commerciale) in linea con lebest practice europee (PowerNext, APX, ecc.).50

■ Mantenimento del ruolo dell’Acquirente Unico invariato rispetto aquanto previsto prima della legge 99/09 (come soggetto che identifica ilfornitore di ultima istanza), per evitare che un ruolo più ampio possacompromettere la concorrenza del mercato.In questa sede, non è possibile entrare nel dettaglio di tutte le modifichenecessarie ad realizzare le proposte, poiché l'implementazione di queste lineeguida dovrà intervenire su tutta una serie di normative (da leggi dello stato comela 164/00, a delibere dell’autorità come la 303/07 ai codici di rete e distoccaggio). Si deve quindi prevedere che queste modifiche siano adottate senzaalcun vincolo di subordinazione rispetto alla regolamentazione vigente, che dovràessere opportunamente modificata per seguire lo spirito della riforma. Èimportante quindi istituire tavoli tecnici che coinvolgano tutti i soggettiinteressati: enti istituzionali come il Ministero dello Sviluppo Economico,l’Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas, gli operatori infrastrutturali, e ancheesponenti del mercato, come le aziende di produzione e importazione di gas e leassociazioni dei consumatori. In questo modo, si evita che, nell’ambito degliaspetti tecnici della normativa, si possano celare dettagli che alla prova dei fattirisultino contrati allo spirito della riforma evidenziato all’inizio di questoparagrafo.La realizzazione della riforma del mercato del gas può seguire un percorsosuddiviso in tre orizzonti temporali, di breve, medio e lungo periodo (figura30).Figura 30Percorso evolutivo del nuovo mercato del gasStoccaggioBreve periodo:Rimozione degli impedimentiattuali su stoccaggio▪ Nuovi criteri allocazione e usodello stoccaggio destinato aresidenziali e strategico▪ Definizione normativa per i nuoviimpianti e per i potenziamentidegli esistentiMedio periodo:Avvio dei meccanismimarket based2010 2013▪ Ingresso di nuova capacità distoccaggio non regolataLungo periodo:Completamento del roll outsistemi market basedBilanciamento▪ Tutti i clienti “chiusi” astoccaggio (comeoggi)▪ Bilanciamento per iclienti DM: a mercato▪ Bilanciamento per iclienti non NDM: astoccaggio▪ Bilanciamento pertutti i clienti amercatoMercatoall’ingrosso▪ PSV allineato ahub europei▪ Borsa del gas 1Stimeemisure▪ Definizione nuovi metodi di stimadei consumi e di sistemi di misura▪ Messa in servizio nuovi gruppi dimisura▪ Test di nuovi metodie sistemi▪ Utilizzo nuovi metodie sistemi1 Fisica e finanziariaFONTE: Analisi del gruppo di lavoro51

Nel breve periodo, entro il 2010, gli obiettivi da perseguire sono, da un lato, larimozione degli impedimenti attuali sullo stoccaggio, mediante la revisione deicriteri di allocazione, al fine di rendere disponibile capacità di stoccaggio a tuttigli operatori e, contestualmente, l'individuazione del contesto normativo per ladisciplina delle nuove capacità di stoccaggio (sia come potenziamento degliattuali sia come nuovi impianti, in modo da garantire parità di trattamento a tuttigli operatori); dall’altro, l’allineamento delle funzioni del Punto di ScambioVirtuale agli standard europei, con l’introduzione di contratti standardizzati,l’adeguamento delle garanzie fornite dagli operatori (industriali e finanziari), inuovi accordi con i broker e l’aggiornamento della normativa attuale (comel’abrogazione dell’obbligo della dichiarazione della provenienza del gas).Inoltre, allo scopo di poter orientare gli interventi di medio periodo di seguitoesposti, sarebbe opportuno, da un lato avviare un attento processo di verificacirca l'effettiva disponibilità dei dati di misura, dall'altro intraprendere unprocesso di ridefinizione delle condizioni economiche di accesso alla riservastrategica.Nel medio periodo, entro il 2013, si dovrebbero applicare meccanismi marketbased nelle tre aree di miglioramento: graduale entrata in linea dei nuovi impiantiin regime merchant (almeno parziale); avviamento del bilanciamento a mercatoper i clienti diretti teleletti 22 con mantenimento delle regole attuali(bilanciamento a stoccaggio) per gli altri clienti (in relazione a questi ultimi ènecessario pianificare un periodo per mettere a punto i necessari adeguamenti aimetodi di stima dei consumi e dei sistemi di misura); e, infine, sul mercatoall’ingrosso, avviamento della borsa day-ahead e intra-day utilizzabile anche peril mercato di bilanciamento.Nel lungo periodo, dopo il 2013, si punterà al completamento della riforma, conl’estensione del bilanciamento a mercato su tutti i clienti e, in prospettiva,l’inclusione dei contratti a termine fra i prodotti scambiabili in borsa.Nelle pagine che seguono, sono illustrati in dettaglio gli interventi da compieresull’attuale sistema regolatorio al fine di realizzare l’evoluzione normativaproposta.5.2.1 Breve periodo: rimozione degli impedimenti attuali sullostoccaggio ed evoluzione del Punto di Scambio VirtualeNell’orizzonte temporale di breve periodo, si propone di attuare interventi sullaregolamentazione dello stoccaggio e del mercato all’ingrosso.22 A valle del processo di verifica della disponibilità di dati di misura.52

Con riferimento allo stoccaggio dovranno essere previste delle modifiche allaregolamentazione nel senso di:■ Determinare la capacità di stoccaggio (cfr. capitolo 6.2 per i dettagli dellastima delle nuove allocazioni) destinabile ad altri usi, sulla base dei datiprodotti dagli operatori delle risorse di rete in modo da:– Allineare la normativa a tutela della sicurezza del sistema a quantoprevisto nella bozza di Regulation of Security of Supply e, in particolarmodo, verificare l’adeguatezza della capacità dello stoccaggio strategico(eventualmente anche della capacità destinata a stoccaggio dibilanciamento) nell’attuale contesto di aumentata capacità diimportazione via tubo e GNL.– Assicurare un utilizzo in sicurezza del servizio di modulazione civile inmodo da garantire la disponibilità di punta di stoccaggio in condizionicritiche.– Garantire, anche normativamente, che vi sia coerenza tra le capacitàassegnate al servizio di modulazione civile e le reali esigenze di quelmercato anche in termini di tutela del prezzo.■ Allocare i servizi di stoccaggio (a valle della nuova allocazione) ad altri usi.L’assegnazione della capacità liberata potrebbe avvenire tramite meccanismiregolati tipo zainetto, con il vantaggio di non discriminare fra utilizzi dimodulazione per clienti civili ed altri usi. 23■ In previsione dell’avvio di nuovi impianti di stoccaggio o di potenziamentosugli impianti esistenti, prevedere per le ulteriori capacità la definizione diun coerente contesto normativo e regolatorio incentivante lo sviluppo distoccaggio merchant, ad esempio:– Allocazione in puro regime merchant di una parte della capacità inesenzione 24 Third Party Access, coerentemente con quanto previsto dallanormativa comunitaria e nazionale.– Allocazione della capacità rimanente, che sarebbe destinata ad altri usi enon vincolata a esigenze di modulazione, in regime TPA tramite aste(senza “interferenze” rispetto alla tariffa per lo stoccaggio regolato).23 Una proposta alternativa potrebbe essere quella di allocare da subito questa "nuova" capacità conmeccanismi di mercato (ad esempio aste annuali simili come modalità di funzionamento a quellepreviste dalla delibera 165/09). In questo modo si favorirebbe la trasparenza delle dinamiche di prezzoin un mercato che serve al trading stagionale o per altri orizzonti temporali, alla flessibilità per ilbilanciamento e così via; questo è appunto un mercato, diverso nelle sue caratteristiche peculiari daquello della modulazione stagionale dei clienti residenziali (che è un servizio essenziale e come taledovrebbe essere garantito in logica prioritaria e a costi "regolati").24 Tale capacità potrebbe eventualmente essere soggetta a regolamentazione in caso di emergenza(come in caso di interruzione delle capacità di importazione).53

Con riferimento al Punti di Scambio Virtuale, le modifiche ai meccanismi difunzionamento sono destinate a garantire un completo allineamento ai mercatieuropei più evoluti e riguardano:■ I contratti standard, in particolare, l’approvazione della tipologia dicontratti pubblicati dalla European Federation of Energy Traders (EFET)come standard per il framework legale e la definizione di una modularitàstandardizzata dei prodotti offerti (quantità di gas minima, condizioni didistribuzione, ecc.), che possa facilitare l’ingresso di player internazionali edi broker nel Punto di Scambio Virtuale.■ La trasparenza, che potrà essere ottenuta mediante la pubblicazionegiornaliera dei volumi e dei prezzi scambiati.■ I soggetti partecipanti, il cui numero potrà essere ampliato favorendol’ingresso ai puri trader (attualmente limitato dalla necessità di indicare unsoggetto compensatore), definendo le opportune garanzie (in terminifinanziari o di fonti di approvvigionamento), e ai broker (il cui ingressopotrà essere facilitato anche con la definizione di eventuali modifiche allepiattaforme informatiche.■ La regolamentazione italiana, da aggiornare rispetto all’evoluzione di altripaesi europei (per fare qualche esempio, eliminando gli obblighi didichiarazione della provenienza del gas importato).5.2.2 Medio periodo: avvio del nuovo bilanciamento a mercato edella borsa del gasNel medio periodo, si prevede innanzitutto che entrino in funzione i nuoviimpianti di stoccaggio.In questa fase, è prevista inoltre la partenza del nuovo modello di bilanciamentoa mercato per i clienti diretti tele-letti. I principi di funzionamento del nuovomodello di mercato su questo tipo di clienti sono i seguenti (cfr. capitolo 6.1 per idettagli del funzionamento):■ Il bilanciamento fisico della rete è garantito dal fatto che ogni utente èincentivato a bilanciare le proprie posizioni commerciali; il TSO rimane ilsoggetto di bilanciamento di ultima istanza (compra gas di bilanciamento amercato e scarica sugli shipper sbilanciati i costi, comprensivi di penali econsiderando tolleranze sugli sbilanciamenti).■ Gli shipper si approvvigionano sul mercato intraday ai fini delbilanciamento per i clienti diretti tele-letti.■ Per questa fase le tolleranze previste dovrebbero essere sufficientementeampie e le penali opportunamente ridotte, per garantire la gradualitàdell'applicazione del nuovo modello e consentire a tutti gli operatori dimercato e alle infrastrutture di adeguare i loro comportamenti e i loro54

sistemi, nonché allo scopo di non esporre gli operatori ad eccessivi rischieconomici.■ Si propone inoltre di mantenere il meccanismo attuale di bilanciamento“chiuso” a stoccaggio per la porzione di fornitura degli shipper a tutti iclienti che non hanno ancora sistemi di tele-lettura. Su questi clienti,potrebbe comunque iniziare la sperimentazione e il test di nuove soluzioniper risolvere le problematiche di allocazione giornaliera dei consumi aiclienti (per esempio load profiles dinamici) funzionali all’introduzione di unmeccanismo di bilanciamento di mercato a regime.Nell’ambito del mercato all’ingrosso, si propone di istituire una borsa (intradaye day-ahead), utilizzabile anche a fini di bilanciamento, che presenti lecaratteristiche descritte in seguito:■ Gestore della borsa indipendente dai soggetti che vi operano (per esempio ilGME come previsto dalla legge 99/09 art. 30).■ Gestione degli scambi anonima (come avviene in tutte le borse del gaseuropee).■ Formazione del prezzo tramite meccanismi di negoziazione continua,analoga a quella dei mercati finanziari e delle altre principali borse del gaseuropee.■ Servizi di clearing garantiti dal gestore della borsa o da una controparteterza.■ Richiesta per tutti gli operatori di borsa di adeguate garanzie finanziarie(come le fideiussioni bancarie) e di capacità di consegnare il gas che vienescambiato (come i contratti di trasporto), in modo da evitare meccanismi divendita “allo scoperto”.5.2.3 Lungo periodo: completamento della riformaA regime, si prevede il completamento della riforma di mercato mediantel’estensione del modello di bilanciamento a mercato a tutti i clienti (ancheindiretti non tele-letti) una volta messi a punto i nuovi criteri e sistemi per lastima dei consumi della clientela non tele-letta.Per un funzionamento coerente sistema di bilanciamento a regime è necessarioprevere alcune caratteristiche:■ Le penali di sbilanciamento (in aggiunta al prezzo del gas) sono definite suivolumi sbilanciati dai clienti misurati giornalmente.55

■ È opportuno prevedere alcune fasce di tolleranza (in analogia a quantoprevisto dalle regole di bilanciamento del modello francese), entro le qualigli shipper possano, per esempio, cumulare gli sbilanciamenti (quando losbilanciamento giornaliero è inferiore a una soglia di tolleranza T1),indicando anche una fascia (T3) oltre la quale questo gas “cumulato” pagauna penale giornaliera fino al rientro nella soglia; oppure possano evitare ilpagamento di penali, se lo sbilanciamento giornaliero è compreso fra lesoglie di tolleranza T1 e T2 (T2 > T1).Solo in caso di superamento di soglia T2 gli shipper dovranno pagare glisbilanciamenti a prezzo di mercato, con penali.5.3 Benefici attesi dalla riformaI benefici attesi (figura 31) dai cambiamenti proposti per regolamentare ilmercato del gas in Italia sono tre:1. Maggiore trasparenza del prezzo del gas, favorita dalla presenza di unaborsa a controparte unica.2. Valorizzazione della flessibilità, da un lato, grazie alla capacità di stoccaggioresa disponibile tramite meccanismi di mercato, anche per usi diversi dallamodulazione residenziale e da necessità di garantire il sistema in casi diemergenza; dall’altro, grazie a un mercato del bilanciamento nel quale ilprezzo è stabilito dalla dinamica della domanda e dell’offerta.3. Incremento della liquidità, per effetto della necessità di operare transazioni diborsa ai fini del bilanciamento e di una maggiore possibilità di svolgerearbitraggi determinata dalla maggiore disponibilità di stoccaggio.56

Figura 31Elementi fondamentali e benefici del modello a regimeCreazione di liquiditàmediante transazionifisiche e temporali3. Mercatowholesaletrasparente1. Aperturadisponibilitàdi stoccaggioMercatopiù liquidopiù efficientepiù trasparente2. Bilanciamentoa mercatoAccesso allaflessibilità aprezzo di mercatoCreazione di liquiditàmediante transazioni dibilanciamentoFONTE: Analisi del gruppo di lavoro5.4 Percorso di realizzazione delle riformeSulla base delle proposte di evoluzione della regolamentazione del mercatoitaliano del gas illustrate nei paragrafi precedenti, si possono ora riassumere leprincipali attività necessarie per realizzarle e metterle in esercizio.5.4.1. Attività da realizzare nel breve periodoPer far evolvere il mercato nella direzione descritta, le principali attivitàriguardano lo stoccaggio, il bilanciamento e il mercato all’ingrosso.Stoccaggio■ Istituire un tavolo tecnico per rivedere l’ammontare della capacità distoccaggio riservata alla modulazione stagionale dei clienti residenzialied alla riserva strategica), in base a: curve storiche di consumo; flessibilitànelle importazioni (incluse le nuove capacità); statistiche sull’effettivoscostamento dei consumi dalla media in caso di inverni rigidi; bozza didirettiva dell’Unione Europea sulla security of supply (vedi proposta diRegolamento del Parlamento Europeo e del Consiglio che dovrebbeabrogare la delibera 2004/67/CE); attuale esubero della disponibilità di gas57

da importazione; stagionalità (livelli degli stoccaggi nei mesi estivirispetto a quelli nei mesi invernali).■ Precisare il meccanismo di assegnazione della capacità di stoccaggiodisponibile per altri usi, in seguito alla revisione dell’ammontare distoccaggio riservato ai clienti residenziale (ed, eventualmente, alla riservastrategica).■ Definire il quadro normativo per consentire il funzionamento deipotenziamenti degli stoccaggi esistenti o dei nuovi impianti in regime dimerchant garantendo parità di trattamento tra tutti gli operatori distoccaggio, con definizione delle quote di esenzione da TPA, meccanismi diaste, eventuali limitazioni in caso di emergenza.Condizione necessaria per un funzionamento degli stoccaggi in regime mistoRTPA (Regulated Third Party Access) e aste è l’implementazione di controlliadeguati, affinché la quota dello stoccaggio ottenuta a tariffa regolata e conpriorità di accesso sia effettivamente utilizzata a tale scopo (si pensi alle curve disvuotamento degli stoccaggi per la modulazione dei clienti residenziali, come giàpreviste dalla delibera 303/07, adeguata alla nuova situazione di mercato ed ainuovi criteri di sicurezza adottati).Bilanciamento■ Avviare il processo per l’evoluzione dei metodi di stima del consumo(definendo load profiles dinamici, per esempio), per assicurare agli operatorila disponibilità di strumenti che consentano una capacità di previsionesufficientemente precisa.■ Assicurare l’aggiornamento del parco contatori, con strumenti dimisura che registrino il consumo giornaliero (meglio se tele-letti), almenoper i clienti con consumi superiori alla classe G40 (cfr. delibera 155/08) oanche per consumi inferiori, soprattutto in clienti con domanda pocoprevedibile (come i piccoli clienti industriali), prevedendo adeguatimeccanismi di remunerazione per gli operatori (come il rimborso RAB per ivecchi contatori che non hanno terminato la vita utile).■ Definire i dettagli di funzionamento del nuovo modello di bilanciamentorelativi a: i criteri utili per individuare il riferimento di mercato con cuistabilire un prezzo per il gas di sbilanciamento 25 ; la tipologia e l’entità dellepenali e delle tolleranze a regime e per il periodo transitorio.■ Prevedere adeguati meccanismi che tengano in conto le specificità delmercato termoelettrico al fine di evitare eccessive penalizzazioni,25 Per esempio prezzo di borsa o prezzo medio di diversi mercati wholesale58

endendo coerenti le tempistiche del mercato del gas, in modo dacomprendere le previsioni di consumo nel giorno precedente e le dinamichein tempo reale a fronte, ad esempio, dei servizi MSD.Sarà inoltre necessario precisare i requisiti degli altri meccanismiimplementativi necessari nel periodo transitorio in cui esiste un regime dibilanciamento misto (clienti diretti chiusi a mercato e altri clienti chiusi astoccaggio). Tali meccanismi potrebbero includere, per esempio: la gestionedegli stoccaggi, in parte gestiti autonomamente dal TSO e in parte gestiti dalTSO osservando l’obbligo di rispettare le nomine degli shipper; i limiti e lemodalità di partecipazione al mercato intraday.Mercato all’ingrosso■ Favorire l’evoluzione del Punto di Scambio Virtuale, secondo quantoillustrato nel paragrafo 5.3■ Approvare le modalità di funzionamento della borsa day-ahead e intraday(ad uso anche di bilanciamento), a partire da quanto identificato nel par. 5.3:definendo criteri univoci e trasparenti per la determinazione delle modalitàdi accoppiamento delle offerte di acquisto o di vendita (le migliori in ognimomento e/o quelle che presentano uno stesso livello di prezzo) e del prezzodella transazione (il prezzo dell’offerta di vendita, quello dell’offerta diacquisto o una media fra i due); identificando il soggetto responsabile delclearing che operi da controparte unica (che potrà essere diverso da coluiche è responsabile della borsa); precisando le condizioni e le garanzierichieste agli operatori per partecipare alla borsa; stabilendo icomportamenti a cui il TSO deve sottostare per evitare turbative delmercato; sincronizzando le tempistiche di questo mercato con la borsaelettrica, per garantire la fruibilità e la coerenza di questi due mercati chesono strutturalmente collegati, specie in Italia visto l’alto consumo di gas perla generazione di energia elettrica (cfr. capitolo 1); infine, mettendo a puntol’architettura dei sistemi informativi a supporto dell’operatività e lespecifiche di interfaccia tra la borsa e gli operatori.5.4.2. Attività necessarie per il sistema a regimeLe attività operative riguardano in misura maggiore il bilanciamento e glistoccaggi, in misura minore il mercato all’ingrosso.Bilanciamento■ Verificare e testare l’attendibilità dei nuovi metodi di stima dei consumi edei nuovi sistemi di misura e, in caso positivo, procedere al loro utilizzoestensivo.59

■ Definire regole standard per l'allocazione dei consumi giornaliericoerentemente con i nuovi metodi di stima dei consumi e in base alla misuramensile dei punti condivisi (ad esempio usando i gradi giorno misurati, conpesi diversi a seconda della tipologia di clienti 26 )■ Valutare eventuali correzioni all’entità delle penali, delle tolleranze oall’introduzione di penali sulla nomina (scheduling charge).Mercato all’ingrosso■ Valutare eventuali aggiornamenti a: criteri di partecipazione del TSO allaborsa day-ahead e intraday, ad uso di bilanciamento; garanzie richieste aglioperatori per la partecipazione al Punto di Scambio Virtuale e alla borsa delbilanciamento.■ Valutare l’estensione del mercato di borsa, per consentire gli scambi su unorizzonte temporale di medio termine.26 Mentre per un cliente domestico il consumo è in genere funzione soltanto del giorno della settimana edei gradi giorno, per scuole, ospedali, uffici pubblici e piccole aziende è necessaro inserire altri critericome ad esempio i periodi di chiusura.60

6. Allegato6.1 Dettagli sul nuovo metodo di bilanciamento a regimeI principi che ispirano questo nuovo modello riguardano le modalità dibilanciamento e il prezzo del gas di bilanciamento, le modalità di nomina, lepenali di sbilanciamento.Anzitutto, nell’ambito delle modalità di bilanciamento e prezzo del gas dibilanciamento, si prevede che:■ Il TSO rimanga responsabile del bilanciamento fisico.■ Gli shipper bilancino la propria posizione nella mercato del bilanciamento(day ahead e intraday).■ Il TSO possa operare in questo mercato come soggetto di ultima istanza perassicurarsi le forniture del gas non bilanciato dagli shipper. Il prezzo del gasin eccesso o in difetto che gli shipper dovrebbero corrispondere al TSO incaso di sbilanciamenti a fine giornata dovrebbe essere legato al prezzopagato dal TSO sulla borsa, con eventuali correttivi che tengano conto deicosti sostenuti per il processo di acquisto.■ Il TSO debba sottostare a regole che impediscano l’adozione dicomportamenti speculativi, che per esempio non possa operare in qualità diprice maker.Inoltre, a proposito delle modalità di nomina, si propone che:■ Gli shipper abbiano l’obbligo di nominare in maniera bilanciata tutti i puntidi entrata e di uscita, compresi gli stoccaggi.■ Il TSO immetta in rete le quantità nominate.■ Gli shipper abbiano la facoltà di rinominare i punti di ingresso e di uscitadurante il giorno, con limiti e modalità da definire coerentemente con irequisiti tecnici necessari al corretto funzionamento della rete.Infine, le penali di sbilanciamento (in aggiunta al prezzo del gas dibilanciamento) potrebbero essere applicate solo per i quantitivi di gas (giornalierio cumulati) che eccedono le tolleranze e potrebbero essere calcolate o in maniera“fissa” (in termini di centesimi di euro al m 3 ) o come percentuali sul prezzo dimercato (per esempio, il 20% in più del prezzo in fase di acquisto e il 20% inmeno in caso di vendita). Tali meccanismi avrebbero lo scopo di incentivare gli61

shipper a formulare una previsione sempre più precisa dei consumi dei loroclienti.L’eventuale scostamento dalla previsione relativa ai clienti non misuratigiornalmente (disponibile alla data della lettura dei contatori, per esempioannualmente) verrebbe regolato fra shipper e TSO solo dal punto di vistacommerciale, ma non sarebbe utilizzata al fine di determinare l’ammontare delbilanciamento e delle relative penali.Per poter applicare questo modello, è necessario che vengano soddisfatte duecondizioni. La prima richiede che i clienti non misurati giornalmente abbianoprofili di consumo prevedibili mediante, per esempio, load profiles dinamici(clienti con consumo prevalente per riscaldamento o altri usi domestici), in mododa contenere i conguagli commerciali di fine anno entro limiti ragionevoli. Laseconda condizione richiede che tutti gli altri clienti siano dotati di contatori contele-lettura o almeno con contatori che registrino misurazioni giornaliere (chepotrà essere sufficiente solamente quando gli altri clienti avranno stime deiconsumi precisi, altrimenti l’incertezza sull’equazione di bilanciamento calcolatail giorno D+1 sarebbe troppo elevata per permettere agli operatori di adottarecomportamenti razionali sul mercato).Figura 32Modello proposto per la determinazione deglisbilanciamentiSEMPLIFICATOLegenda grandezze Shipper “k”▪ E X,k : stime▪ C X,k : calcoli▪ M X,k : misure effettiveD-1 D D+1 M+1 A+1Stima fabbisogno gasdello Shipper “k” (UT k )▪▪E CG,k consumi clienticollegati tramite CityGate ottenuti dastime e uso dei profiliE DM,k consumi clienticollegati direttamentealla rete di trasportodaily metered eteleletti (DT) ottenutitramite stimeNomine shipper “k”▪ I k ai punti di ingresso▪ S k agli stoccaggi▪ T k per transazioni amercato day ahead▪ UT k ai punti di uscitaCondizione dibilanciamentoI k +S k +T k =E CG,k +E DT,kIT kUT kGas immesso nellarete (dopo rinomine)▪ I' k , S' k , T' k▪IT' k Totale Immessodopo rinomine edeventuali transazioninel giornoGas prelevato(secondo rinomine)▪ E' CG,k +E' DT,kGas prelevato dallarete (effettivo)▪Eq. bilanciamento provvisorieSecondo consumiclienti finaliTransitorio RegimeDirettiTelelettiClienti alCity GateDati noti di prelievo (misure)▪ UCG i prelievi totali misurati aiCity Gate▪ M DT,k clienti daily metered eteleletti (DT)Dati calcolati dal TSO▪C CG,k prelievi clienti collegatitramite City Gate calcolati infunzione di: UCG i , profili, altro▪ Sbilanciamento SB k dacompensare a prezzo dimercato più penali:SB k =IT' k –M DT,k –C CG,kSB k =IT' k –M DT,k –E' CG,k▪ Variazione ∆NS k rispettonomine agli stoccaggi:∆NS k =E' CG,k –C CG,kDati noti di prelievoDati noti di prelievo (misure) (misure)▪ M CG-DNT,k prelievi clienti ▪ M CG-ND,k clienti noncollegati al City Gate, daily daily metered (ND)metered non telemisurati(DNT)Dati calcolati dal TSO▪ C' CG-ND,k prelievi clienti nondaily metered (ND)aggiornati grazie alladisponibilità delle misureM CG-DNT,k dei clienti DNTRegolazione ∆PCeventuali posizioniEq. bilanciamento definitive commerciali▪ Sbilanciamento SB k da ▪ Clienti NDM:compensare a prezzo di ∆PC=C' CG-ND,k –M CG-ND,kmercato più penali:SB' k =IT' k –M DT,k –M CG-DNT,k –C' CG-ND,kSB k =IT' k –M DT,k –E' CG,k▪ Variazione ∆NS' k rispetto ▪ Clienti NDM:nomine agli stoccaggi:∆PC=C' CG-ND,k –M CG-ND,k∆NS' k =E' CG,k – M CG-DNT,k –C' CG-ND,kFONTE: Analisi del gruppo di lavoro62

Nella figura 32, si illustrano i dettagli di funzionamento del modello proposto perla determinazione degli sbilanciamenti e si mette in evidenza la soluzioneproposta nel periodo transitorio per i clienti indiretti.Nel sistema a regime:■ Il giorno prima, tutti gli shipper nominano le quantità di gas da immettere inrete (sia dai punti di ingresso sia dagli stoccaggi) e i punti di uscita (sia perclienti diretti sia ai punti condivisi).■ Durante il giorno, lo shipper può rinominare i punti di ingresso e di uscita,oltre a operare sulla borsa.■ Nel giorno successivo, il TSO calcola l’equazione di bilanciamento per ognishipper a partire dai consumi misurati sui clienti diretti tele-letti, la stima deiconsumi per i clienti con profili standard (per esempio i residenziali)applicando i profili di consumo corretti con le variabili effettivamentemisurate (come la temperatura) e stimando, attraverso consumi misurati neipunti condivisi e tecniche di ripartizione, i consumi per i clienti non tele-lettie senza profili standard.■ Nel mese successivo, queste stime verranno corrette da eventualimisurazioni ottenute su clienti non tele-letti, ma con sistemi di misura cheregistrano i consumi giornalieri e, su questa equazione definitiva, vengonopagati il gas in eccesso o in difetto e le relative penali, la cui quantitàdipenderà dai regimi di tolleranze approvati.■ Periodicamente, quando i consumi dei clienti con profili standard vengonorilevati, verranno coperte eventuali posizioni commerciali fra gli shipper ofra shipper e TSO.Nel periodo transitorio, soltanto i clienti diretti, cioè quelli collegati direttamentealla rete di trasporto, entrano nell’equazione di bilanciamento a mercato, mentreper tutti gli altri clienti l’equazione continua a chiudere a stoccaggio.Per questi clienti diretti, gli sbilanciamenti sono quindi equivalenti dalladifferenza fra le nomine (o rinomine) fatte ai punti di ingresso e ai movimenti inborsa, le misure rilevate ai punti di uscita dei clienti tele-letti e le nomine (orinomine) fatte ai punti condivisi.63

6.2 Revisione delle regole di allocazione degli stoccaggiPremessa metodologicaI calcoli e le stime presentate in questo paragrafo si basano su dati pubblici.I calcoli stimano le quantità di stoccaggio che potranno essere rese disponibiliin termini di spazio e di punta, applicando una metodologia di calcolo allineata aquelle delle regolamentazioni europee (specialmente Francia).Si ritiene che questa metodologia di calcolo determini un’allocazione deglistoccaggi che garantiscono la sicurezza del sistema insieme alla necessità diottemperare agli obblighi della legge 99/09, che prescrive all'art. 30 comma 6 che“Al fine di garantire la competitività dei clienti industriali finali dei settoridell'industria manifatturiera italiana caratterizzati da elevato e costante utilizzodi gas, il Governo è delegato a […] definire misure che promuovano l'incontrodella domanda di gas dei clienti finali industriali e di loro aggregazioni conl'offerta, al fine di garantire l'effettivo trasferimento dei benefìci dellaconcorrenzialità del mercato anche agli stessi clienti finali industriali”. Questo“effettivo trasferimento dei benefici” diventa realmente usufruibile solo allocandodisponibilità di servizi di stoccaggio anche a questi clienti industriali.Sarà poi compito del legislatore e delle autorità preposte stabilire se le quantitàallocate forniscono sufficienti garanzie al sistema.Assunti di base, normativa considerata e nuovo calcolo della necessità distoccaggio per modulazione stagionale residenzialeOggetto di questo capitolo sono i calcoli svolti per valutare qual è la capacità distoccaggio necessaria al sistema, considerando due fattori:■ Il funzionamento e la sicurezza del sistema anche in caso di emergenza.■ La tutela dei clienti residenzialiPer quanto riguarda il primo tema, l'assunto di base di questa analisi è che lacapacità di stoccaggio destinata a riserva strategica (5,1 miliardi di m 3 ) e agli altriusi di “sistema” (in particolare stoccaggio per bilanciamento della rete pari a 0,1miliardi di m 3 e stoccaggio minerario pari a 0,4 miliardi di m 3 ) debbano essereconsiderati come dati di partenza non modificabili.È infatti da circa dieci anni, precisamente dal decreto Letta (legge 164/00), che laquantità di riserva strategica ammonta a circa 5 miliardi di m 3 . Questo valore èinfatti proporzionato alla capacità giornaliera dell'infrastruttura principale (che64

per l'Italia è il gasdotto di Tarvisio, con capacità giornaliera di 107 milioni dim 3 ).Per quanto riguarda la tutela dei clienti residenziali, è già stato mostrato nelcapitolo 3 che, utilizzando la metodologia di calcolo corrente presente nel Codicedi Stoccaggio 27 , il totale necessario sarebbe pari a 12,8 miliardi di m 3 .Ricordiamo qui che quest’ammontare è stimato a partire da un consumoresidenziale considerato pari a 31 miliardi di m 3 . Questo valore è ricavato daelaborazioni sui dati Snam Rete Gas riferiti ai consumi degli utenti allacciati allereti di distribuzione, che come precisato dal TSO rappresenta “le riconsegne agliimpianti di distribuzione (dove il consumo predominante è rappresentato dalsettore civile)”.Se consideriamo invece i puri utenti domestici con consumi inferiori ai 200 milam 3 annui, il consumo sarebbe pari a 27 miliardi di m 3 e, di conseguenza, usandola stessa metodologia 28 di calcolo si otterrebbe una capacità necessaria di 11miliardi di m 3 , che è quella indicata nei documenti dell’Autorità per l’EnergiaElettrica ed il Gas.Per confrontare la metodogia italiana con quella di altri paesi (ad esempio laFrancia), si ritiene però opportuno utilizzare come consumo residenziale unaquantità pari a 31 miliardi di m 3 , in quanto in questo ammontare sono inclusi altriclienti tipicamente tutelati, come uffici pubblici, scuole e ospedali.È chiaro comunque, che, sia considerando il fabbisogno necessario pari a 12,8miliardi di m 3 , sia pari a 11, lo stoccaggio attuale pari a 13,9 miliardi di m 3 ècomunque insufficiente a garantire la modulazione stagionale e le necessitàindicate precedentemente (riserva strategia, stoccaggio per bilanciamento dellarete e stoccaggio minerario).Se, al contrario, utilizziamo a titolo esemplificativo un metodo di calcolo simile aquello utilizzato in Francia (già descritto sommariamente al capitolo 3), laquantità di stoccaggio necessario ad garantire i clienti residenziali risulterebbeinferiore, come mostrato in figura 33.Per ottenere questo risultato, sono state considerate le curve dei consumiresidenziali giornalieri degli ultimi tre anni (2006, 2007 e 2008) ed è stataelaborata una curva di consumo giornaliera media di tale periodo.È stata poi considerata l’area di questa curva di consumo che supera la media diconsumo annuale (maggiorata del 10%, per tenere conto della flessibilità diincremento delle importazioni). Quest’area rappresenta un periodo di 146 giorni.Il consumo totale di questi giorni ammonta a 22 miliardi di m 3 , mentre l’area al27 Cfr. il Codice Stoccaggio Stogit, cap.5, all. 4, art. 1.2.1.1.28 Capacità allocata pari al 33,4% dei consumi e, in aggiunta, altra capacità pari al 25% di quella allocata65

di sopra della retta di consumo medio superiore al 10% ammonta a 8,4 miliardidi m 3 . Questa è la quantità di gas che deve essere accumulato negli stoccaggi,all’inizio del periodo invernale.Figura 33Ipotesi di calcolo della necessità per i consumi residenzialiIpotesi di coperturadella domandaresidenziale▪ Importo in inverno per146 giorni (10% in piùdella media annuale)▪ A stoccaggio, ladifferenza necessariaa coprire il fabbisognoresidenziale nei giornisopra la mediaConsumo residenzialeMcm per giorno medio invernale200150100508,4 bcm13,6 bcm93,40Nov.Apr.Ott.FONTE: Analisi del gruppo di lavoro su dati Snam Rete Gas e StogitQuesto quantitativo è considerato sufficiente a garantire la sicurezza del sistemain caso di inverno medio analogo alla media dei tre anni considerati.In caso di inverno più freddo della media considerata, si dovrebbe invece definireuna modalità di accesso regolato alla riserva strategica, prevedento meccanismidi reintegro e prezzi coerenti con le necessità di tutela degli utenti finali,coerentemente con quanto già preverebbe la normativa attuale (DM 26/09/2001):per questo motivo non è stato considerato alcuna extra capacità per questaeventualità.Disponibilità dello stoccaggio per clienti non residenzialeDai calcoli presentati, si evince quindi la necessità di allocare un quantitativodi gas negli stoccaggi pari a 14 miliardi di m 3 che comprende riserva strategica(5,1 miliardi), stoccaggio per il bilanciamento della rete (0,1 miliardi), stoccaggiominerario (0,4 miliardi) e stoccaggio riservato alla modulazione dei clientiresidenziali (8,4 miliardi, secondo l'esempio presentato).66

La disponibilità attuale (anno termico 2009-2010) è già stata incrementata dai13,9 miliardi di m 3 (valore indicato in tutto il documento, essendo quello indicatonegli ultimi dati ufficiali dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas riferitiall’anno termico 2008-2009) a 14,4 miliardi di m 3 .Come mostrato in figura 34, la disponibilità di capacità stoccaggio per altri usisarebbe quindi pari a 0,4 miliardi di m 3 , con una capacità di punta pari a 4 milionidi m 3 al giorno, come indicato nella tabella 1.Se poi ipotizziamo che nell'anno termico 2010-2011, la capacità di stoccaggiopotrebbe ad esempio aumentare ulteriormente dello stesso quantitativo che è statomesso in esercizio fra gli anni termici 2008-2009 e 2009-2010 (cioè 0,5 miliardidi m 3 ), la capacità per usi diversi da quello civile risulterebbe essere pari a 0,9miliardi di m 3 , con una capacità di punta di 8 milioni di m 3 al giorno (ottenuta daun riproporziona mento della capacità di punta, considerata in totale costante) 29 .Figura 34Disponibilità di stoccaggio per il consumo non residenzialeSEMPLIFICATOMiliardi di metri cubiIncrementocapacità200914,40,5 0,4Capacità20085,18,413,95,614,00,5Totalecapacità2009Stoccaggiostrategico+ minerario+ bilanciamentoNuova ipotesidi calcolostoccaggio perresidenziali 1Totalenecessariosecondonuova ipotesi• Spazio riallocabile peraltri utilizzi• Ipotizzabile ulterioreaumento dellacapacità totaledisponibileanalogamente aquanto avvenuto nel2009 (+0,5), cheaumenterebbeulteriormente lo spazioriallocabile fino a 0,91 Ottenuta considerando la somma dei consumi giornalieri in inverno per la sola quota eccedente la media annuale aumentata del 10%, che tiene contodi una possibile flessibilità stagionale degli import2 Non considerato alcuna extra capacità per inverni freddi, dato che la riserva strategica esiste anche a tale scopoFONTE: Analisi del gruppo di lavoro su dati Snam Rete Gas e Stogit29 Questi valori devono essere comunque verificati e confermati da un tavolo tecnico.67

Tabella 1Anno termico 2010-2011 a stoccaggi attualiSpazio (miliardi di m 3 )Punta (milioni di m 3 al giorno)Strategico 5,1Totale 9,3 152Minerario 0,4 3Bilanciamento 0,1 63Modulazione 8,8 86Civile 8,4 82Altro 0,4 468