Source: https://it.scribd.com/document/90375460/Relazione-annuale-dellAutorita-per-lenergia
Timestamp: 2019-10-20 16:51:47+00:00
Document Index: 161327668

Matched Legal Cases: ['art. 3', 'art. 3', 'art. 2', 'e contrario', 'art. 1', 'art. 4']

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Corriere_90622_5_9
Fact Book 2007 Ita
Proposta Risoluzione Dipendenza Gas Russo
EMEASB-5568-IT
ABRUZZO, POZZI DI PETROLIO CUPELLO
prezzi Struttura,
e qualit nel settore gas
Domanda e offerta di gas naturale nel 2010
Dopo il crollo registrato nel 2009, la domanda di gas si
ripresa nel 2010. Secondo i dati preconsuntivi diffusi dal Ministero dello sviluppo economico, lo scorso anno il consumo interno lordo risalito a 83 G(m3) dai 78 G(m3) del 2009, recuperando quindi quasi integralmente i livelli del 2008, anno nel quale la domanda si ferm a 85 G(m3) a causa dei primi effetti della crisi economica. Rispetto al 2009, dunque, il consumo di gas ha messo a segno un aumento del 6,4%, una variazione positiva che non si registrava dal 2005, dopo anni in cui il settore era abituato a tassi di crescita elevati e stabili nel tempo. Il settore civile (domestico e terziario) e quello industriale hanno trainato la crescita, registrando entrambi un incremento del 7,1%. Minore, invece, stato il recupero del termoelettrico, nel quale la richiesta salita del 4,4%. proseguita inoltre la forte espansione dei consumi per autotrazione che, grazie al diffondersi di auto alimentate a metano (favorite anche dalle esigenze di contenimento dellinquinamento), non conosce sosta dal 2005 a questa parte e ogni anno registra tassi di crescita estremamente positivi (13,2% nel 2010, seguito a un valore medio dell11% ottenuto negli ultimi cinque anni). Per la prima volta da molto tempo, inoltre, la produzione nazionale non diminuita e, passando da 8 a 8,3 G(m3), ha anzi segnato un lieve incremento del 3,6%, prevalentemente
grazie allentrata in produzione di un nuovo campo nelle piattaforme continentali al confine tra Italia e Croazia e allaumento di produzione di alcuni campi in terraferma. Per soddisfare una maggiore domanda, le importazioni dallestero sono cresciute dell8,8%, salendo da 69,3 a 75,3 G(m3), come pure le esportazioni, passate da 125 a 141 M(m3). Circa 0,5 G(m3) sono stati immessi negli stoccaggi. La domanda lorda stata quindi soddisfatta per il 10% dalla produzione nazionale e per il 90% dalle importazioni nette. I dati provvisoriamente diffusi dal Ministero dello sviluppo economico trovano una sostanziale conferma nel bilancio degli operatori del settore gas (Tav. 3.1), tradizionalmente presentato in queste pagine; esso mostra una prima e provvisoria elaborazione (come tutte quelle che seguono anche nei paragrafi successivi) dei dati dichiarati dalle 376 imprese del gas nellambito dellIndagine annuale che lAutorit per lenergia elettrica e il gas realizza con riferimento alle attivit svolte dagli operatori durante lanno precedente. Come consuetudine, il bilancio stato redatto riaggregando le informazioni fornite dalle imprese secondo i gruppi societari ai quali hanno dichiarato di appartenere nellambito dellAnagrafica operatori dellAutorit. I gruppi sono poi stati attribuiti alle classi indicate nella tavola in base al
3. Struttura, prezzi e qualit nel settore gas
valore degli impieghi di gas, vale a dire a seconda dellampiezza sia delle vendite effettuate ad altri operatori (com-
presi quelli appartenenti allo stesso gruppo societario) e al mercato finale, sia degli autoconsumi.
Bilancio del gas naturale 2010
G(m3); valori riferiti ai gruppi industriali
Produzione nazionale netta Importazioni nette(A) di cui vendite Eni(B) oltre frontiera Variazioni scorte Stoccaggi al 31 dicembre 2009 Stoccaggi al 31 dicembre 2010 Acquisti sul territorio nazionale da Eni di cui gas release al PSV da Edison da altri operatori Cessioni ad altri operatori nazionali di cui vendite al PSV Trasferimenti netti Consumi e perdite(C) Autoconsumi Vendite finali Al mercato libero Al mercato tutelato Vendite finali per settore Generazione elettrica Industria Commercio e servizi Condomini uso domestico Domestico di cui a clienti finali collegati
Eni 6,7 28,5 0,4 1,9 2,4 4,4 0,9 0,0 3,4 16,8 7,8 1,2 0,3 5,4 17,8 10,9 6,9 2,6 7,8 1,4 1,1 5,0 0,2
Edison 10-16 G(m3) 2-10 G(m3) 1-2 G(m3) 0,1-1 G(m3) < 0,1 G(m3) 0,5 0,8 0,0 0,0 13,5 13,9 11,0 3,5 2,6 0,1 0,6 0,8 0,3 0,1 0,0 0,2 0,2 0,4 0,0 0,1 0,0 0,7 1,6 1,7 0,2 0,8 0,0 0,6 1,8 2,1 0,2 0,6 0,0 4,1 26,0 28,7 3,6 21,4 3,9 0,4 3,8 5,8 0,1 2,0 0,4 0,3 0,0 0,2 0,0 2,0 0,2 1,6 0,0 3,2 0,4 1,8 22,0 21,3 3,5 16,1 3,2 5,9 20,5 25,5 6,7 11,6 0,5 1,1 4,9 8,9 2,7 6,2 0,3 0,4 0,4 0,1 0,5 1,3 0,0 0,1 0,3 0,3 0,1 0,2 0,0 4,7 1,3 1,5 0,0 0,8 0,1 7,2 17,1 12,5 0,9 12,9 3,5 7,0 12,2 9,4 0,8 7,9 1,7 0,2 4,9 3,1 0,1 4,9 1,8 5,4 1,3 0,1 0,0 0,4 1,7 6,8 4,8 0,8 0,7 4,0 6,4 4,5 3,4 1,2 0,5 2,9 2,9 0,2 0,4 0,1 0,2 0,0 0,0 2,5 3,2 1,9 0,7 4,5 1,5 0,1 0,8 0,7 0,4 1,6 0,2
Totale 8,1 73,1 1,9 0,8 6,9 7,6 92,1 13,4 0,6 7,4 71,3 87,6 31,9 2,4 1,4 13,9 72,0 50,0 21,9 22,1 21,7 6,2 3,6 18,3 13,0
(A) Le importazioni sono al netto delle esportazioni. (B) Solo per questa voce si tratta delle vendite di Eni S.p.A e non del gruppo Eni. (C) Consumi e perdite stimati in base a produzione, importazione, stoccaggio e acquisti interni. Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori.
Nel 2010 i principali gruppi in termini di vendite e autoconsumi sono Eni ed Edison. Nella classe successiva, cio quella degli operatori con vendite e/o autoconsumi compresi tra 10 e 16 G(m3), ricadono GdF Suez ed Enel con impieghi superiori a 15,5 G(m3)1, oltre ad A2A che ha venduto e/o autoconsumato poco pi di 11 G(m3). Circa la composizione del gruppo GdF Suez, per il 2010 occorre precisare che in esso compresa anche la societ GdF Suez Energie (gi Italcogim Energie ), che nel 2009 apparteneva al gruppo Energie Investimenti. A seguito dellacquisizione da parte di GdF Suez del pieno con-
trollo di Energie Investimenti, ottenuto con lacquisto della quota del 40% detenuta da Cam Partecipazioni (Gruppo Camfin), nel marzo 2010 Energie Investimenti si fusa per incorporazione in GdF Suez Energia Italia. Nella classe 2-10 G(m3) ricadono 13 gruppi, che oscillano dagli oltre 6,5 G(m3) di E.On ai 5 G(m3) di Hera, per arrivare ai poco pi di 2 G(m3) di Axpo Group e Sorgenia; 7 dei 13 gruppi di questa classe non superano i 2,5 miliardi di impieghi. Oltre a quelli gi citati, gli altri gruppi societari di questa classe sono Gas Plus, Enoi, Iren, Sonatrach, Soelia, Ascopiave VNG Italia,
1 Pi precisamente: il gruppo GdF Suez con vendite/autoconsumi per 15,7 G(m3), mentre Enel per 15,5 G(m3).
Axpo Group e Sorgenia che, fatta eccezione per Sonatrach, nel 2009 rientravano tutti nella classe 1-2 G(m3). Nella tavola del bilancio, al gruppo Iren, nato a luglio del 2010 dalla fusione tra Iride ed Ena, sono state attribuite, per correttezza, solo le vendite effettuate da Ena nel secondo semestre dellanno (e non quelle effettuate prima dellincorporazione di Ena in sarebbe comunque rimasto nella classe 2-10 G(m3). Iride)2. Anche considerando le vendite della prima parte dellanno, Iren Nel successivo paragrafo, relativo alla vendita al dettaglio, il gruppo Iren sar invece per comodit trattato come unico, includendo anche le vendite effettuate da Ena nel primo semestre 2010. Le classi successive comprendono, rispettivamente, 5, 60 e 200 gruppi; nellultima classe ricadono i numerosi gruppi che vendono e/o autoconsumano anche poche migliaia di metri cubi di gas. Da un anno allaltro la mobilit dei gruppi tra le varie classi abbastanza elevata e, come si vedr meglio nel seguito, il passaggio da una classe allaltra cambia, talvolta in modo rilevante, la connotazione delle diverse classi. La produzione nazionale di gas praticamente tutta in capo al gruppo Eni, se si eccettuano alcune piccole quote riconducibili a Edison e ad altri coltivatori minori. Nelle importazioni innanzitutto da segnalare che nel 2010 cresciuto ancora, di circa 3 allestero della classe 2-10 G(m3), il volume di gas imporanno3. tato da Edison e sono sensibilmente aumentati gli acquisti G(m3) rispetto allo scorso Ci dovuto allingresso in tale aggregato di alcuni operatori particolarmente attivi nellapprovvigionamento allestero. Analogamente, la riduzione delle importazioni nelle classi 12 G(m3) e 0,1-1 G(m3) si deve ricondurre, in buona sostanza, al passaggio di alcuni importatori nella classe successiva. Dei 73 G(m3) di gas importato 3,3 G(m3) sono stati acquistati sulle borse europee; di questo gas il 45% stato importato da un unico operatore, specializzato proprio in tale tipologia di approvvigionamento. Relativamente agli acquisti sul territorio nazionale, nel 2010 la quota di gas che tutte le imprese hanno acquistato direttamente da Eni e da Edison scesa rispetto allo scorso anno, arrivando al 14,5% nel caso del gas acquisito da Eni e all8% per quello ottenuto da Edison. salita invece al 77,5% la quota di gas acquistato da altri operatori, confermando la tendenza
di un mercato allingrosso molto vivace. Una parte, ormai molto piccola, degli acquisti da Eni, pari a 0,6 G(m3), riconducibile a transazioni avvenute presso il Punto di scambio virtuale (PSV) attraverso il gas release, la cessione di gas che Eni ha effettuato tra lottobre 2009 e il settembre 2010 in esito sia allart. 3, comma 1, del decreto legge 1 luglio 2009, n. 78, sia al decreto del Ministro dello sviluppo economico 7 agosto 2009, le cui modalit sono state definite dalla delibera dellAutorit 7 agosto 2009, ARG/gas 114/09. da notare come i volumi che ciascun gruppo acquista da Eni rispetto alla propria disponibilit siano ulteriormente diminuiti in confronto allo scorso anno, passando in media dal 12,3% del 2009 all8,8%, a dimostrazione di un mercato dinamico in cui ciascun operatore cerca di differenziare le modalit di approvvigionamento e le singole controparti. In particolare, la quota di gas che Edison ha acquistato direttamente da Eni crollata al 5% dal 20% del 2009. Per quello che riguarda gli impieghi, la quota di gas destinata al mercato allingrosso (venduta cio ad altri rivenditori) sul totale dei volumi complessivamente venduti (allingrosso o al mercato finale) e autoconsumati cresciuta, rispetto al 2009, di circa quattro punti percentuali, passando in media dal 46,2% al 50,5%. Nello specifico, per Eni tale quota salita dal 39% al 42%, per Edison passata dal 34,5% al 33%; per i gruppi della classe 10-16 G(m3) la porzione del 52,6%. Anche per i gruppi delle classi 2-10 G(m3) e 1-2 G(m3) la quota di vendite ceduta al mercato allingrosso sulla somma delle vendite e degli autoconsumi si ampliata, relativamente al 2009, passando, rispettivamente, dal 58% al 64,7% e dal 63,5% all88,3%. Come detto poco sopra, tali aumenti si spiegano con lingresso in queste classi di operatori molto attivi sul fronte degli approvvigionamenti, che si sono specializzati a rivendere gas sul mercato allingrosso, piuttosto che su quello al dettaglio. Nelle ultime due classi di operatori le medesime quote sono passate, nellordine, dal 51,2% al 45,8% e dal 9,4% all11,3%, denotando come nellultima classe vi siano operatori che lavorano in particolare nel mercato retail. Complessivamente, il 36,4% del gas ceduto ad altri operatori viene venduto al PSV, mentre nel 2009 tale quota era pari al 29%; in particolare, sono i gruppi di pi piccola dimensione
2 Il gruppo Ena, con le vendite del primo semestre, incluso nella classe 0,1-1 G(m3). 3 I confronti sul 2009, effettuati nel testo per questa classe di operatori, vengono tutti realizzati con i corrispondenti valori registrati dalla classe 2-11 G(m3) utilizzata per la Relazione Annuale dello scorso anno.
che scelgono il PSV come sede delle contrattazioni con quote pari al 53,6% e al 60,8% del volume da essi complessivamente ceduto ad altri operatori. Sebbene in misura leggermente minore rispetto allo scorso anno, gli autoconsumi sono ancora una voce particolarmente rilevante per i gruppi principali che, in genere, dispongono di impianti di produzione di energia elettrica; se a questi si sommano le vendite a clienti finali collegati societariamente, anchessi produttori di energia elettrica, si nota come una parte abbastanza significativa della disponibilit di ciascun gruppo sia destinata al proprio fabbisogno. Per Eni la quota di gas riservata ai propri autoconsumi e ai consumi finali del gruppo corrisponde al 14,2% del gas venduto o autoconsumato, contro il 13,8% dello scorso anno, mentre per Edison la stessa quota passata dal 42% del 2009 al 36% del 2010. pari al 20% la frazione di gas destinata al fabbisogno del gruppo nel caso degli appartenenti alla classe 10-16 G(m3), riconducibile solo ad A2A, mentre importante notare come lo spostamento di alcuni gruppi da una classe allaltra abbia comportato un sostanziale annullamento di questa quota nella classe 1-2 G(m3) dal 12,6% evidenziato nel 2009; nella classe 0,1-1 2010. Nel mercato finale le vendite a clienti tutelati rappresentano mediamente il 30,5% del totale, rispetto al 32% dello scorso anno. In particolare, il gruppo Eni ha venduto sul mercato tutelato il 39% delle proprie vendite finali4, contro il 3,2% di Edison, il 28,7% dei gruppi maggiori e il 24,7% dei gruppi con vendite e autoconsumi compresi tra 2 e 10 G(m3). Nella classe 1-2 G(m3) di appena il 5,8% la percentuale di clienti tutelati serviti, a fronte del 38,2% che si registra in riferimento ai G(m3), infine, si passati dal 6,7% del 2009 al 9,2% del
gruppi appartenenti alla classe 0,1-1 G(m3). Per quello che riguarda, invece, gli operatori di pi piccola dimensione anche questanno si conferma quanto osservato in passato e cio che questi gruppi operano prevalentemente sul mercato tutelato, dove vendono oltre il 50% del gas. Tali gruppi sono anche quelli che dedicano il 44% delle proprie vendite al settore domestico, cui si deve sommare l11% di vendite rivolte ai condomini: si riconferma dunque che quanto pi loperatore piccolo, tanto pi ha un mercato limitato a quello che era il proprio territorio storico ante liberalizzazione. Analoga situazione si rileva per i gruppi appartenenti alla classe 0,1-1 G(m3). Il gruppo che destina la minor quota di gas al mercato domestico (compresi i condomini) Edison, con il 5,6% di venduto indirizzato a questa tipologia di clienti; si tratta, comunque, di una porzione pi rilevante rispetto allo scorso anno, quando al domestico il gruppo rivolgeva appena il 4,4%. Complessivamente, la quota trasferita al mercato civile (domestico, condomini e commercio e servizi) stata pari al 39%: Eni ha destinato a tale mercato il 42% del gas venduto nel mercato al dettaglio, Edison il 7%, le classi intermedie il 33% e il 37%. Come osservato poco sopra, via via che la dimensione dei gruppi si riduce, la porzione di vendite al dettaglio cedute al settore civile si amplia, passando dal 33%, al 55% e al 74% nel caso dei gruppi con vendite e autoconsumi inferiori a 0,1 G(m3). Secondo i dati raccolti presso gli operatori, i 72 G(m3) complessivamente venduti nel 2010 a clienti finali si sono distribuiti quasi equamente (circa 30% ciascuno) tra i settori industriale, termoelettrico e domestico (compresi i condomini); mentre commercio e servizi hanno acquisito il 9% circa dei consumi totali.
4 Lo scorso anno la percentuale di vendita al mercato tutelato era del 30%: Eni ha dunque incrementato le vendite su tale mercato di 0,6 G(m3), mentre ha perso 4 G(m3) sul libero.
Struttura dellofferta di gas naturale
del fabbisogno interno scesa sino al 10% circa. Secondo i dati pubblicati dallUfficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e la Geotermia (UNMIG) del Ministero dello sviluppo economico, la produzione 2010, pari a 7.941,8 M(m3) valore diverso da quello appena indicato in quanto calcolato utilizzando un potere calorifico del gas differente stata ottenuta per il 27% da giacimenti a terra e per il 73% da coltivazione in mare (Fig. 3.1). Il gas estratto da giacimenti in terraferma, pari a 2.155,3 M(m3), la parte di produzione che cresciuta rispetto al 2009, mentre diminuita la produzione in mare, questanno pari a 5.786,5 M(m3).
Lo scorso anno, per la prima volta dagli anni Novanta, la riduzione progressiva della produzione nazionale di gas naturale si interrotta: secondo i dati provvisori pubblicati dal Ministero dello sviluppo economico, infatti, nel 2010 lestrazione di gas stata di 8.302 M(m3), evidenziando una crescita del 3,6% G(m3)/anno, arrivando a rispetto al 2009. Nel 1994, la produzione italiana di gas ha raggiunto il massimo a poco pi di 20 soddisfare circa un terzo dei consumi nazionali dellepoca. Da allora e fino al 2010 il declino stato costante e la copertura
22.000 20.000 18.000 16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Andamento della produzione nazionale di gas naturale dal 1980
Fonte: Ministero dello sviluppo economico, UNMIG.
LUNMIG valuta le riserve recuperabili di gas in 103 G(m3); al ritmo attuale di produzione annua, pari a 7,94 G(m3), il rapporto tra riserve recuperabili di gas e produzione annuale si attesta quindi intorno ai 13 anni. La parte preponderante, cio il 56%,
delle riserve recuperabili localizzata in mare (perlopi nella zona A, che si trova nel Mare Adriatico prospiciente la costa veneta e che da sola conta per il 35%), mentre il restante 44% si trova nei giacimenti in terraferma, specialmente nel Sud Italia (Fig. 3.2).
Risorse stimate di gas naturale nel 2010
G(m3)
10.0000 8.0000 6.0000 4.0000 2.0000 0
Mare - Altre zone Mare - Zona B Mare - Zona A Terra - Sicilia Terra - Sud Terra - Centro Terra - Nord
Produzione di gas naturale in Italia nel 2010
GRUPPO Eni Royal Dutch Shell Edison Gas Plus Altri TOTALE PRODUZIONE (dato del Ministero dello sviluppo economico) Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori.
QUANTIT 6.724 544 508 264 31 8.071 8.302
QUOTA % 83,3 6,7 6,3 3,3 0,4 100,0
Secondo i dati raccolti nella consueta Indagine annuale sui settori regolati svolta dallAutorit, sono 7 gli operatori che nel 2010 hanno dichiarato di avere estratto gas naturale nel territorio nazionale e la loro produzione complessiva risultata pari a 8.071 M(m3). Il segmento resta dominato da Eni che possiede la quota pi elevata e largamente superiore a quella dei concorrenti, pari all83,3%. Seguono i gruppi Royal Dutch Shell ed Edison con quote simili intorno al 6,5%. Royal Duch Shell ha superato questanno Edison che nel 2009 si trovava in seconda posizione. La quota di Gas Plus cresciuta dal 2,7% del 2009 al 3,3%, grazie allacquisizione da Eni di Padana Energia, una delle tre societ nelle quali il gruppo Eni ha riorganizzato le proprie attivit minerarie. Come illustrato nella Relazione Annuale dello scorso
anno, Padana Energia la societ che ha acquisito gli asset pertinenti al Nord Italia (Pianura Padana ed Emilia Romagna), mentre Adriatica Idrocarburi ha ottenuto quelli riguardanti lItalia centrale (Marche, Abruzzo e Molise) e Ionica Gas ha acquisito quelli relativi al Mezzogiorno (nellarea di Crotone e della Val dAgri). Nellautunno 2010 Gas Plus ha avviato le trattative con Eni per lacquisto anche di Adriatica Idrocarburi; gli accordi sono al momento in fase di valutazione alla luce della normativa introdotta dal decreto legislativo 29 giugno 2010, n. 128, in materia di ricerca, prospezione e coltivazione di idrocarburi nelle aree marine5 e, in particolare, di alcuni aspetti critici relativi allapplicazione della norma che sono tuttoggi oggetto di quesiti sottoposti agli uffici legislativi competenti.
5 Si tratta del decreto che il Governo ha adottato a seguito del drammatico incidente avvenuto nellaprile 2010 sulla piattaforma petrolifera nel Golfo del Messico; esso ha istituito il divieto di ricerca, prospezione o coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi allinterno di aree marine e costiere a qualsiasi titolo protette per scopi di tutela ambientale, nonch allesterno delle stesse, nelle zone marine poste entro 12 miglia dalle suddette aree protette. Inoltre, ha imposto il medesimo divieto, per i soli idrocarburi liquidi, entro 5 miglia dalle linee di base.
to in base alla nazione di provenienza fisica (non contrattuale): quasi il 90% del gas importato in Italia proviene da paesi non appartenenti allUnione europea. Tale quota nel 2010 aumentata di 5 punti percentuali rispetto al 2009, in parte per laumento delle importazioni di GNL dal Qatar, in parte per la chiusura, a met anno, del gasdotto di importazione Transitgas che trasporta in Italia il gas proveniente dal Nord Europa. Il 23 luglio 2010, infatti, una frana ha provocato una cascata di massi e detriti nel torrente Spreitlaui, in Svizzera, che ha fortemente esposto a rischio di rottura il gasdotto. Le importazioni di gas che transitano da Passo Gries sono quindi state interrotte dal 23 luglio fino al 24 dicembre del 2010. Questo spiega la riduzione di quasi 4 G(m3) dei quantitativi complessivamente provenienti da Olanda e Norvegia e il conseguente abbassamento di un punto percentuale circa nellincidenza dellimport dal Nord Europa, rispetto al 2009.
In termini netti le importazioni di gas in Italia (Fig. 3.3) sono aumentate lo scorso anno di 6 G(m3), passando da 69.125 a 75.201 M(m3). Secondo i dati provvisori del Ministero dello sviluppo economico, infatti, nel 2010 le importazioni lorde sono salite a 75.341 da 69.250 M(m3). 522 M(m3) che avevano raggiunto nel 2009, cos come le esportazioni sono passate da 125 a 141 Tenendo conto che sono stati immessi negli stoccaggi a differenza di quanto accaduto nel 2009 quanM(m3)
do dalle scorte furono prelevati 886 M(m3) e che i consumi e le perdite di rete sono stimabili in circa 1.652 M(m3), il valore dei consumi nazionali nel 2010 valutabile in 81.329 M(m3). Il grado di dipendenza dellItalia dalle forniture estere quindi tornato a crescere dal 90,1% del 2009 al 92,5%. La figura 3.4 mostra la ripartizione dei volumi di gas importa-
Immissioni in rete nel 2009 e nel 2010
69,1 0,9
-0,5 2010(A) 8,3 75,2
Importazioni nette
Importazioni lorde di gas nel 2010 secondo la provenienza
Valori percentuali; dati provvisori
Norvegia 4,9%
Algeria 37,1%
Paesi Bassi 5,5% Qatar 9,4%
Libia 12,5% Russia 29,9%
Per lo pi il gas arriva nel nostro Paese attraverso i gasdotti (88%), ma la quota dei gas che giunge via nave notevolmente cresciuta grazie alla progressiva entrata a regime del terminale di Rovigo, dove approda il GNL proveniente dal Qatar. Infatti, nel 2010 le importazioni da questo paese hanno toccato 7 G(m3) e la ragguardevole quota del 9,4% dellintero gas importato in Italia. Il paese di provenienza pi importante da molti anni lAlgeria, che da sola copre oltre un terzo del fabbisogno italiano; nel 2010 da questa nazione sono arrivati 25,9
TAV. 3.3
tubo a Mazara del Vallo e 2 G(m3) via nave, rigassificati presso limpianto di Panigaglia. Dalla Russia sono giunti nel 2010, attraverso i punti di ingresso di Tarvisio e Gorizia, 22,5 G(m3), ovvero il 30% del gas complessivamente importato in Italia. I quantitativi di gas proveniente dalla Libia, lo scorso anno pari a 9,4 G(m3), entrano in Italia tramite il punto di Gela della Rete nazionale dei gasdotti (RNG). Il rimanente 0,8% delle importazioni 2010 arrivato da altri paesi, in particolare dalla Croazia, per lo 0,6%.
Primi venti importatori di gas in Italia nel 2010
M(m3); importazioni lorde
RAGIONE SOCIALE Eni Edison Enel Trade Enoi Sonatrach Gas Italia Sorgenia Gaz de France Suez Plurigas E.On Ruhrgas Shell Italia BP Italia Sinergie Italiane Premiumgas Speia Gaz de France Sede secondaria Egl Italia Gas Plus Italiana Elettrogas Worldenergy Compagnia Italiana del Gas Altri TOTALE IMPORTAZIONI (dato del Ministero dello sviluppo economico) Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori.
QUANTIT 28.716 13.524 10.289 1.803 1.777 1.430 1.415 1.160 1.069 1.020 998 935 924 873 783 617 615 563 550 465 3.778 73.306 75.341
QUOTA % 39,2 18,4 14,0 2,5 2,4 2,0 1,9 1,6 1,5 1,4 1,4 1,3 1,3 1,2 1,1 0,8 0,8 0,8 0,8 0,6 5,2 100,0
3. Struttura, prezzi e qualit nel settore del gas
Con 28,7 G(m3) di gas importato e una quota pari al 39,2% (38,1% se calcolata sul valore di import di fonte ministeriale), Eni rimane dominante anche nellimportazione (Tav. 3.3), cos come nella produzione nazionale. La sua quota resta, in effetti, preponderante e ancora di 20 punti percentuali superiore a quella del primo concorrente, pur diminuendo di anno in anno (in passato la quota si riduceva per il rispetto dei tetti antitrust stabiliti dal decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, non pi operativi dal 2011). Nel 2010, in particolare, le importazioni di Eni si sono ridotte del 13%, essendo scese a 28,7 G(m3) dai 33,2 del 2009. La seconda posizione nella classifica degli importatori rimasta a Edison, dopo che, nel 2009, ha superato Enel. Grazie ai
quantitativi provenienti dal Qatar, pi che triplicati tra il 2009 e il 2010, le importazioni lorde di Edison hanno raggiunto nel 2010 13,5 G(m3), segnando una crescita del 30%. Un aumento significativo, pari al 19%, si avuto anche nelle importazioni di Enel Trade, che rimasta in terza posizione. Con una diminuzione del 45% dei volumi importati, Plurigas invece passata dalla quarta posizione allottava, mentre sono salite nella classifica Enoi (+31,6%), Sonatrach Gas Italia (+135%) e Sorgenia (+3,9%). I primi tre importatori risultano acquisire il 71,7% (il 69,7% sul valore di import totale di fonte ministeriale) del gas complessivamente approvvigionato allestero da operatori italiani. Tale quota comunque in riduzione rispetto al 78% del 2009.
Fino a 1 anno 10,6% Oltre 30 anni 34,5%
Tra 1 e 5 anni 0,7%
Tra 5 e 10 anni 2,9%
Struttura dei contratti (annuali e pluriennali) attivi nel 2010, secondo la durata intera
Tra 25 e 30 anni 8,3%
Tra 10 e 15 anni 12,6%
Tra 20 e 25 anni 20,6%
Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori.
Tra 15 e 20 anni 9,8%
Per quanto riguarda lanalisi dei contratti di importazione attivi nel 2010, secondo la durata intera (Fig. 3.5) resta confermato, come negli anni passati, che lattivit di importazione avviene sulla base di contratti di lungo periodo. Pi del 60% di essi possiede una durata complessiva oltre i 20 anni e un altro 25% possiede una durata intera compresa tra 5 e 20 anni. Rispetto al 2009, il peso delle importazioni spot, che avvengono sulla base di accordi di durata al pi annuale, rimasto sostanzialmente stabile, essendo passato dal 10,2% all11%. Lincidenza di questi contratti relativamente inferiore a quella descritta nella Relazione Annuale sul 2009. La riduzione da imputare a un diverso calcolo con cui questi contratti sono
stati valutati, teso a escludere (attraverso una stima) le Annual Contract Quantity di contratti spot che non hanno dato origine a importazioni in Italia, in quanto il gas stato rivenduto direttamente allestero dalloperatore italiano che lha acquistato. Circa la vita residua, i contratti di importazione in essere al 2010 (Fig. 3.6) si rivelano complessivamente ancora piuttosto lunghi: poco meno di un terzo scadr infatti tra 15 o pi anni e pi della met scadr tra 10 anni o pi. Il 20% circa dei contratti esistenti terminer invece entro i prossimi 5 anni. Lincidenza dei contratti con durata residua annuale stata anche in questo caso rivista come descritto poco sopra.
Struttura dei contratti (annuali e pluriennali) attivi nel 2010, secondo la durata residua
Fino a 1 anno 10,3% Oltre 20 anni 24,0% Tra 15 e 20 anni 7,0%
Tra 1 e 5 anni 9,0%
Tra 5 e 10 anni 29,5% Tra 10 e 15 anni 20,2%
Sviluppo delle infrastrutture di importazione
verso lEuropa del gas proveniente dalla seconda fase di sviluppo del giacimento azero di Shah Deniz; la dichiarazione congiunta di gennaio 2011, firmata dallo stesso Azerbaijan e dallUnione europea, tramite la quale il paese del Caspio si impegnato a vendere gas allEuropa che, a sua volta, si impegnata ad acquistarlo. Nellambito di attuazione dellEuropean Energy Programme for Recovery (EEPR), adottato nel 2009 dallUnione europea per affrontare la crisi economica e finanziaria globale iniziata nel 2008, sono stati concessi sostegni finanziari a favore di 159 progetti nel settore dellenergia. Per lItalia hanno ricevuto i contributi europei, oltre limpianto pilota di Porto Tolle per la cattura e lo stoccaggio della CO2, liniziativa ITGI Poseidon destinata a contribuire agli obiettivi del corridoio meridionale del gas, il GALSI, che fornir gas algerino al sistema italiano ed eventualmente alla Corsica, passando per la Sardegna e le interconnessioni elettriche fra la Sicilia e lItalia continentale (Sorgente-Rizziconi) e fra la Sicilia e Malta. Anche nellambito del Programma Trans-European Energy Networks (TEN) stata approvata dalla Commissione europea la lista dei 21 progetti ammessi a finanziamento sul bando 2009. Tra quelle selezionate e inserite trovano spazio due iniziative italiane di Terna (Interconnessione Italia-Montenegro e Italia-Francia) e una di Api Energia per il progetto di GNL di Falconara Marittima (AN). Anche in Italia gli effetti dellabbondanza di gas, almeno nella prima parte del 2010 (prima cio della chiusura a causa di una frana del Transitgas, il gasdotto di collegamento con la
Laggiornamento rispetto allo scorso anno del quadro dei progetti sulle infrastrutture di importazione via gasdotto in Italia (Tav. 3.4) presenta alcune novit riguardo allo stato di avanzamento di alcuni progetti, pur a fronte di qualche pausa di riflessione connessa con la situazione del mercato italiano ed europeo. In un periodo di bassi consumi collegati alla crisi economica e a un inverno mite e di abbondanza di offerta di GNL (nel 2009 la produzione di gas non convenzionale negli Stati Uniti ha superato quella di gas convenzionale provocando, tra i vari effetti, una notevole riduzione del prezzo del gas sul mercato americano e una contrazione delle sue importazioni), la competizione tra progetti che concorrono per gli stessi mercati e per le stesse fonti di approvvigionamento (TAP, IGI-Poseidon, South Stream, Nabucco) ha indotto diversi operatori a cercare soluzioni o forme di collaborazione per ridurre i vari fattori di rischio cui tali progetti sono esposti. A settembre 2010, infatti, si avuta notizia di contatti tra i promotori dei gasdotti ITGI e TAP (che si sovrappongono in gran parte sia per il tracciato, sia per la fonte di approvvigionamento, principalmente data dal gas azero, viste le condizioni ancora incerte sulle possibili forniture dallIran), oltre che tra i promotori di ITGI e Nabucco. Unanaloga esigenza di coordinamento emersa anche a livello istituzionale europeo; da segnalare due importanti eventi: la sigla, nel mese di giugno 2010, di un accordo tra Turchia e Azerbaijan per il transito
Svizzera che porta nel nostro Paese il gas proveniente dal Nord Europa), spiegano in parte lulteriore rinvio della decisione finale di investimento sul progetto GALSI, originariamente attesa entro la met del 2010. Ciononostante, lanno trascorso ha visto importanti passi avanti nelliter autorizzativo di questo gasdotto che dovrebbe collegare lAlgeria alla costa toscana, passando per la Sardegna. Nellottobre scorso stata accolta listanza per il riconoscimento di accesso prioritario e
il tratto di collegamento tra il punto di approdo del GALSI a Piombino e la rete di trasporto a Collesalvetti stato inserito dal Ministero dello sviluppo economico nella RNG. Il 24 febbraio 2011, il Ministero dellambiente ha rilasciato il decreto di Valutazione dimpatto ambientale (VIA) positiva con prescrizioni, a valle del parere favorevole espresso dalla regione Toscana per il tratto sottomarino di collegamento tra Olbia e Piombino.
CAPACIT LUNGHEZ- COMPLETA- PREVISIONE NOMINALE ZA MENTO STUDIO INIZIO G(m3)/anno Km FATTIBILIT ESERCIZIO TAP Trans Adriatic Pipeline (Grecia-Albania-Italia) TAP AG (Egl Brindisi 10/20 520 2006 2015 42,5%, Statoil Hydro 42,5%, E.On 15%) IGI Interconnector Italia-Grecia IGI Poseidon Otranto 8,8 SA (Depa 50%, (Lecce) Edison 50%) 250 2005 2015 SOCIET INGRESSO IN ITALIA SITUAZIONE
Nuovi gasdotti in progetto
Stipulato contratto di fornitura con Iran per 5,5 G(m3)/anno per 25 anni. Incluso nella RNG il tratto on shore in Puglia. Definiti i tratti albanese e greco. Concessa e ratificata lesenzione dei terzi al 100% per 25 anni; ha ottenuto un finanziamento europeo per 100+45 M. VIA positiva (con prescrizioni) per il tratto italiano in agosto 2010 e poco dopo una VIA positiva preliminare per la sezione greca. Firmato a novembre 2010 un accordo tra Italia, Bulgaria e Grecia per la realizzazione di una bretella del gasdotto in Bulgaria. Concessa nellottobre 2010 lallocazione prioritaria al 100%. Ha ottenuto un finanziamento europeo per 120 M. VIA positiva (con prescrizioni) nel febbraio 2011. Attesa la decisione finale di investimento entro la fine del 2011. Ritirata temporaneamente la domanda di esenzione dallobbligo di accesso ai terzi, in attesa recepimento Terzo pacchetto europeo.
GALSI (Algeria-Italia) GALSI Porto Botte (Sonatrach (Carbonia41,6%, Iglesias) Edison 20,8%, Enel 15,6%, Sfirs 11,6%, Hera Trading 10,4%)
TGL Tauern Gas Leitung (Germania-Austria-Italia) Consorzio Malbor11,4 260 Tauerngasghetto Leitung (Udine) Studien und Planungsgesellschaft Mbh (E.On Rurhgas 45%, varie societ austriache 55%) Fonte: Ministero dello sviluppo economico.
Nel mese di luglio 2010, il consorzio GALSI (composto dalle societ Sonatrach 41,6%, Edison 20,8%, Enel 15,6%, Sfirs 11,6% ed Hera Trading 10,4%) ha quindi emesso i bandi di prequalifica, rivolti alle aziende interessate a partecipare alle future gare per la realizzazione delle due sezioni offshore della condotta (Algeria-Sardegna e Sardegna-Toscana) e per la fornitura delle tubazioni per le stesse sezioni. Propedeutica al completamento delliter di autorizzazione unica, rilasciata dal Ministero dello sviluppo economico, ora la Conferenza dei servizi tra le Regioni Sardegna e Toscana. Ipotizzata entro la fine del 2011 la decisione finale sullinvestimento, lentrata in funzione del nuovo collegamento potrebbe avvenire nel 2014. Alcuni passi sono stati compiuti sul progetto Trans Adriatic Pipeline (TAP) che collega la Grecia con lItalia, attraverso lAlbania, per limportazione di gas proveniente dalle aree di produzione dellEst europeo e mediorientali. Per questo progetto, come per quello di IGI Poseidon, laccordo firmato tra lUnione europea e lAzerbaijian di cui si fatto cenno particolarmente importante, in quanto la congiuntura politica ha fatto per il momento accantonare la possibilit di fornitura di questa condotta con gas proveniente dallIran, nonostante lesistenza di un contratto gi stipulato dalla societ Egl per la fornitura di 5,5 G(m3)/anno per 25 anni. Dopo limportante ingresso nella societ TAP AG, avvenuto nel maggio 2010, di E.On Ruhrgas con una quota pari al 15% (con conseguente riduzione al 42,5% ciascuno delle quote di Egl e Statoil Hydro), stato definito il percorso nel territorio albanese e in novembre stato avviato lo studio di dettaglio per il tracciato del gasdotto nel territorio greco. Nellottobre dello scorso anno il Ministero dello sviluppo economico ha inserito nella RNG il tratto dellinterconnector ricadente nel mare territoriale italiano. A fine marzo 2011 si concluso lo studio sul tracciato greco con lindividuazione di un percorso di 190 km dalla citt di Nea Mesimvria fino al confine con lAlbania, a Nord di Dipotamia. Allinizio di aprile 2011 la societ che progetta il gasdotto ha siglato un protocollo dintesa con il gestore della rete bosniaca BH-Gas per lo sviluppo del mercato locale e la diversificazione delle forniture nel Sudest dellEuropa. Diverse novit hanno interessato anche lIGI, il gasdotto di collegamento tra la Grecia e lItalia della societ IGI Poseidon (joint venture paritetica tra Edison e lazienda di Stato greca Depa) che fa parte dellITGI, il corridoio energetico per limportazione del gas dal Mar Caspio attraverso la Turchia e la Grecia
(Paesi gi collegati tra loro dal novembre 2007). La gara per lattribuzione delle attivit di verifica e certificazione della progettazione, avviata nel 2009, si conclusa nellautunno 2010 con lassegnazione a una societ norvegese. Nel marzo 2010 IGI Poseidon ha siglato un primo accordo societario con la societ Bulgarian Energy Holding per la realizzazione di uninterconnessione tra il gasdotto IGI e la Bulgaria, che avr una capacit compresa tra 3 e 5 G(m3)/anno. La realizzazione della bretella bulgara stata poi confermata a novembre 2010 con la firma, a Sofia, di un accordo tra le societ Edison, Depa e Bulgarian Energy Holding alla presenza del Ministro italiano dello sviluppo economico, di quello bulgaro delleconomia e del Viceministro greco dellenergia. A dicembre 2010, IGI Poseidon e Bulgarian Energy Holding hanno quindi costituito lasset company Interconnector Greece Bulgaria Ead (ICGB EAD), che realizzer il nuovo gasdotto IGB Interconnector GreeceBulgaria. Si ricorda che nel marzo 2010 la Commissione europea ha assegnato al gasdotto ITGI Poseidon 100 milioni di euro pi altri 45 a fondo perduto proprio per linterconnessione Bulgaria-Grecia nellambito dellEEPR. La realizzazione dellinterconnessione dellIGI con la Bulgaria rafforza limportanza strategica dellITGI, perch ne allarga la copertura geografica allarea balcanica, consentendo alla Bulgaria in primis, ma anche ad altri paesi del Sudest europeo, di accedere a nuove fonti di approvvigionamento. In questo modo, inoltre, il progetto accresce il proprio livello di concorrenza con il parallelo progetto Nabucco, che insiste sulle medesime aree geografiche. Nessuna novit rispetto allo scorso anno invece da registrare sul gasdotto Tauern Gas Leitung (TGL), che dovrebbe percorrere 260 km in territorio austriaco dal confine italiano a quello tedesco, progetto portato avanti dal consorzio Tauerngasleitung Studien und Planungsgesellschaft Mbh, controllato da E.On per il 45% e per il restante 55% da cinque societ austriache. Per quanto riguarda il potenziamento dei gasdotti esistenti, probabile che subisca qualche ritardo, a causa della situazione politica libica, il completamento del potenziamento sino a 31,6 M(m3)/giorno (dagli attuali 29,2) programmato per ottobre 2011 sul Greenstream, la condotta che trasporta in Italia il gas proveniente dalla Libia, posseduta con quote paritarie da Eni e dalla compagnia di Stato libica Noc. Il gasdotto praticamente fermo dalla fine di febbraio 2011, quando stato chiuso per lo scoppio dei disordini.
10 imprese: 3 per la rete nazionale e 9 per la rete regionale (Tav. 3.5). La novit rispetto al 2009 la messa in liquidazione della societ Metanodotto Alpino, la quale gestisce 76 km di rete che trasportano il gas dal punto di consegna della rete regionale di Snam Rete Gas attraverso vari comuni dellAlta Val Chisone e dellAlta Val Susa. Sotto il profilo degli assetti gestionali, tuttavia, il segmento del trasporto gas non sostanzialmente mutato. Il principale operatore del trasporto, Snam Rete Gas, possiede 31.680 km di rete sui 33.768 di cui composto il sistema italiano di trasporto del gas. Il secondo operatore il gruppo Edison che complessivamente amministra 1.414 km di rete, di cui 374 sulla RNG. Tale gruppo, infatti, gestisce sia la rete di propriet di Societ Gasdotti Italia (1.331 km), sia il gasdotto di collegamento del terminale GNL di Rovigo, tramite la partecipata Edison Stoccaggio (83 km). Vi sono poi altri 7 operatori minori che possiedono piccoli tratti di rete regionale.
Nellottobre scorso il Ministero dello sviluppo economico ha aggiornato la RNG per il trasporto di gas naturale, inserendovi 17 nuovi tratti (decreto ministeriale 21 ottobre 2010). Come gi accennato nella pagine precedenti, con questo aggiornamento sono entrate nella RNG una serie di nuove porzioni di rete, tra le quali quella in acque territoriali e fino alla connessione con il futuro gasdotto Grecia-Albania-Italia TAP, quella che allaccer il futuro terminale di GNL di Porto Empedocle in provincia di Agrigento e quella di allacciamento del futuro stoccaggio di Bordolano. Figurano nellelenco, inoltre, la connessione per il progetto di estrazione di Eni ed Edison nelloffshore siciliano Panda e, infine, un tratto di rete tra Piombino e Collesalvetti (Livorno) per il collegamento con il punto di approdo del futuro gasdotto GALSI. La rete di trasporto del gas nazionale e regionale gestita da
TAV. 3.5
SOCIET Snam Rete Gas Societ Gasdotti Italia Edison Stoccaggio Consorzio della Media Valtellina per il trasporto del gas Gas Plus Trasporto Italcogim Trasporto Metan Alpi Energia Metanodotto Alpino (in liquidazione) Netenergy Service Retragas TOTALE RETE NAZIONALE 8.894 291 83 0 0 0 0 0 0 0 9.268 RETE REGIONALE 22.786 1.040 0 35 42 15 67 76 36 403 24.500 TOTALE 31.680 1.331 83 35 42 15 67 76 36 403 33.768
Reti delle societ di trasporto nel 2010
La tavola 3.6 mostra i dati pre-consuntivi circa le attivit di trasporto per regione. La prima e la seconda colonna riportano la lunghezza delle reti gestite. Nelle ultime cinque colonne si possono invece apprezzare i volumi di gas che sono transitati sulle reti e sono stati riconsegnati a diverse tipologie di utenti, oltre al numero di punti di riconsegna (clienti) complessivamente serviti. Lultima riga della tavola, denominata Aggregato nazionale, mostra le riconsegne a punti di uscita che non sono riconducibili ad alcuna regione in quanto punti di esportazione o di uscita verso impianti di stoccaggio o di riconsegna ad altre imprese di trasporto. Come si vede dalla tavola, nel 2010 sono stati riconsegnati sulle reti di trasporto
poco meno di 111 G(m3) a circa 7.600 punti di riconsegna; lattivit di trasporto ha quindi registrato un aumento del 16,8% rispetto al 2009, quando i volumi avevano raggiunto 94,7 G(m3). La crescita, tuttavia, non ha interessato in eguale misura le diverse tipologie di clienti: le riconsegne a clienti finali industriali sono infatti salite del 9,2%, quelle al termoelettrico del 3,7%, mentre i volumi di gas immessi negli impianti di distribuzione risultano aumentati del 7,2% rispetto al 2009. Il maggiore incremento avvenuto, tuttavia, per la voce residuale Altro a motivo della forte crescita al suo interno delle riconsegne ad altre imprese di trasporto e ad altri clienti finali direttamente allacciati alla rete di trasporto.
TAV. 3.6
Attivit di trasporto per regione nel 2010
Lunghezza reti in km; volumi riconsegnati in M(m3)
RETE RETE NAZIONALE REGIONALE A IMPIANTI DI DISTRIBUZIONE Valle dAosta 0 56 52 Piemonte 503 2.141 4.406 Liguria 22 458 1.068 Lombardia 554 4.443 10.060 Trentino 108 371 688 Alto Adige Veneto 799 2.068 4.424 Friuli 491 563 942 Venezia Giulia Emilia 1.122 2.673 4.993 Romagna Toscana 443 1.563 2.485 Lazio 429 1.447 2.297 Marche 302 647 1.018 Umbria 179 454 583 Abruzzo 547 921 756 Molise 265 514 137 Campania 555 1.394 1.097 Puglia 529 1.347 1.107 Basilicata 367 889 210 Calabria 986 1.031 278 Sicilia 1.067 1.520 681 Sardegna Aggregato nazionale ITALIA 9.268 24.500 37.279
VOLUMI RICONSEGNATI A CLIENTI A CLIENTI ALTRO(A) TOTALE FINALI IN- FINALI TERDUSTRIALI MOELETTRICI 52 0 0 105 1.415 2.696 92 8.608 175 655 0 1.898 2.580 6.243 602 19.486 273 1.215 589 2.584 986 681 375 297 309 86 500 716 138 45 893 13.911 60 940 1.113 4.281 2.005 1.151 227 346 795 439 1.536 3.047 191 1.768 2.782 30.275 0 663 390 6.877 3 298 29 0 86 1.156 7 2 0 4 6 18.934 29.149 1.021 7.241 3.035 18.735 5.478 4.427 1.648 1.227 1.946 1.817 3.141 4.872 538 2.095 4.362 18.934 110.613
NUMERO PUNTI DI RICONSEGNA 12 500 65 2.354 86 542 174 710 330 450 212 94 303 138 605 283 206 229 247 23 7.563
(A) Sono incluse le riconsegne ai punti di esportazione, ai punti di uscita verso lo stoccaggio e alle altre imprese di trasporto, oltre che quelle a clienti finali non industriali o termoelettrici direttamente allacciati alla rete di trasporto (per esempio ospedali). Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori.
La tavola 3.7 mostra i risultati dei conferimenti di capacit di trasporto di tipo continuo effettuati allinizio dellanno termico 20102011. Non si registrano aumenti rispetto alle capacit6 messe a disposizione nellanno termico precedente. Complessivamente la capacit conferibile pari a 296,2 M(m3)/giorno. I risultati del conferimento per lanno termico 2010-2011
mostrano come, a inizio anno termico, la capacit di trasporto di tipo continuo presso i punti di entrata della RTG interconnessi con lestero via gasdotto sia stata conferita per il 95,4% a 41 soggetti. Considerando tuttavia lulteriore capacit conferita ad anno termico avviato, all1 gennaio 2011 la medesima quota sale fino al 98,4%.
TAV. 3.7
PUNTO DI ENTRATA DELLA RETE NAZIONALE Passo Gries Tarvisio Mazara del Vallo Gorizia(A) Gela TOTALE Terminali di GNL Panigaglia Cavarzere CONFERIBILE 59,0 107,0 99,0 2,0 29,2 296,2 13,0 26,4 CONFERITA 55,1 107,0 94,7 0,3 25,6 282,6 7,2 26,4 DISPONIBILE 3,9 0,0 4,3 1,7 3,6 13,6 5,8 0,0 SATURAZIONE 93,4% 100,0% 95,7% 12,6% 87,5% 95,4% 55,4% 100,0% SOGGETTI(B) 11 36 2 11 4 41
Capacit di trasporto di tipo continuo a inizio anno termico 2010-2011
M(m3) standard per giorno, se non altrimenti indicato
(A) Si ricorda che limportazione presso il punto di Gorizia unoperazione virtuale, risultante dai minori volumi fisici in esportazione. (B) Numero di soggetti titolari di capacit di trasporto di tipo continuo; poich diversi soggetti hanno ottenuto capacit di trasporto in pi punti, il numero totale di soggetti inferiore alla somma dei singoli punti di interconnessione. Fonte: Elaborazione AEEG su dati di Snam Rete Gas.
Per confronto, nella tavola sono riportati anche i punti di entrata della rete in corrispondenza dei due terminali di rigassificazione di GNL oggi operanti in Italia. La capacit conferibile giornaliera di Panigaglia, pari a 13,0 M(m3)/giorno, assegnata alloperatore del terminale, GNL Italia del gruppo Eni, che immette il gas in rete per conto dei propri utenti della rigassificazione, al fine di consentire un utilizzo efficiente della capacit di trasporto presso linterconnessione con il terminale. La capacit conferibile giornaliera del terminale di Rovigo (connesso con la rete nel punto di Cavarzere) invece pari a 26,4 M(m3)/giorno. Poich loperatore del terminale, la societ Terminale GNL Adriatico, ha ottenuto lesenzione allaccesso dei terzi per 25 anni ai sensi
della legge 23 agosto 2004, n. 239, e della direttiva europea 55/03/CE, la capacit conferibile in tale punto, pari a 26,4 M(m3)/giorno, sar disponibile soltanto per 5,4 M(m3)/giorno sino allanno termico 2032-2033. Inoltre, per i primi 5 anni termici anche tale capacit riservata allimpresa di rigassificazione, ai sensi della delibera 31 luglio 2006, n. 168/06. Complessivamente, nellanno solare 2010 i soggetti che hanno chiesto e ottenuto capacit di trasporto sulla RNG e/o sulle reti regionali sono stati 176, contro i 150 del 2009, e la percentuale media di soddisfazione della richiesta stata del 100%. Il numero di utenti del sistema di trasporto salito a 944 unit (nel 2009 erano 897).
6 opportuno ricordare che i valori della capacit di trasporto sono calcolati mediante simulazioni idrauliche della rete di trasporto che tengono conto degli scenari di prelievo previsti per lanno in oggetto. La capacit di trasporto presso ciascun punto di entrata determinata considerando lo scenario di trasporto pi gravoso (quello estivo per i punti di entrata di Mazara del Vallo, Tarvisio e Gorizia, quello invernale per il punto di entrata di Passo Gries). In particolare, Snam Rete Gas valuta i quantitativi massimi che possono essere immessi sulla rete da ciascun punto di entrata senza che siano superati i vincoli minimi di pressione nei vari punti del sistema e senza superare le prestazioni massime degli impianti. Ci al fine di assicurare la disponibilit del servizio di trasporto al livello richiesto nel corso di tutto lanno termico.
Conferimenti pluriennali
tazione pluriennali. La tavola riporta anche i dati relativi allanno termico 2011-2012, con le capacit di tipo pluriennale conferite lo scorso anno. Nonostante lattuale situazione politica in Libia, Snam Rete Gas indica in 31,6 M(m3)/giorno la capacit conferibile a Gela dal prossimo anno termico, in linea con il programma dei potenziamenti sul Greenstream che ne prevedeva lampliamento dagli attuali 29,2 M(m3)/giorno a partire da ottobre 2011.
La tavola 3.8 riassume le capacit di tipo pluriennale conferite (a ottobre 2010) presso i punti di entrata della RNG interconnessi con lestero via gasdotto. Come previsto dalle disposizioni dellAutorit, questanno sono state assegnate le capacit per i prossimi 5 anni termici a partire dal 2012-2013, complessivamente a 21 soggetti titolari di contratti di impor-
TAV. 3.8
Conferimenti ai punti di entrata della RNG interconnessi con lestero via gasdotto per gli anni termici dal 2011-2012 al 2016-2017
M(m3) standard per giorno
ANNO TERMICO 2011-2012 Capacit conferibile Capacit conferita Capacit disponibile 2012-2013 Capacit conferibile Capacit conferita Capacit disponibile 2013-2014 Capacit conferibile Capacit conferita Capacit disponibile 2014-2015 Capacit conferibile Capacit conferita Capacit disponibile 2015-2016 Capacit conferibile Capacit conferita Capacit disponibile 2016-2017 Capacit conferibile Capacit conferita Capacit disponibile Fonte: Snam Rete Gas.
MAZARA DEL VALLO 99,0 87,8 11,2 99,0 86,7 12,3 99,0 86,7 12,3 99,0 86,5 12,5 99,0 86,5 12,5 99,0 83,9 15,1
PUNTI DI ENTRATA PASSO GRIES GELA
107,0 91,0 16,0 107,0 90,9 16,1 107,0 82,0 25,0 107,0 81,7 25,3 107,0 80,8 26,2 107,0 80,5 26,5
59,0 50,8 8,2 59,0 48,8 10,2 59,0 45,1 13,9 59,0 21,2 37,8 59,0 7,3 51,7 59,0 7,3 51,7
31,6 21,9 9,7 31,6 21,9 9,7 31,6 21,9 9,7 31,6 21,9 9,7 31,6 21,9 9,7 31,6 21,9 9,7
2,0 0,0 2,0 2,0 0,0 2,0 2,0 0,0 2,0 2,0 0,0 2,0 2,0 0,0 2,0 2,0 0,0 2,0
26,4 26,4 0,0 26,4 26,4 0,0 26,4 26,4 0,0 26,4 21,0 5,4 26,4 21,0 5,4 26,4 21,0 5,4
Come si vede nella tavola, nellarco dei sei anni considerati la capacit conferibile resta invariata, mentre quella non conferita raddoppia, per effetto del progressivo liberarsi di spazio a Passo Gries, specialmente dal 2014-2015 (anno in cui si osserva un aumento di 24 M(m3)/giorno), a Tarvisio, dove dallanno termico 2013-2014 la capacit aumenter di 9 M(m3)/giorno, e a Cavarzere dal 2014-2015. Lanno termico 2013-2104, infatti, lultimo dei cinque anni per i quali la capacit esclusa dalla riserva dellaccesso ai terzi per il terminale di Rovigo,
pari a 5,4 M(m3)/giorno, riservata per legge alloperatore del terminale. Un aumento di 3 M(m3)/giorno si osserva anche su Mazara del Vallo, a partire dallultimo anno termico.
In Italia sono attivi 10 campi di stoccaggio, tutti realizzati in corrispondenza di giacimenti a gas esauriti. Otto di questi campi (Brugherio, Cortemaggiore, Sergnano, Minerbio, Ripalta,
Sabbioncello, Settala e Fiume Treste) sono gestiti dalla societ Stogit e i rimanenti (Collalto e Cellino) dalla societ Edison Stoccaggio. Per lanno termico 2010-2011 il sistema di stoccaggio ha offerto una disponibilit per il conferimento in termini di spazio complessivo per riserva attiva (c.d. working gas) pari a circa 14,7 G(m3) (Tav. 3.9). La quota di tale disponibilit destinata allo stoccaggio strategico pari a circa 5,1 G(m), come stabilito dal Ministero dello sviluppo economico (in applicazione di quanto prescrivono lart. 3, comma 4, del decreto del Ministro dellindustria, del commercio e dellartigianato 9 maggio 2001 e lart. 2 del decreto del
Ministro delle attivit produttive 26 settembre 2001) sulla base dei programmi di importazione dai paesi non appartenenti allUnione europea comunicati dagli utenti, della situazione delle infrastrutture di importazione, nonch dellandamento delle fasi di iniezione e di erogazione dagli stoccaggi negli inverni precedenti. La disponibilit per i servizi di stoccaggio minerario, di modulazione e per il bilanciamento operativo della rete di trasporto ammontata a 9,2 G(m3). La disponibilit di punta giornaliera in erogazione, valutata al termine dellerogazione del gas destinato al servizio di modulazione e minerario, come previsto dalle disposizioni introdotte dalla delibera 3 marzo 2006, n. 50/06, pari complessivamente a circa 153 M(m3) standard.
TAV. 3.9
PJ Spazio per lo stoccaggio strategico Spazio per i servizi di modulazione, stoccaggio minerario e bilanciamento operativo della rete di trasporto TOTALE Disponibilit giornaliera di punta per stoccaggio minerario, di modulazione e bilanciamento operativo della rete di trasporto a fine stagione di erogazione 200,9 379,5 580,4 6,0 PJ/giorno M(m3) STANDARD(A) 5.100 9.646 14.747 153 M(m3)/giorno
Disponibilit di stoccaggio in Italia nellanno termico 2010-2011
(A) Determinati secondo i valori del PCS di riferimento dei sistemi Edison Stoccaggio e Stogit, pari rispettivamente a 38,1 e 39,4 MJ/m3. Fonte: Elaborazione AEEG su dati Edison Stoccaggio e Stogit.
I risultati del conferimento effettuato dalle imprese di stoccaggio per lanno termico 2010-2011 sono riportati nella tavola 3.10. In termini di spazio per riserva attiva, le capacit conferite da Stogit per lanno termico 2010-2011 hanno raggiunto circa 14,2 G(m3), equivalenti a 560,7 milioni di GJ, consideMJ/m3 rando un Potere calorifico superiore (PCS) pari a 39,4
to contratti per i servizi di stoccaggio con 76 operatori: 59 utenti del servizio di modulazione (dei quali 6 hanno utilizzato anche il servizio minerario, 29 quello strategico) e 3 utenti del servizio per il bilanciamento operativo delle imprese di trasporto; 5 utenti hanno sottoscritto contratti per il servizio di stoccaggio strategico senza avere sottoscritto contratti per il servizio di modulazione; 35 soggetti, dei quali 32 gi utenti del servizio di modulazione, hanno acquisito capacit offerte nellambito del servizio di bilanciamento utenti (di cui alla delibera 9 ottobre 2009, ARG/gas 146/09). I volumi movimentati (movimentato fisico) dal complesso degli stoccaggi Stogit a marzo 2011 sono risultati pari a circa 15 G(m3), di cui 7,1 in erogazione e 7,9 in iniezione. Le capacit di spazio per riserva attiva messe a disposizione da Edison Stoccaggio nellanno termico 2010-2011 sono ammon-
standard. Rispetto allanno termico 2009-2010, tenuto conto degli incrementi di capacit intervenuti nel corso dello stesso anno, lo spazio reso disponibile aumentato di circa 0,3 G(m3). Dei 14,2 G(m3) messi a disposizione da Stogit, 9,1 (pari a circa 357 milioni di GJ) sono stati riservati ai servizi di modulazione e minerario, 0,17 (pari a circa 7 milioni di GJ) al bilanciamento operativo della rete di trasporto e 5,0 (pari a poco meno di 200 milioni di GJ) alla riserva strategica. Nel complesso, nellanno termico 2010-2011 Stogit ha stipula-
tate a circa 0,4 G(m3). In tutto gli utenti del sistema di stoccaggio Edison sono stati 17: 16 del servizio di modulazione (di
cui 1 anche del servizio di stoccaggio strategico) e 1 del servizio per il bilanciamento operativo delle imprese di trasporto.
TAV. 3.10
Conferimenti di capacit di spazio negli stoccaggi
Spazio relativo ai servizi di stoccaggio minerario, di modulazione e per il bilanciamento operativo delle imprese di trasporto
IMPRESE DI STOCCAGGIO Stogit Edison Stoccaggio
ANNO TERMICO 2008-2009 NUMERO OPERATORI CAPACIT (GJ)(A) 54 350.345.000 15 13.067.179
ANNO TERMICO 2009-2010 NUMERO OPERATORI CAPACIT (GJ)(A) 62 363.898.000 15.640.000
(A) Per il sistema Stogit il PCS di riferimento 39,4 MJ/m3 standard, mentre per il sistema Edison 38,1 MJ/m3 standard. Fonte: Elaborazione AEEG su dati Edison Stoccaggio e Stogit.
Per i prossimi anni previsto un incremento della capacit di stoccaggio: un contributo di 915 M(m3) atteso dal nuovo campo di stoccaggio di San Potito e Cotignola, del quale nel corso del 2010 sono stati avviati i lavori di realizzazione a seguito del rilascio della concessione dal ministero a Edison Stoccaggio, avvenuta nel 2009. Inoltre, con il decreto 31 gennaio 2011 il ministero ha accettato il piano con il quale Eni, ai sensi del decreto legislativo 13 agosto 2010, n. 130, si impegna a realizzare, tramite la societ Stogit, una capacit complessiva pari a 4 G(m3) entro l1 settembre 2015. In ragione del fatto che una parte dei progetti oggetto del piano era gi in fase di sviluppo o di sperimentazione prima della sua accettazione, lo sviluppo atteso delle
capacit di stoccaggio del sistema Stogit rispetto alle capacit conferite nellanno termico 2010-2011, stimabile in 3,1 G(m3). Dei 4 G(m3) complessivi oggetto del piano, circa 1,72 G(m3) sono stati resi disponibili per i conferimenti nellanno termico 2011-2012.
Istanze di concessione per nuovi stoccaggi
Nella tavola 3.11 riportato lo stato attuale delle istanze di concessione per nuovi siti di stoccaggio da parte del Ministero dello sviluppo economico, tutti da realizzare in giacimenti di gas esauriti tranne che nel caso di Rivara, dove prevista la costituzione di un sito acquifero in unit litologiche profonde.
TAV. 3.11
Istanze di concessione di stoccaggio a marzo 2010
PROGETTO Cugno Le Macine (MT)
SOCIET Geogastock (Avelar Energy 100%) Geogastock (Avelar Energy 100%) Gas Plus Storage (60%), Edison Stoccaggio (40%)
WORKING PUNTA GAS M(m3) M(m3)/giorno 700 8
SITUAZIONE In istanza di concessione; VIA positiva con prescrizioni (febbraio 2009); Conferenza dei servizi in corso (febbraio 2010); nulla osta di fattibilit (aprile 2010). In istanza di concessione; VIA positiva con prescrizioni (febbraio 2009); Conferenza dei servizi in corso (febbraio 2010); nulla osta di fattibilit (aprile 2010). In istanza di concessione; VIA positiva con prescrizioni (novembre 2008); avvio Conferenza dei servizi (maggio 2010); avviato dal Comitato regionale tecnico lesame della normativa Seveso (luglio 2010).
Serra Pizzuta (MT)
Sinarca (CB)
TAV. 3.11 SEGUE
PROGETTO SOCIET WORKING PUNTA GAS M(m3) M(m3)/giorno 70 0,8 SITUAZIONE In istruttoria; parere favorevole Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie (dicembre 2009); richiesta la VIA al Ministero dellambiente (marzo 2011). In istruttoria; parere favorevole della Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie (giugno 2008); richiesta la VIA al Ministero dellambiente (luglio 2010). In istruttoria; parere favorevole della Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie (giugno 2008); avvenuta presentazione VIA (ottobre 2008). In fase autorizzativia; parere favorevole Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie (aprile 2009); richiesta alloperatore presentazione VIA (maggio 2009). In istruttoria; parere favorevole Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie (maggio 2008); richiesta alloperatore presentazione VIA (giugno 2008). In istruttoria; parere favorevole della Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie (giugno 2008); richiesta alloperatore presentazione VIA (giugno 2008). In istruttoria; parere negativo alla VIA dalla Regione per indeterminazioni progettuali e carenze documentali (luglio 2007); integrazione documentazione per rilascio VIA (settembre 2009); secondo parere negativo alla VIA dalla Regione (febbraio 2010); proseguono i rapporti con il Ministero dello sviluppo economico.
Palazzo Moroni (AP) Edison Stoccaggio
San Benedetto (AP) Gas Plus Storage (51%), Gaz de France/Acea (49%) Romanengo (CR) Enel Trade
Bagnolo Mella (BS) Edison Stoccaggio, Retragas
Poggiofiorito (TE)
Blugas Infrastrutture
Rivara (MO) (in acquifero profondo)
Erg Rivara Storage (85% Indipendent Gas Management, 15% Erg)
La principale novit, rispetto al quadro presentato lo scorso anno, data dalla conclusione delliter autorizzativo per il progetto nellarea di Cornegliano, in provincia di Lodi. Il 15 marzo 2011 il Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dellambiente e dintesa con la Regione Lombardia, ha infatti emesso il decreto di concessione per lo stoccaggio di gas naturale nellex giacimento esaurito di Cornegliano. La concessione avr la durata di 20 anni. Portato avanti da Ital Gas Storage, societ partecipata al 51% da Gestione Partecipazioni, al 17% da Ascopiave, al 10% da Speia e da altre quattro societ per il restante 22%, il progetto stato riconosciuto di interesse prioritario dal programma europeo TEN-E ed uno dei pi grandi tra quelli per i quali stata avanzata istanza di conces-
sione. Con la capacit di 1,3 G(m3), infatti, lentrata in esercizio (attesa per lautunno 2014) degli impianti che verranno realizzati consentir di incrementare del 13% circa lo spazio attualmente disponibile per i servizi di modulazione, stoccaggio minerario e bilanciamento operativo della rete di trasporto e di 27 M(m3)/giorno la capacit di erogazione massima alla punta. In concomitanza con lottenimento del decreto di concessione si diffusa la notizia che la Banca europea per gli investimenti starebbe valutando un finanziamento da 420 milioni di euro a Ital Gas Storage per lo sviluppo dello stoccaggio. Nel giugno del 2010 partito il cantiere per la realizzazione degli impianti della concessione S. Potito-Cotignola, rilasciata a Edison nellaprile 2009, stoccaggio anchesso ampio, con capa-
cit di 915 M(m3) di working gas. Nel novembre scorso stata avviata la gara per la fornitura di 18 stazioni di misura, mentre a dicembre sono state aggiudicate le gare per la realizzazione di: flow lines, metanodotto di prima specie e servizi di perforazione dei pozzi. La conclusione dei lavori stimata per il 2013. Altre novit hanno riguardato i progetti di Cugno Le Macine (MT), Serra Pizzuta (MT), Sinarca (CB), Bagnolo Mella (BS), Palazzo Moroni (AP), San Benedetto (AP) e Rivara (MO). Liter autorizzativo dei primi tre in fase pi avanzata rispetto agli altri. Entrambi i progetti nei siti lucani di Cugno Le Macine e Serra Pizzuta di Geogastock, limpresa controllata al 100% dalla societ svizzera Avelar Energy (a sua volta controllata dalla russa Renova Industries), hanno ricevuto ad aprile 2010 il nulla osta di fattibilit ed in corso la Conferenza dei servizi; questultima in corso anche per il progetto di sviluppo di Sinarca, di cui titolare Gas Plus Storage insieme con Edison Stoccaggio. Passi avanti positivi si sono avuti anche per i siti di Palazzo Moroni (di Edison Stoccaggio) e di San Benedetto (di Gas Plus Storage insieme con Gaz de France e Acea).
Terminali di GNL
Lanno trascorso dalla precedente Relazione Annuale ha visto unattivit piuttosto intensa negli iter autorizzativi di queste infrastrutture. Il Ministero dellambiente ha rilasciato diversi decreti di VIA positivi. In particolare, sono state pubblicate le autorizzazioni per: il terminale di Brindisi e quello di Falconara Marittima (AN), lespansione del terminale di Panigaglia (SP), il terminale di Monfalcone (TS), il gasdotto di collegamento tra il futuro impianto di Zaule (TS) con la RNG e il terminale di Rosignano (LI). A gennaio 2011, infine, anche il progetto di Porto Recanati (AN) ha ricevuto la VIA positiva con prescrizioni. A fronte di questa accelerazione negli iter autorizzativi, come osservato per i progetti di nuovi gasdotti di importazione, le mutate condizioni del mercato del gas rispetto a quelle esistenti negli anni scorsi (quando i programmi hanno avuto avvio) hanno indotto le imprese proponenti i progetti i cui procedimenti autorizzativi si trovano in fase meno avanzata a rimandare le decisioni di investimento al termine degli iter stessi. Lottenimento del decreto di VIA, infatti, com noto, non conclude liter autorizzativo di un progetto. A valle del giudizio ambientale positivo, il Ministero dello sviluppo economico rilascia lautorizzazione unica alla costruzione e allesercizio di un impianto una volta che si sia svolta anche la Conferenza dei servizi, la quale serve, tra laltro, a stabilire con gli enti locali le eventuali compensazioni economiche e ambientali per il territorio su cui dovrebbe sorgere limpianto.
La tavola 3.12 riassume lo stato di avanzamento dei progetti per la costruzione di nuovi terminali di rigassificazione di GNL sulle coste italiane o nelle acque antistanti.
TAV. 3.12
Stato dei progetti per nuovi terminali GNL a marzo 2011
Capacit di rigassificazione in G(m3)/anno
PREVISIONE INIZIO ESERCIZIO
STATO Ha ottenuto la VIA positiva con prescrizioni nel luglio 2010, nonostante il parere negativo della Regione Puglia. La pubblicazione del decreto consente al proponente di avviare la procedura di convalida dellautorizzazione rilasciata nel 2003 e sospesa nel 2007 dal Ministero dello sviluppo economico. Deve essere avviata la Conferenza dei servizi. Ha ottenuto la VIA positiva nel settembre 2008 e nel giugno 2008 un finanziamento dalla Commissione europea per 1,6 M, nellambito del progetto TEN-E. Stipulato un protocollo dintesa con gli enti locali nel maggio 2009. Nulla osta definitivo della Conferenza dei servizi a dicembre 2009. Ha ottenuto la VIA positiva con prescrizioni nel luglio 2010. Api Nva Energia stata inserita dalla Commissione europea tra le societ beneficiarie dei contributi previsti dal progetto TEN-E con un finanziamento pari a 618.657 per la realizzazione di studi sulla sicurezza dellimpianto e sugli impatti ambientali.
Brindisi LNG (100% British Gas Italia)
LNG MedGas Terminal (Fingas 69,77% (Sorgenia e Iride) Medgas Italia 30,23%)
Api Nva Energia
TAV. 3.12 SEGUE
PROGETTO SOCIET OLT Offshore LNG Toscana (E.On 46,79%, Gruppo Iride 46,79%, OLT Energy Toscana 3,73%, Golar LNG 2,69%) PREVISIONE CAPACIT INIZIO ESERCIZIO STATO Concessa lesenzione totale del TPA per 20 anni ad agosto 2009, ma la Commissione europea ha richiesto unintegrazione di informazioni. La conversione della nave metaniera in terminale FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) prosegue a Dubai e larrivo a Livorno previsto nella prima met del 2012. Lavvio dellattivit commerciale previsto per l1 ottobre 2012. Ha ottenuto la VIA positiva con prescrizioni nel novembre 2010, nonostante il parere negativo della Regione Toscana motivato dal fatto che il piano energetico regionale prefigura un solo terminale ed gi in costruzione limpianto offshore a Livorno. La societ proponente ha confermato il proprio interesse allo sviluppo del progetto, ma ha sottolineato che esso dipender anche dai futuri scenari di mercato. Il comitato locale contrario al rigassificatore ha presentato ricorso al TAR contro il decreto di VIA nel febbraio 2011. Procedimento autorizzativo di competenza della Regione Sicilia. Ha ottenuto a settembre 2008 la VIA positiva con prescrizioni. A ottobre 2009 la Regione ha rilasciato lautorizzazione alla costruzione dopo laccordo raggiunto sulle compensazioni ambientali. Concessa lesenzione totale del TPA per 25 anni a dicembre 2010. Nello stesso mese il TAR Lazio ha accolto la richiesta del Comune di Agrigento di annullamento di tutti gli atti autorizzativi successivi alla Conferenza dei servizi, da cui il Comune era stato escluso. Procedimento autorizzativo di competenza della Regione Sicilia. Ha ottenuto a settembre 2008 la VIA positiva con prescrizioni. Il progetto avversato dai Comuni interessati. A luglio 2009 si aperta la Conferenza dei servizi. La Regione si detta disponibile a completare positivamente liter autorizzativo se i proponenti si impegneranno a rispettare le prescrizioni dellAssessorato allambiente (ancora da definire), tra le quali dovrebbe esserci linterramento dei serbatoi e interventi di bonifica, riqualificazione e compensazione ambientale. Nel luglio 2008 il Comitato VIA della Regione Puglia ha espresso parere negativo sul rigassificatore; in agosto 2008 anche la giunta regionale ha deliberato parere sfavorevole. A gennaio 2011 il Ministero dellambiente ha rilasciato un decreto di VIA interlocutoria negativa. Liter di VIA potr essere riavviato se il proponente dimostrer il superamento delle criticit individuate dalla Commissione. Potenziamento del terminale di Panigaglia di Eni che ne porta la capacit dagli attuali 3,5 a 8 G(m3). Ha ottenuto la VIA positiva con prescrizioni nel settembre 2010. Ha ottenuto la VIA positiva con prescrizioni nel luglio 2009 per il terminale e nellottobre 2010 per il gasdotto tra Zaule e Villesse di collegamento del futuro terminale alla RNG. Decreto di VIA positiva con prescrizioni nellottobre 2010. Impianto offshore costituito da ununit di rigassificazione galleggiante ancorata a 30 km dalla costa. Ha ottenuto il decreto di VIA positiva con prescrizioni nel gennaio 2011.
Toscana offshore (LI)
Edison, BP, Solway
Nuove Energie (Enel 90%)
Rada di Ionio Gas (ERG Augusta/Melilli/ Power&Gas 50%, Shell Priolo (SR) Energy Italia 50%)
GNL Italia (Eni 100%)
Zaule (TS)
Gas Natural Internacional Terminale Alpi Adriatico (E.On 100%) Tritone GNL (Gaz de France Suez)
Monfalcone (TS) Porto Recanati (AN)
Lunico impianto che ha ricevuto un decreto di VIA interlocutoria negativa stato quello di Taranto, portato avanti da Gas Natural Internacional. La natura interlocutoria del pronunciamento, tuttavia, consente allimpresa di riavviare la pratica per lottenimento di una VIA positiva se dimostrer il superamento delle criticit individuate dalla Commissione. Tra i pronunciamenti negativi, inoltre, da segnalare laccoglimento, da parte del TAR Lazio, del ricorso presentato dal Comune di Agrigento (insieme con Legambiente e altre associazioni locali) contro il Ministero dellambiente, la Regione Sicilia e la societ Nuove energie, titolare del progetto di costruzione di un terminale a Porto Empedocle (SR). Il TAR ha dichiarato illegittima lesclusione del Comune dalla Conferenza dei servizi che ha dato il proprio assenso nellambito della procedura di VIA. Laccoglimento del ricorso comporta lannullamento di tutti gli atti autorizzativi che sono stati rilasciati successivamente al decreto di VIA, compreso il decreto di autorizzazione finale concesso dalla Regione Sicilia (che ha la competenza sul procedimento autorizzativo), nellagosto 2009. A questo punto, a meno di un pronunciamento contrario da parte del Consiglio di Stato, tutti gli atti autorizzativi successivi alla VIA dovranno essere ripetuti con linclusione dellamministrazione agrigentina.
dellAutorit sullevoluzione dei settori regolati, stato chiesto ai soggetti esercenti la distribuzione del gas naturale di fornire dati preconsuntivi relativamente allattivit svolta nellanno 2010 e di confermare o rettificare i dati forniti in via provvisoria lo scorso anno relativamente al 2009. Nelle tavole che seguono sono quindi da considerarsi provvisori i dati relativi al 2010. Una sintesi delle cifre riguardanti questo segmento della filiera gas illustrata nella tavola 3.13. Nelledizione 2011 dellIndagine hanno risposto 258 operatori: di questi 8 erano inattivi nel 2009 e hanno avviato lattivit nel 2010, mentre 21 risultano essere quelli che erano operativi nel 2009 ma che hanno interrotto lattivit nel 2010, a seguito di unoperazione di fusione/incorporazione o perch hanno ceduto la propria attivit ad altri soggetti. Le operazioni societarie pi significative sono state: lincorporazione di Arcalgas Progetti in Italcogim Reti (oggi G6 Rete Gas del gruppo Gaz de France Suez); lincorporazione in Estra Reti Gas di Consiag Reti (luglio 2010), Coingas Distribuzione e Aurelia Distribuzione (entrambe in aprile 2011), nellambito delle operazioni di aggregazione che dal 2008 vanno costruendo il gruppo toscano Estra; nellambito della fusione tra Iride ed Ena, questultima ha ceduto lattivit di distribuzione alla neocostituita Iren Emilia (luglio 2010) del gruppo Iren; lincorporazione di Sea Gas e Serman Gas in Toscana Energia; 8 imprese (Monte Secco Servizi, Ponte Servizi, Casino Michele, Fiorenzuola Patrimonio, SER.CA, APES, A.SE.P., Castecovati) hanno ceduto lunico impianto a seguito di gara, cessando, di fatto, lattivit; 4 Comuni (San Buono, Cortemaggiore, Fiumefreddo di Sicilia e Prata di Principato Ultra) hanno affidato tramite gara il servizio di distribuzione gas che fino a quel momento gestivano in economia.
Il processo di riassetto industriale che da tempo caratterizza la distribuzione di gas naturale e che conduce ogni anno a numerose operazioni di fusione e acquisizioni societarie, ovvero alla riduzione del numero di imprese che vi operano, proseguito anche lo scorso anno. Il numero dei distributori iscritti allAnagrafica operatori dellAutorit al 31 dicembre 2010 risulta infatti sceso a 248 (ma questa cifra passibile di modificazioni per il ritardo con cui alcuni operatori comunicano le variazioni societarie avvenute nel 2010) dalle 259 unit che erano presenti al 31 dicembre 2009. Come negli scorsi anni, nellambito dellIndagine annuale
Prezzi per il contratto giornaliero al PSV e sullMGP-GAS
28 27 26 25 24 23 22 21 20 19 18 Ago 10 Mar 11 Gen 11 Feb 11 Set 10 Mag 10 Mag 11 Mar 10 Giu 10 Feb 10 Gen 10 Lug 10 Nov 10 Apr 10 Apr 11 Ott 10 Dic 10
PSV transazione giornaliera
Fonte: Platts per il PSV, GME per lMGP-GAS.
MPG-GAS negoziazione continua
MPG-GAS asta
Mercato finale al dettaglio
Allatto della chiusura della presente Relazione Annuale, hanno risposto allIndagine annuale dellAutorit sui settori dellenergia elettrica e del gas 341 soggetti che nellAnagrafica operatori dellAutorit hanno dichiarato di svolgere lattivit di vendita di gas nel corso del 2010, di cui 338 erano, al contempo, presenti nellelenco degli autorizzati alla vendita a clienti finali dal Ministero dello sviluppo economico10. All1 gennaio 2011 tale elenco era composto da 390 societ; noto per che alcune delle societ che chiedono lautorizzazione ministeriale alla vendita restano poi inattive. Il volume complessivo di gas venduto a clienti finali, calcolato in base alle risposte ottenute nellIndagine dellAutorit, appare comunque superiore ai dati preconsuntivi rilasciati dal Ministero dello sviluppo economico.
Infatti, in base ai primi e provvisori risultati dellIndagine annuale, nel 2010 sono stati venduti al mercato finale 71,96 G(m3); di questi, 43,79 G(m3) sono stati forniti da grossisti e 28,17 G(m3) da venditori puri. Se a tali quantitativi si aggiungono i 13,89 G(m3) di autoconsumi, cio il gas impiegato direttamente nelle centrali di produzione elettrica degli operatori, si ottiene un volume di gas complessivamente consumato in Italia di 85,85 G(m3), valore superiore agli 81,33 G(m3) indicati dal Ministero dello sviluppo economico. Le ragioni di tale sopravanzo sono di diversa natura. Da un lato, come si pi volte detto, le elaborazioni per la Relazione Annuale sono provvisorie, in quanto vengono effettuate immediatamente a ridosso della raccolta dei dati, in tempi tali, cio, da permettere un numero di controlli limitato sui database. Dallaltro,
10 La differenza data da 3 soggetti. Si tratta di consorzi di clienti finali, che si approvvigionano di gas naturale per lesclusivo utilizzo dei propri consorziati, per i quali non richiesta alcuna autorizzazione alla vendita, come stabilito dallart. 1, comma 2, del decreto del Ministero dello sviluppo economico 24 giugno 2002.
unimportante fonte di discrepanza certamente dovuta al fatto che, nonostante venga chiesto agli operatori di rispondere alle domande sui quantitativi di gas trattato riportando sempre il gas a un potere calorifico uniforme (pari a 38,1 MJ/m3), sappiamo che in molti casi questo non avviene. Infine,
una terza causa della differenza nei dati ministeriali, pure preconsuntivi, pu risalire al fatto che gli operatori in molti casi rispondono ai questionari sui dati annuali indicando dati di cassa (che comprendono quantitativi non afferenti allanno indagato) in luogo di quelli di competenza richiesti.
TAV. 3.27
OPERATORI(A) NUMERO Grandi Medi Piccoli Piccolissimi VOLUME VENDUTO G(m) Grandi Medi Piccoli Piccolissimi VOLUME MEDIO UNITARIO M(m) Grandi Medi Piccoli Piccolissimi 2002 504 2 42 222 237 26,6 7,5 11,2 6,8 1,0 53 3.756 267 31 4 2003 432 5 40 176 211 33,0 15,8 11,1 5,2 0,8 76 3.169 279 30 4 2004 353 4 37 149 163 31,4 14,6 11,6 4,6 0,7 89 3.640 313 31 4 2005 258 4 38 100 116 24,5 8,5 11,5 4,2 0,3 95 2.135 301 42 3 2006 226 4 39 107 76 24,1 8,3 11,3 4,2 0,3 107 2.076 290 39 4 2007 238 4 33 105 96 21,9 9,1 8,4 4,0 0,4 90 2.287 254 38 4 2008 217 6 29 98 84 27,1 15,3 7,5 4,0 0,3 123 2.542 260 41 4 2009 221 4 30 101 86 23,2 10,2 8,8 3,9 0,3 105 2.557 292 39 4 2010 231 4 38 91 98 29,1 13,6 11,7 3,4 0,3 126 3.396 309 38 3
Attivit dei venditori nel periodo 2002-2010
(A) Grandi: operatori con vendite superiori a 1.000 M(m3). Medi: operatori con vendite comprese tra 100 e 1.000 M(m3). Piccoli: operatori con vendite comprese tra 10 e 100 M(m3). Piccolissimi: operatori con vendite inferiori a 10 M(m3). Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori.
Nel 2010 il numero di operatori classificabili come venditori puri (soggetti, cio, per i quali almeno il 95% dei volumi venduti stato ceduto a clienti finali) cresciuto di 10 unit rispetto allanno precedente (Tav. 3.27), raggiungendo quota 231. Le quantit complessivamente vendute sono salite da 23,2 a 29,1 G(m), tornando sui livelli pre-crisi del 2008. Poich le vendite totali sono aumentate molto pi del numero degli operatori, il volume medio unitario di vendita degli operatori globalmente considerati si ingrandito del 19,8%, passando da 105 a 126 M(m3). Lincremento del numero di operatori principalmente dovuto alla crescita della classe di venditori di media dimensione (con vendite comprese tra 100 milioni e 1 miliardo di metri cubi) che aumentata di 8 unit rispetto al 2009. Anche quella dei piccolissimi (con vendite inferiori a 10 milioni di metri cubi) ha registrato un lieve incremento di 3 unit rispetto allo scorso
anno, mentre diminuita di 10 unit la classe dei piccoli (con vendite da 10 a 100 milioni di metri cubi). Infine rimasto invariato il numero dei grandi operatori (con vendite superiori a 1 miliardo di metri cubi), perch lingresso di Italcogim Energie (oggi GdF Suez Energie) ha sostituito E.On Italia Power & Fuel, passata alla classe dei medi. Laumento complessivo dei volumi di vendita, pari al 25,2%, non si distribuito in modo analogo tra le categorie di venditori. Infatti, eccettuando la classe dei piccoli, le cui vendite sono diminuite del 13% per la riduzione del numero degli operatori, la crescita delle vendite stata proporzionale alla dimensione dei venditori: gli aumenti risultano infatti pari a 33%, 34% e 9%, rispettivamente per le classi dei grandi, medi e piccolissimi. Di conseguenza si sono registrati aumenti nel volume medio unitario dei grandi (+33%) e dei medi operatori (+6%) e riduzioni in quello dei piccoli (3%) e dei piccolissimi (4%).
Laccrescimento del numero di venditori e i loro spostamenti allinterno delle classi sono in parte dovuti a incrementi di vendita e in parte frutto di politiche di fusioni e acquisizioni che ogni anno si registrano tra le imprese. Tra le principali operazioni societarie che si sono realizzate nel 2010 sono da annoverare: lincorporazione a gennaio di E.T. Energia e Territorio Servizi Commerciali, Tecniconsul Servizi e Metema Energy in E.On Energia; lincorporazione in Enerxenia di Agam Vendite, Canturina Servizi Vendita e Serenissima Energia da giugno; la fusione tra Iride ed Ena, avvenuta a luglio, a seguito della quale Ena Energia stata dapprima incorporata da Iride Mercato che poi ha cambiato la denominazione sociale in Iren Mercato; il conferimento, ad aprile, delle attivit di Gaz de France sede secondaria in GdF Suez Gas Supply & Sales; lacquisizione, da parte di Estra Energie, dellattivit di vendita a clienti finali del gas naturale di Offidagas e Baiengas
Commerciale, a partire da ottobre; lincorporazione di Eneco Energia in Edison Energia, di Bas Ominiservizi e Asm Energia e Ambiente in A2A Energia, entrambe avvenute in dicembre. Lapprovvigionamento degli operatori classificati come venditori esclusivamente basato sugli acquisti da altri rivenditori nazionali (da cui ottengono il 92,7% del gas che rivendono) e al PSV (da cui acquisiscono il 6,8% del gas loro disponibile); irrisorie risultano le quote di gas importato (0,1%) e acquistato in stoccaggio (0,5%). Gli acquisti al PSV rivestono una particolare importanza per gli operatori di piccola e piccolissima dimensione che l si riforniscono, rispettivamente, del 14,3% e del 29,5% del gas che rivendono. Gli impieghi del gas di questi operatori mostrano, com ovvio, una prevalenza dei volumi venduti a clienti finali; tuttavia, in media lo 0,6% del gas disponibile viene autoconsumato e lo 0,5% viene rivenduto sul mercato allingrosso. Di tutto il gas venduto al mercato finale, l8,3% circa viene ceduto a clienti collegati societariamente.
TAV. 3.28
Vendite al mercato finale dei pricipali venditori nel 2010
SOCIET Enel Energia Italcogim Energie Hera Comm Edison Energia A2A Energia Toscana Energia Clienti Estra Energie E.On Power & Fuel Ena Energia Gas Plus Vendite Linea Pi Estenergy Sinergas Agsm Energia Enerxenia Erogasmet Vendita - Vivigas Sgr Servizi Bluenergy Group Aemme Linea Energie Gelsia Energia Enercom Amga Energia & Servizi Bg Gas Marketing Trading Italia Altri TOTALE Prezzo medio (c/m3)
A GROSSISTI E VENDITORI 0 65 0 0 17 0 18 0 3 10 0 0 0 0 0 4 0 15 0 1 0 6 0 16 156 26,20
A CLIENTI FINALI 5.222 4.459 2.064 1.774 961 844 819 770 732 610 505 450 433 405 394 367 322 290 295 281 279 219 219 6.226 28.941 38,05
TOTALE 5.222 4.524 2.064 1.774 978 844 837 770 735 620 505 450 433 405 394 371 322 304 295 282 279 225 219 6.243 29.097 37,98
La tavola 3.28 mostra il dettaglio delle 23 societ (erano 19 anche nel 2009), classificate come venditori puri, le cui vendite a clienti finali nel 2010 abbiano superato 200 M(m3). Essa esclude quindi le societ gi elencate nella tavola 3.26 che, pur vendendo al mercato finale quantitativi superiori alla soglia indicata, sono state classificate come grossisti e come tali analizzate nel paragrafo relativo al mercato allingrosso. Analogamente alla tavola contenente i dati dei grossisti, anche la tavola sui venditori riporta il prezzo medio praticato da queste imprese nei due mercati. Il prezzo di vendita ad altri rivenditori risulta sostanzialmente in linea con quello praticato dai grossisti (26,20 contro 26,37 c/m3); il prezzo medio offerto ai clienti finali , come ci si poteva attendere, pi elevato (38,05 contro 32,77 c/m3), data la forte incidenza di clienti allacciati alle reti di distribuzione. Il prezzo offerto dai venditori puri comprende infatti il costo
della distribuzione, di norma assente nel prezzo praticato dai grossisti in quanto questi ultimi vendono prevalentemente a clienti finali direttamente allacciati alla rete di trasporto. Inoltre, i venditori puri sono relativamente spostati sul mass market (hanno cio un numero di clienti pi elevato, ma che consumano tendenzialmente quantitativi piccoli), mentre al contrario tra i clienti finali dei grossisti vi una maggioranza di grandi consumatori industriali/termoelettrici in grado di spuntare prezzi inferiori. Per calcolare correttamente le quote di mercato e il livello di concentrazione del mercato della vendita finale, tuttavia, non possibile ignorare loperato dei grossisti che, come si visto, offrono gas anche a clienti finali. Pertanto occorre abbandonare la distinzione effettuata tra grossisti e venditori puri e analizzare i quantitativi venduti da tutte le imprese, considerando i gruppi societari (Tav. 3.29).
TAV. 3.29
GRUPPO Eni Enel Edison Gdf Suez E.On A2A Hera Iren Electrabel/Acea Royal Dutch Shell Sorgenia Ascopiave Estra Energie Gas Plus Amga - Azienda Multiservizi Linea Group Holding Acegas-Aps Unogas Aimag Agsm Verona Altri TOTALE Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori. VOLUME 17.803 9.476 7.227 4.462 3.662 3.198 2.336 2.463 1.569 1.474 1.153 1.053 819 610 514 505 450 445 434 405 11.902 71.959 QUOTA % 24,7 13,2 10,0 6,2 5,1 4,4 3,2 3,4 2,2 2,0 1,6 1,5 1,1 0,8 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 16,5 100,0
Primi venti gruppi per vendite al mercato finale nel 2010
Volumi in M(m3)
Il mercato della vendita finale resta molto concentrato: i primi tre gruppi coprono il 48% (lanno scorso raggiungevano il 54,4%). La concentrazione, seppure ogni anno meno consi-
stente, anche a livello dei primi cinque rimane elevata: nel 2010 scesa al 59,2% dal 64,9% del 2009, come conseguenza della riduzione osservata nellincidenza dellincumbent ma
anche della contemporanea buona performance dei grandi. Con una quota del 24,7% Eni si conferma il gruppo dominante, seppure in riduzione nel tempo, ancora ben distanziato dal secondo operatore, il gruppo Enel, che possiede il 13,2%. Le vendite al mercato finale di entrambi questi gruppi si sono ridotte nel 2010 (rispettivamente del 16% e del 4%). Il gruppo Edison, invece, grazie a un consistente incremento delle vendite (+40%), nel 2010 ha mantenuto la terza posizione, riguadagnata nel 2009. La marcata crescita dei volumi di vendita (29,4%) ha permesso al gruppo GdF Suez di salire in quarta posizione, superando il gruppo E.On che pure ha realizzato un aumento delle vendite pari al 3,6% rispetto al 2009. La fusione tra Iride ed Ena ha mantenuto il gruppo Iren in ottava posizione: la stessa che possedeva Iride nel 2009, mentre Ena era al decimo posto. In generale, un altro segnale di concentrazione del mercato dato dallassottigliarsi delle differenze tra le quote dei primi due operatori del mercato e quelle degli inseguitori, formato dai successivi 4 o 5 gruppi. Secondo quanto emerge dai primi risultati dellIndagine sul segmento della vendita di gas naturale (allingrosso e/o al dettaglio), la dimensione media delle imprese di vendita piuttosto bassa, al pari di quanto gi osservato anche in altri segmenti della filiera. Un terzo delle aziende opera infatti con un numero di addetti compreso tra 2 e 911. Tre quarti delle imprese di vendita, inoltre, risultano possedere meno di 9 addetti. La distribuzione dei venditori per classi di addetti, tuttavia, in questo caso influenzata da uno scarso tasso di risposta, da parte degli operatori, alla domanda sulla consistenza del personale. Dalle prime e provvisorie elaborazioni dei dati raccolti
nellIndagine annuale emerge che nel 2010 il mercato finale della vendita di gas naturale comprende poco pi di 21 milioni di clienti, il 92,2% dei quali sono domestici, l1,3% sono condomini con uso domestico12, il 5,2% appartengono al settore del commercio e servizi, l1,2% al comparto industriale e meno dell1% alla generazione termoelettrica (Tav. 3.30). In termini di volumi, naturalmente, le proporzioni tendono a invertirsi: includendo anche gli autoconsumi, il settore domestico ha assorbito il 21,4% del gas complessivamente consumato, ovvero 18,3 G(m3); i condomini con uso domestico hanno acquisito il 4,2% del gas, cio 3,6 G(m3); il commercio ne ha utilizzato il 7,4%, vale a dire 6,3 G(m3); lindustria ne ha consumato il 25,4%, cio 21,8 G(m3); la generazione elettrica ne ha assorbito il 41,7% equivalente a 35,8 G(m3). Via via che ci si sposta dal settore domestico ai settori per i quali il gas costituisce un input del processo produttivo e dove luso del gas pi intenso, aumenta la quota di volumi acquistati sul mercato libero: essa infatti pari all8% nel domestico, al 32,6% per i condomini, al 69,5% nel commercio e servizi, al 96% nellindustria e al 61,7% nel termoelettrico (valore che risente degli autoconsumi). Rispetto al 2009, la porzione di consumi soddisfatti sul mercato libero appare cresciuta nel domestico e nel commercio e servizi, mentre rimasta sostanzialmente stabile nellindustria (dove era gi molto elevata) e nel termoelettrico; le medesime quote, calcolate sui dati 2009, risultano infatti pari a: 10,5% nel domestico (nel 2010 la categoria domestico + condomini uso domestico mostra una quota servita sul mercato libero pari al 12,1%), 63,6% nel commercio, 96,9% nellindustria, 63% nella generazione elettrica.
11 Si ricorda che il numero degli addetti richiesto nellIndagine annuale riferito al personale dipendente (a tempo pieno, a part time, con contratto di formazione e lavoro ecc.) e indipendente (collaborazione coordinata e continuativa, prestazione dopera occasionale ecc.) che al 31 dicembre 2010 era complessivamente impiegato nelle attivit regolate (stabilite dallart. 4, lett. da a) a u), del Testo integrato di unbundling (allegato alla delibera n. 11/07), eventualmente riproporzionato per tener conto del personale condiviso tra pi attivit. Se, per ipotesi, una certa impresa svolge lattivit di distribuzione di gas e di energia elettrica, il numero di addetti che deve indicare nel questionario dato dalla somma del personale impiegato in entrambe queste attivit, escludendo, invece, quello impiegato dallimpresa, ma non direttamente imputabile a tali attivit. 12 Categoria non distinta nellIndagine sul 2009 svolta lo scorso anno.
TAV. 3.30
DOMESTICO CLIENTI Autoconsumi Mercato libero Mercato tutelato TOTALE VOLUMI Autoconsumi Mercato libero Mercato tutelato TOTALE CONDOMINIO COMMERCIO USO DOMESTICO E SERVIZI 1 60 221 282 32 1.184 2.411 3.627 2 449 648 1.098 100 4.391 1.828 6.319 INDUSTRIA GENERAZIONE ELETTRICA 0,07 0,59 0,08 0,75 13.705 22.050 11 35.766 TOTALE 3 1.818 19.252 21.073 13.894 50.014 21.945 85.853
0 1.200 18.229 19.429 0 1.474 16.870 18.344
0,05 108 155 263 57 20.914 825 21.797
Mercato finale per settore di consumo nel 2010
Clienti in migliaia e volumi in M(m3)
Il dettaglio delle vendite al mercato finale per settore di consumo (al netto degli autoconsumi) e dimensione dei clienti (Tav. 3.31), conferma, in effetti, che al crescere dei consumi i clienti tendono a spostarsi sul mercato libero. Vale la pena precisare che la presenza di volumi e prezzi (come si vedr meglio nel paragrafo successivo dedicato ai prezzi del mercato libero) nelle classi di consumo tutelate superiori a 200.000 m3 dovuta al fatto che esse comprendono i consumi di quei clienti che, pur avendo facolt di cambiare fornitore, non hanno
ancora effettuato una scelta in tal senso e sono dunque rimasti nellambito delle condizioni contrattuali protette dallAutorit. Il numero di questi clienti e i relativi quantitativi di gas acquistato sono relativamente bassi e si stanno assottigliando nel tempo: nel 2010 a fronte di 21,8 G(m3) venduti a condizioni tutelate a clienti con consumi inferiori a 200.000 m3, i volumi venduti a condizioni tutelate a clienti non domestici con consumi superiori a tale soglia risultano pari a 60 M(m3).
TAV. 3.31
SETTORE MERCATO TUTELATO Domestico Condominio uso domestico Commercio e servizi Industria Generazione elettrica MERCATO LIBERO Domestico Condominio uso domestico Commercio e servizi Industria Generazione elettrica TOTALE < 5.000 17.104 16.070 290 577 167 0 1.734 1.084 44 501 104 0 18.838 CLIENTI SUDDIVISI PER CLASSE DI CONSUMO ANNUO (m 3 ) 5.000200.0002.000.000> 20.000.000 200.000 2.000.000 20.000.000 4.731 794 2.076 1.222 636 3 4.946 326 1.001 2.211 1.400 9 9.676 100 3 45 30 18 5 5.657 48 109 1.122 4.214 163 5.757 10 3 5 3 9.070 15 30 516 7.405 1.104 9.080 28.607 40 7.792 20.776 28.607 TOTALE 21.945 16.870 2.411 1.828 825 11 50.014 1.474 1.184 4.391 20.914 22.050 71.959
Mercato finale per tipologia e dimensione dei clienti nel 2010
Come lo scorso anno, lIndagine effettuata presso gli operatori del trasporto e della distribuzione di gas naturale ha rivolto loro alcune domande anche sullo switching, vale a dire sul numero di clienti13 che ha cambiato il proprio fornitore nellanno solare 201014.
LIndagine ha evidenziato che la percentuale di clienti che nel 2010 ha cambiato fornitore di gas stata complessivamente pari al 4,5%, ovvero al 33,1% se valutata in termini di volumi di gas consumati dai clienti che hanno effettuato il cambio.
TAV. 3.32
Tassi di switching dei clienti finali nel 2010
CLIENTI PER SETTORE E CLASSE DI CONSUMO ANNUO Domestico Condominio uso domestico Altri usi di cui: fino a 5.000 m 5.000-200.000 m 200.000-2.000.000 m 2.000.000-20.000.000 m oltre 20.000.000 m Clienti non riconducibili a nessuna delle categorie indicate TOTALE Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori.
CLIENTI 4,4 5,2 5,1 4,0 8,6 21,0 38,2 58,1 6,9 4,5
VOLUMI 4,8 7,7 43,4 4,9 10,6 23,9 41,2 53,3 24,6 33,1
La tavola 3.32 mostra il dettaglio di questo dato distinguendo i clienti per settore e per fascia di consumo annuo. I clienti domestici, che tradizionalmente mostrano unelevata prudenza a spostarsi sul mercato libero, nel 2010 hanno espresso una maggiore reattivit alle offerte di cambio: la percentuale che ha scelto un nuovo fornitore salita infatti al 4,4%, contro l1,8% del 2009 e l1,1% del 2008. In termini di volumi le percentuali sono leggermente pi elevate e pari, rispettivamente, al 4,8% nel 2010, al 2,4% nel 2009 e all1,3% nel 2008. Una maggiore dinamicit caratterizza invece i condomini con uso domestico e gli altri usi. Nel 2010 i condomini che hanno cam-
biato fornitore sono stati il 5,2% del totale (il 7,7% in termini di consumi), mentre gli altri usi che si sono spostati sul mercato libero sono stati complessivamente il 5,1% del totale in termini di clienti e il 43,4% in termini di volumi. Com ovvio le percentuali di switch aumentano al crescere della classe dimensionale dei clienti. Ci in quanto allampliarsi dei volumi di consumo, si innalza la spesa per lacquisto di gas e, di conseguenza, crescono sia linteresse verso la possibilit di risparmiare, che generalmente la prima motivazione del cambio di fornitore, sia la conoscenza del settore e la capacit del cliente finale di compiere scelte consapevoli.
13 Per comodit di scrittura nel testo si parla genericamente di clienti. Va precisato, tuttavia, che si tratta del numero di punti di riconsegna nel caso di utenti del trasporto e del numero di gruppi di misura nel caso di utenti della distribuzione. 14 Le domande sono state poste in modo da rilevare il fenomeno secondo la definizione prevista dalla Commissione europea. stato quindi replicato il questionario gi proposto negli scorsi anni per la rilevazione dellattivit di switching, intesa come il numero di cambiamenti di fornitore in un dato periodo di tempo (anno) che include: il re-switch, quando un cliente cambia per la seconda (o successiva) volta, anche nellarco temporale prescelto; lo switch-back, quando un cliente torna al primo o al precedente fornitore; lo switch verso una societ concorrente dellincumbent e viceversa. Nel caso in cui un cliente cambi area di residenza, lo switch viene registrato solo se si rivolge a un fornitore differente dallincumbent esistente nellarea in cui arriva; inoltre, un cambiamento di condizioni economiche con lo stesso fornitore non equivalente a uno switch, anche nel caso in cui venga scelta una nuova formula contrattuale o il cambiamento da un prezzo tutelato a uno non tutelato offerto dallo stesso fornitore oppure da una societ da esso controllata.
TAV. 3.33
REGIONE Valle dAosta Piemonte Lombardia Trentino Alto Adige Veneto Friuli Venezia Giulia Liguria Emilia Romagna Toscana Umbria Marche Lazio Abruzzo Molise Campania Puglia Basilicata Calabria Sicilia ITALIA NORD CENTRO SUD E ISOLE DOMESTICO CONDOMINIO COMMERCIO USO DOMESTICO E SERVIZI 18 1.772 4.543 265 2.082 509 501 2.328 1.400 264 572 1.210 429 108 631 818 156 197 536 18.337 12.017 3.983 2.338 8 707 1.073 47 230 78 271 323 132 30 44 432 30 16 65 36 27 20 26 3.596 2.737 685 175 19 571 1.646 178 721 158 105 1.128 423 84 222 315 97 30 166 153 72 39 85 6.211 4.526 1.171 515 INDUSTRIA 58 2.624 4.651 428 2.139 987 285 3.344 1.440 429 516 848 640 68 587 1.515 123 62 1.014 21.757 14.516 3.941 3.300 GENERAZIONE ELETTRICA 0 2.744 4.706 77 335 191 920 2.633 1.563 230 248 1.519 592 481 1.621 472 193 896 2.635 22.057 11.607 4.633 5.818 TOTALE 103 8.419 16.617 994 5.508 1.924 2.082 9.755 4.958 1.037 1.602 4.324 1.787 704 3.070 2.994 571 1.214 4.297 71.959 45.402 14.411 12.145
Mercato finale per settore di consumo e regione nel 2010
Il dettaglio territoriale delle vendite di gas al mercato finale illustrato nella tavola 3.33. Come gi osservato nel paragrafo dedicato alla distribuzione, dato il diverso grado di metanizzazione, le differenti condizioni climatiche e la pi intensa presenza industriale, il Nord larea del Paese che mostra i consumi pi elevati in tutti i settori considerati. In questarea si acquistano infatti quasi due terzi dei volumi complessivamente venduti in Italia, vale a dire 45,4 14,4 G(m3), G(m3); il 20% dei consumi, localizzato nellarea del Centro e il restante 15%
caso dellEmilia Romagna, per quasi il 12% il Piemonte e per il 7,7% il Veneto. Seguono per importanza Toscana, Lazio e Sicilia. Un analogo ordine dimportanza delle diverse regioni si osserva anche nei vari settori di consumo del mercato non domestico. La Lombardia il territorio che ha assorbito i maggiori quantitativi di gas: 26,5% nel commercio e servizi, 21,4% nellindustria e 21,3% nella generazione elettrica. Seguono: nel commercio, Emilia Romagna, Veneto e Piemonte, con quote rispettivamente pari a 18,2%, 11,6% e 9,2%; nellindustria, Emilia Romagna, Piemonte e Veneto, con quote rispettivamente pari a 15,4%, 12,1% e 9,8%; nella generazione elettrica, Piemonte, Emilia Romagna e Sicilia, con quote rispettivamente pari a 12,4%, 11,9% e 11,9%. Interessante anche esaminare il livello di switching sul territorio, osservando i tassi per regione e per tipologia di cliente, limitando lanalisi ai domestici, ai condomini con uso domestico e agli altri usi e tralasciando i clienti non attribuibili ad
viene venduto al Sud e Isole (solo in Sicilia, in quanto la Sardegna non ancora metanizzata). Per quanto riguarda il settore domestico, nel 2010 circa 12 G(m3), pari al 65,5% dei quantitativi consumati dalle famiglie italiane, sono stati venduti al Nord; il Centro ha assorbito 4 G(m3), il 21,7% dei consumi domestici, mentre 2,3 G(m3) sono stati venduti al Sud e Isole. La regione con i consumi pi elevati risultata la Lombardia che da sola ha acquistato il 24,8% dei consumi delle famiglie nazionali (il 25,6% se nella categoria dei domestici si includono anche i condomini con uso domestico). Altre regioni importanti sono lEmilia Romagna, il Veneto e il Piemonte. Queste tre aree contano per il 12,7% nel
alcuna di tali categorie che sono inclusi unicamente nel conteggio dei valori totali (Tav. 3.34). I clienti domestici mostrano tassi territorialmente abbastanza omogenei in tutte le regioni dItalia, sebbene quelli collocati nel Centro presentino una vivacit leggermente maggiore, con tassi di switching che superano il 5% in termini di clienti e di volumi, contro una media nazionale del 4,4% (clienti) e 4,8% (volumi). Lo switch dei condomini con uso domestico appare lievemente maggiore al Nord (8,2% contro il 7,7% della media nazionale in termini di clienti e 5,3% contro il 5,1% della media nazionale in termini di volumi), comera forse lecito attendersi viste le maggiori necessit di riscaldamento cio consumi medi pi elevati delle regioni settentrionali rispetto a quelle centrali e meridionali. Dai dati di vendita al mercato finale risulta, in effetti, che il consumo medio di questa tipo-
logia di cliente, che in media nazionale pari a 12.837 m3/anno, assume valori di 13.055, 12.733 e 10.442 m3/anno rispettivamente al Nord, al Centro e al Sud e Isole. Anche per quanto riguarda gli altri usi, il Centro risulta la zona pi attiva, con un tasso medio di switching del 46,9% (in termini di volumi) superiore alla media nazionale di 3,5 punti. In questo settore, tuttavia, si registrano punte molto elevate in Liguria (73,2%), in Basilicata (72,2%), in Piemonte, in Valle dAosta e in Sicilia (tutte sopra il 65% in termini di volumi). Complessivamente, lattivit di switching appare maggiore al Centro, dove nel 2010 hanno cambiato almeno una volta fornitore il 5,1% dei clienti, corrispondenti al 34,4% dei volumi, seguita dal Nord (dove le percentuali risultano rispettivamente pari al 4,4% e al 32,7%) e dal Meridione (con il 4,1% dei clienti che hanno cambiato e il 33,2% dei volumi).
TAV. 3.34
Tassi di switching per regione e tipologia di cliente nel 2010
REGIONE Valle dAosta Piemonte Lombardia Trentino Alto Adige Veneto Friuli Venezia Giulia Liguria Emilia Romagna Toscana Umbria Marche Lazio Abruzzo Molise Campania Puglia Basilicata Calabria Sicilia ITALIA NORD CENTRO SUD E ISOLE
DOMESTICO CLIENTI VOLUMI 0,5 5,7 3,6 0,9 6,3 6,0 2,8 3,6 6,3 5,3 5,3 4,4 4,5 2,9 5,3 3,9 3,6 3,4 2,6 4,4 4,3 5,1 4,0 0,5 5,1 4,1 1,2 6,5 7,1 3,5 4,1 6,6 5,6 4,3 5,2 5,6 3,8 5,2 4,2 4,4 4,3 2,9 4,8 4,7 5,6 4,2
CONDOMINIO USO DOMESTICO ALTRI USI CLIENTI VOLUMI CLIENTI VOLUMI 0,1 5,6 6,8 3,1 5,8 6,6 3,0 3,2 5,8 8,2 2,1 4,7 3,4 3,0 2,5 4,0 3,9 4,4 3,7 5,2 5,4 4,7 3,4 0,1 8,2 11,8 7,2 7,0 9,2 4,1 1,8 7,7 11,7 1,0 6,0 4,6 2,5 2,1 5,8 4,7 3,0 3,7 7,7 8,2 6,3 4,0 1,8 5,3 4,5 1,8 7,3 6,0 3,3 5,7 5,8 6,2 5,5 3,6 5,0 4,0 3,8 4,5 3,3 2,9 1,7 5,1 5,3 5,0 3,4 67,5 67,5 41,1 38,3 30,3 28,4 73,2 39,2 58,6 49,9 11,2 47,9 31,6 55,9 48,7 14,8 72,2 17,2 66,2 43,4 43,8 46,9 39,0
TOTALE CLIENTI VOLUMI 0,9 5,8 3,7 1,0 6,3 6,1 3,2 3,8 6,3 5,7 5,4 4,4 4,5 3,1 5,5 4,1 3,6 3,6 2,7 4,5 4,4 5,1 4,1 50,8 49,2 30,3 28,4 21,5 24,0 43,2 31,3 44,5 39,7 8,6 32,1 24,9 47,8 38,3 13,0 52,3 15,9 58,7 33,1 32,7 34,4 33,2
Considerati gli elevati livelli di acquisto (Tav. 3.33), la Lombardia anche la regione in cui risulta operare il numero pi rilevante di imprese di vendita, pari a 162, come si
vede dalla tavola 3.35; a tal proposito opportuno specificare che nella colonna relativa al numero degli operatori di vendita le imprese vengono contate tante volte quante sono
le regioni in cui operano. Un elevato numero di venditori presente anche in Piemonte (114), in Veneto (102), in Emilia Romagna (97) e nel Lazio (83). da rilevare infine che il numero degli operatori cresciuto, rispetto al 2009, in pressoch tutte le regioni italiane. Il numero di venditori che vendono gas sullintero territorio nazionale aumentato: nel
2010, infatti, sono 9 contro i 6 del 2009. Circa i livelli di concentrazione a livello territoriale, possibile effettuare unanalisi attraverso lindicatore C3, dato dalla somma delle quote di mercato (calcolate sui volumi venduti) dei primi 3 operatori e dalla quota di clienti da questi serviti, gi utilizzato anche relativamente alla distribuzione.
TAV. 3.35
REGIONE Valle dAosta Piemonte Lombardia Trentino Alto Adige Veneto Friuli Venezia Giulia Liguria Emilia Romagna Toscana Umbria Marche Lazio Abruzzo Molise Campania Puglia Basilicata Calabria Sicilia OPERATORI C3 SUL MERCATO % DI CLIENTI C3 SUL MERCATO DOMESTICO DOMESTICI SERVITI TOTALE 18 114 162 49 102 59 55 97 76 43 60 83 80 33 77 48 40 36 39 99,2 65,7 35,7 90,8 51,2 61,8 80,2 67,2 78,2 77,6 63,9 89,2 66,3 78,8 76,9 69,9 80,8 89,8 83,8 99,8 74,1 42,6 91,3 50,9 67,3 82,2 65,1 79,0 77,6 61,5 91,5 63,6 66,8 77,4 72,2 76,5 88,9 75,5 92,9 42,9 30,7 59,3 44,9 51,3 48,1 53,2 51,5 54,6 59,6 65,4 51,6 74,5 66,5 81,8 75,8 84,5 76,7 % DI CLIENTI SERVITI 97,9 59,8 24,1 81,1 50,7 66,8 69,4 48,8 67,3 63,6 47,7 79,8 33,5 20,5 71,9 70,9 69,8 65,3 37,8
Livello di concentrazione nella vendita di gas naturale
Quota di mercato dei primi tre operatori (C3) e percentuale di clienti da questi serviti
Relativamente al settore domestico, il livello di concentrazione risulta molto elevato quasi ovunque, con punte superiori all85% in Valle dAosta, Trentino Alto Adige, Calabria e Lazio. da notare anche che la presenza di un elevato numero di imprese non garantisce bassi livelli di concentrazione, come dimostra il caso del Lazio dove, a fronte di 83 venditori presenti, i primi tre possiedono una quota dell89,2% e servono il 91,5% dei clienti domestici della regione. Il livello pi basso di concentrazione si registra in Lombardia, dove effettivamente la presenza di un numero di venditori molto consistente si traduce in una quota di mercato dei primi tre venditori di appena il 35,7% e una percentuale di clienti domestici serviti pari al 42,6%. Relativamente allintero mercato di vendita, naturalmente, i livelli di concentrazione si abbassano, data la presenza nel cal-
colo dei clienti commerciali, industriali e termoelettrici che, come visto poco sopra, mostrano generalmente tassi di switching elevati. Vi sono, tuttavia, alcune eccezioni: in Valle dAosta, Calabria e Puglia, infatti, il C3 non mai inferiore all80%. Interessanti appaiono anche i casi di Trentino Alto Adige e Lazio, dove a fronte di un C3 non elevatissimo (59 e 65, rispettivamente), la percentuale di clienti servita dai primi tre operatori sensibilmente pi elevata (supera o sfiora l80%), segnale che pu essere letto come una strategia dei primi tre venditori a concentrarsi sui clienti con i consumi pi elevati, lasciando il mass market ad altri concorrenti. Anche nel mercato complessivo la Lombardia mostra il C3 pi basso in assoluto (30,7%), con una quota di clienti servita dai primi tre venditori pari appena al 24%.
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