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Timestamp: 2018-08-17 13:47:29+00:00
Document Index: 126487621

Matched Legal Cases: ['art. 23', 'art.14', 'art.14', 'art.2', 'art. 23', 'art.11', 'art. 12', 'art. 18']

UNIVERSITA DEGLI STUDI DI PADOVA FACOLTA DI INGEGNERIA CORSO DI LAUREA TRIENNALE IN INGEGNERIA GESTIONALE ANALISI DEL MERCATO DEL GAS NATURALE - PDF
UNIVERSITA DEGLI STUDI DI PADOVA FACOLTA DI INGEGNERIA CORSO DI LAUREA TRIENNALE IN INGEGNERIA GESTIONALE ANALISI DEL MERCATO DEL GAS NATURALE
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Annalisa Pugliese
1 UNIVERSITA DEGLI STUDI DI PADOVA FACOLTA DI INGEGNERIA CORSO DI LAUREA TRIENNALE IN INGEGNERIA GESTIONALE ANALISI DEL MERCATO DEL GAS NATURALE RELATORE: CH.MO PROF. Andrea Gasparella LAUREANDO: Marco Prosdocimi ANNO ACCADEMICO: 2011/2012
2 INDICE Introduzione...4 Caratteristiche del gas naturale...5 Produzione, consumo e infrastrutture riguardanti il gas naturale...6 La liberalizzazione del mercato italiano del gas naturale...10 Delibere per il trasporto del gas naturale...13 Delibere per lo stoccaggio del gas naturale...17 Delibere per la rigassificazione del gas naturale...20 Delibera per la distribuzione e fornitura del gas naturale ai clienti finali...22 Fiscalità sul gas naturale...29
4 INTRODUZIONE Nel seguente elaborato si è svolta un'analisi del mercato del gas naturale prima e dopo la liberalizzazione prendendo in considerazione le normative presenti e analizzandole nel dettaglio della loro evoluzione. Si è cercato di focalizzare i rilevanti cambiamenti nel mercato attuale e passato, soprattutto a livello normativo esaminando i criteri per la determinazione delle tariffe della filiera del gas. Nel primo capitolo sono stati approfonditi argomenti riguardanti le caratteristiche del gas e in particolare la produzione e la distribuzione nel territorio italiano indicando le differenze con gli anni passati. Nel secondo capitolo, viene esaminato la regolamentazione del mercato del gas naturale nelle sue fasi temporali, analizzando in una prima parte i regimi presenti prima della liberalizzazione e di conseguenza, nella parte centrale, la direttiva della comunità europea del 1998 e tutte le principali delibere dopo il decreto n. 164 del 23 maggio 2000 detto anche Decreto Letta, indicandone i criteri per la determinazione delle tariffe, le relative formule e gli aggiornamenti successivi. Viene, inoltre, descritto l'ente regolatore del mercato del gas, l'autorità per energia elettrica e il gas(aeeg) che promuove la concorrenza e l'efficacia nell'organizzazione interna del settore. Infine si analizzano gli aspetti fiscali sul gas naturale, definendo i principali decreti legislativi introdotti e i vincoli imposti per gli usi civili e industriali.
5 CAPITOLO Caratteristiche del gas naturale Il gas naturale è un combustibile che si forma nel sottosuolo. Esso è composto per oltre il 90% da metano (CH4), l'idrocarburo più semplice presente in natura comunemente allo stato fossile insieme al carbone o al petrolio e più raramente in giacimenti di solo gas. Generalmente contiene altri idrocarburi come l'etano, butano, propano e non dimenticando alcuni inquinanti come il solfuro d'idrogeno e il mercurio. La caratteristica principale del combustibile è il suo potere calorifico, che rappresenta la quantità di calore sviluppata nella reazione di combustione in condizioni standard(1kg di sostanza combustibile, 1m 3 di gas, 0 C, 1 atm); esso è misurato in kcal/kg per i gas. Per la gran parte dei combustibili (quelli che contengono idrogeno) si distingue un potere calorifico superiore PCS (che include il calore di condensazione del vapore acqueo che si forma nella combustione) e un potere calorifico inferiore PCI (che esclude tale calore).per la ricerca di giacimenti di gas naturale e la valutazione della loro estensione si ricorre alla sismica. Speciali sensori, i sismografi, registrano la velocità di propagazione di onde sismiche generate artificialmente che vengono riflesse dai diversi strati geologici. I valori di misurazione forniscono indicazioni sulla stratigrafia e sulla struttura del sottosuolo fino a una profondità di vari chilometri. il gas naturale viene immesso nei gasdotti a una pressione molto inferiore a quella di estrazione. Più complessa e dispendiosa risulta invece l'estrazione nei giacimenti offshore. A seconda della profondità del mare e delle condizioni ambientali vengono utilizzate navi e piattaforme di trivellazione. Le più importanti riserve sicure sfruttabili di gas naturale si trovano sui territori dell'ex Unione Sovietica e in Medio Oriente mentre l' Europa occidentale, Paesi Bassi e Norvegia dispongono delle riserve più consistenti. Nella seguente figura sono riportati i dati statistici riferiti alle riserve sfruttabili di gas naturale riferita all'anno 2010(dati forniti dal bilancio annuale Eni 2010). Di norma, il gas naturale viene scambiato sul mercato sulla base di contratti a lungo termine, visti gli investimenti necessari per l'estrazione, il trasporto e la distribuzione, per i contratti di fornitura, e hanno durate dell'ordine di 25 anni. Inoltre sono presenti forti interessi tra produttori e acquirenti e questi contribuiscono in misura significativa a garantire la sicurezza di approvvigionamento. La crescita della domanda del gas naturale, la continua scoperta di nuovi giacimenti e l'ampliamento dei sistemi di trasporto a lunga distanza inducono una crescente globalizzazione del commercio di gas naturale. L'evoluzione tecnologica ha reso possibile il trasporto intercontinentale del gas naturale e lo sfruttamento di giacimenti lontani dai centri di consumo. Il gas naturale viene convogliato per migliaia di chilometri lungo un reticolo di gasdotti interrati o sottomarini oppure trasportato in forma liquefatta (GNL) a bordo di metaniere a bassa temperatura e alta pressione (esso si ottiene attraverso delle opportune lavorazioni di depurazione e disidratazione, seguono fasi di raffreddamento e condensazione ottenendo un prodotto
6 composto essenzialmente da metano in cui il punto di ebollizione è di -160 C a pressione atmosferica)raggiungendo un volume specifico di circa 600 volte inferiore. Inoltre il gas naturale che è incolore e inodore, prima di essere immesso nelle reti di distribuzione viene miscelato con dei composti chimici che gli conferiscono un odore forte e sgradevole per un veloce riconoscimento in caso di perdite. 1.2 Produzione, consumo e infrastrutture riguardanti il gas naturale Il gas naturale in Italia contribuisce al 30% del fabbisogno di energia primaria, inoltre dal 2000 il gas ha avuto un aumento della domanda sopratutto nel settore termoelettrico del 9% con l'entrata in esercizio di alcune centrali a ciclo combinato e inoltre si sono registrati dei incrementi nel settore industriale a livello generale registrando un incremento del 3,5%. In Italia si misura che nella rete di distribuzione nazionale sono immessi 81,3 miliardi di metri cubi. Nella tabella qui riportata è possibile vedere l'andamento delle vendite composte dalla produzione nazionale e importazioni nette(elaborazione Autorità per l'energia e il gas su dichiarazioni degli operatori e dati Ministero dello sviluppo Economico(Febbraio 2011)) Produzione nazionale Importazioni nette Variazione scorte Disponibilità lorda Consumi e perdite ,2 18,9 17,4 16,6 15,5 14,3 13,9 13,0 12,1 11,0 9,7 9,3 8,0 8,3 39,0 42,7 49,5 58,8 54,8 58,1 62,1 67,2 73,1 77,0 74,0 76,7 69,1 75,2 0,4-1,0-1,2 4,5-1,2 1,4-1,4-0,1-1,1 3,5-1,3 1,0-0,9 0,5 57,8 62,6 68,1 70,9 71,5 71,0 77,4 80,3 86,3 84,5 85,0 84,9 78,0 83,0 0,6 0,7 1,0 1,3 1,4 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,5 1,5 1,3 1,2 Totale risorse 57,2 61,9 67,1 69,6 70,1 70,0 76,4 79,3 85,3 83,5 83,4 83,4 76,7 81,8 Vendite e consumi finali 57,2 61,9 67,1 69,6 70,1 70,0 76,4 79,3 85,3 83,5 83,4 83,4 76,7 81,8 Circa l'80% del gas consumato in Italia viene importato attraverso i gasdotti connessi con alcuni paesi europei, Russia e Algeria e in misura minore attraverso il trasporto con metaniere(in questo caso si parla di GNL).La ripartizione dei consumi si suddivide in tre macrogruppi :settore termoelettrico,settore industriale e infine per usi domestici e terziari. Per quanto riguarda l'organizzazione delle infrastrutture che costituiscono la rete di distribuzione si identificano: i punti di ingresso(punti di stoccaggio, terminali GNL, interconnessioni con l'estero e giacimenti nazionali), reti di km(reti nazionali di gasdotti, reti di trasporto regionale e reti di distribuzione locale), stazioni di rilancio regolazione e controllo e impianti di stoccaggio. Questi permettono il trasporto del gas naturale consegnato a Snam Rete Gas presso i punti di entrata della Rete Nazionale di gasdotti fino ai punti di riconsegna della Rete Regionale, dove il gas viene riconsegnato agli utilizzatori del servizio (Utenti). La capacità di trasporto, espressa in metri cubi standard/giorno, rappresenta il massimo volume di gas che ciascun Utente può immettere e prelevare dal sistema presso i citati punti su base giornaliera. Snam Rete Gas conferisce capacità di trasporto ai soggetti che ne fanno richiesta, i quali acquisiscono il diritto, rispettivamente ai punti di entrata e di uscita della Rete Nazionale di trasporto, un quantitativo di gas non superiore alla portata giornaliera conferita.
7 Il gas naturale immesso nella Rete Nazionale proviene dalle importazioni e, in minor quantità, dalla produzione nazionale. Snam Rete Gas è il principale operatore italiano di trasporto e dispacciamento di gas naturale sul territorio nazionale, disponendo della quasi totalità delle infrastrutture di trasporto, con oltre chilometri di gasdotti in esercizio in alta e media pressione (circa il 94% dell intero sistema di trasporto). Nelle seguenti tabelle sono riportati i dati relativi alla lunghezza della rete in Km(dati forniti da Snam rete gas con aggiornamento al 2008): Prima specie Seconda specie Terza specie Quarta specie Max Pressione P>24 24>=P>12 12>=P>5 P<=5 d'esercizio (bar) Lunghezza Lunghezza totale Rete nazionale Rete regionale Lunghezza Lunghezza totale Con il termine rete nazionale dei gasdotti si fa riferimento alle linee principali che realizzano il trasferimento del gas attraverso il territorio nazionale(hanno un diametro pari a mm) mentre la rete di trasporto regionale comprende tutte le reti delle imprese di trasporto che non fanno parte della RNG(diametro di mm). Come si nota dal disegno, nel nostro territorio abbiamo dei punti di entrata: Punto Gries, Tarvisio, Mazara del vallo, Gorizia, Panigaglia(GNL) e Gela. Da tener conto che distribuiti nella nazione sono presenti impianti di stoccaggio e campi di produzione. Per gli impianti di stoccaggio, l'operatore che se ne occupa in Italia viene chiamato Stogit(si ricordi che questi
8 impianti sono collocati in Lombardia Abruzzo ed Emilia Romagna) e il loro scopo è di mantenere un determinato equilibrio tra le esigenze di fornitura e consumo di gas. L'approvvigionamento ha infatti un profilo sostanzialmente costante durante tutto l anno, mentre la domanda di gas è caratterizzata da una rilevante variabilità stagionale, con una domanda invernale significativamente superiore a quella estiva. L attività si distingue sostanzialmente in due fasi. La fase di iniezione (da aprile ad ottobre), quando il gas naturale proveniente dalla rete nazionale di trasporto viene immesso nel giacimento, e la fase di erogazione (da novembre a marzo) quando il gas naturale viene prelevato dal giacimento, trattato e riconsegnato ai clienti sempre attraverso la rete di trasporto. Mentre nei campi di produzione vengono svolte tutte quelle operazioni che permettono l'estrazione del gas naturale e dopo alcune lavorazione di filtraggio e immesso nella rete di trasporto e portato agli impianti di stoccaggio. In questa tabella sono riportati i valori della quantità di gas naturale immessi nella rete nazionale nel 2011 e confrontati con quelli del 2010(valori in miliardi di m 3 ) : 2011 (I semestre/ii semestre) 2010 (I semestre/ii semestre) Tarvisio 13,71/6, /3.57 Mazara del Vallo 13,25/5, /5.46 Passo Gries 4,82/2, /3.51 Cavarzere(GNL) 3,85/1, /1.66 Gela 1,34/0, /2.17 Panigaglia(GNL) 1,00/0, /0.56 Gorizia 0,08/0, /0.03 Produzione Nazionale 3,85/1, /2.08 totale 41,90/18, /19.04 Un altro punto fondamentale è la disponibilità del gas naturale: in Italia nel 2010 è stata pari a 82,68 miliardi di metri cubi, in aumento di 5 miliardi di metri cubi (+6,4%) rispetto al I quantitativi di gas immesso nella Rete di Trasporto Nazionale sono aumentati dell 8,3%, raggiungendo gli 83,32 miliardi di metri cubi. L aumento dei quantitativi di gas immesso nella Rete di Trasporto Nazionale è dovuto principalmente alle maggiori importazioni (+6,50 miliardi di metri cubi; +9,5%). La produzione nazionale di 8,15 miliardi di metri cubi è rimasta sostanzialmente invariata rispetto al 2009 (8,23 miliardi di metri cubi). La domanda di gas in Italia nel 2010 è stata pari a 82,98 miliardi di metri cubi, in aumento di 4,96 miliardi di metri cubi (+6,4%) rispetto al 2009, a seguito della ripresa dei consumi dopo la recente crisi economica. L aumento ha riguardato tutti i settori e, in particolare, il residenziale e terziario (+7,1%), l industriale (+7,0%) e il termoelettrico (+4,4%). Gli interventi di sviluppo e potenziamento delle infrastrutture di trasporto hanno permesso di incrementare, all inizio dell anno termico , la capacità di trasporto della rete a 368,4 milioni di metri cubi/giorno (+0,8% rispetto all inizio dell anno ).
9 Quindi riassumendo in modo schematico la filiera del gas(il ciclo che parte dalla produzione nel territorio nazionale o importazioni dall'estero fino ad arrivare alla vendita ai clienti finali che possono essere domestici o industriali) è suddivisa nel seguente modo: Approvvigionamento: questa è l'attività che mi permette di reperire l'adeguata quantità di gas naturale necessaria per soddisfare il fabbisogno energetico nazionale. Il gas naturale proviene dall'importazione o produzione nel territorio italiano. Trasporto e dispacciamento: i trasportatori nazionali prendono in consegna il gas proveniente dai punti di entrata e lo consegnano agli operatori collegati con la rete di distribuzione locale, mentre per quanto riguarda il dispacciamento, si intende quella attività di gestione dell'offerta (quasi costante nell'arco dell'anno ) e domanda(segue un andamento variabile in base alla stagione estiva e invernale) Stoccaggio: per far fronte alla variazione domanda e offerta, sono presenti degl'impianti che permettono l'accumulo e l'erogazione del gas in determinati periodi. Distribuzione: attività che consiste nel trasportare il gas ai clienti per conto degli shippers (tutto ciò è regolamentato attraverso un contratto e una tariffa) Vendita: attività che gestisce la commercializzazione del gas(e tutte le attività inerenti alle bollette) con i clienti finali.
10 CAPITOLO 2 2.1La liberalizzazione del mercato italiano del gas naturale In questo paragrafo andremo a fare una panoramica delle prime delibere riguardanti la regolamentazione del mercato fino agli ultimi aggiornamenti e in alcuni casi vengono posti degli esempi. Il regolatore nel mercato del gas è rappresentato dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (AEEG), un autorità indipendente di regolazione istituita con la legge 14 novembre 1995, n Le sue competenze fanno riferimento alla determinazione delle tariffe base, i parametri e gli altri elementi di riferimento, il livello di qualità dei servizi erogati e alle condizioni di accesso alle reti. Le tariffe sono i prezzi massimi unitari dei servizi al netto delle imposte mentre per i parametri di riferimento ci si riferisce alla determinazione della tariffa attraverso il metodo price-cap(limite massimo della variazione di prezzo vincolata per un periodo pluriennale)e sono: tasso di variazione medio annuo riferito ai 12 mesi precedenti dei prezzi al consumo per le famiglie di operai rilevato dall'istat; obiettivo di variazione del tasso annuale di produttività(su base triennale). Nel caso specifico ci si riferisce al sistema tariffario in due regimi validi fino al 1 luglio 2001: Regime amministrato: dove si indicano le tariffe del gas identificate dalle aziende distributrici agli utenti finali nel settore civile, terziario e industriale ma escludendo quei clienti con una richiesta di consumo superiore a m 3 ; esse erano composte essenzialmente da due componenti principali: Il prezzo industriale che comprendeva il costo della materia prima e i costi relativi alla gestione della rete di distribuzione(aggiornato dall'aeeg) e calcolato dalle singole aziende distributrici nel rispetto di una determinata metodologia che andremo a vedere in seguito; e le imposte di competenza legislativa relativa sulla produzione e sui consumi. Il ricavo di ogni azienda distributrice teneva conto dei costi affrontati per garantire il servizio e comprendendo l'adeguata remunerazione. La tariffa teneva conto di un termine fisso e una quota proporzionale ai consumi ma prima di analizzarli nello specifico si devono definire le categorie d'uso:t1 per uso di cottura di cibi e produzione di acqua calda con valori prefissati dal metodo su scala nazionale;t2 per uso di riscaldamento individuale;t3 per uso di riscaldamento centralizzato(per esempio condomini) e T4 per gli usi industriali e artigianali con consumi tra i m 3 e m 3. Il valore fisso veniva stabilito in base al tipo di utilizzo del gas: l all'anno per gli utenti che impiegavano il gas per la cottura e produzione dell'acqua calda; l all'anno per il riscaldamento individuale o 41,4 l/m 3 per gli altri usi mentre per quanto riguarda la quota proporzionale ai consumi era stabilita per le tariffe T1 e T4 sulla base del decreto ministeriale del 1996 e aggiornata successivamente. Per quanto riguarda gli aggiornamenti delle tariffe, si aveva un aggiornamento annuale per le variazioni dell'incidenza della quota fissa mentre si ha un aggiornamento bimestrale per la componente proporzionale ai consumi e in particolare al costo della materia prima. Quest'ultimo viene collegato al costo del gasolio per il riscaldamento rilevato dal ministero dell'industria. Regime di sorveglianza: Nel 1997 la società SNAM rete gas ha stipulato un accordo con Confindustria che di conseguenza è stata rinnovato nel 2000 e prevedeva un determinato accordo tariffario per tutti quei clienti industriali che avessero consumi superiori ai m 3 anche se non connessi direttamente con SNAM. I contratti che venivano stipulati erano classificati in base alla tipologia di fornitura: Continua cioè che non poteva subire interruzioni e il cliente sceglieva tra: tariffa monomia, cioè veniva proposto un prezzo iniziale, risultato di una valutazione fatta sulla base del profilo di consumo previsto della massima punta annuale di prelievo. Essa era dunque diverso da cliente a cliente. Sono previste correzioni di tale prezzo (penali o accrediti) qualora l effettivo profilo di prelievo del cliente si discosti, in modo più o meno gravoso per il fornitore, da quanto sottoscritto contrattualmente; binomia per bassa utilizzazione e binomia per alta utilizzazione: viene proposta una tariffa costituita da una parte fissa, legata alle capacità impegnate, e da una parte variabile legata agli effettivi consumi; continua con sospensione programmata dei prelievi nella quale è garantita la continuità della fornitura tranne che in uno o due mesi solari preventivamente concordati con
11 SNAM nel corso dei quali il cliente si impegna di ridurre o a sospendere i prelievi; interrompibile nella quale il fornitore può chiedere la sospensione o la limitazione solo in seguito a un preavviso. Sono presenti anche degli sconti e facilitazioni su alcune voci di prezzo al verificarsi di alcune condizioni e ora analizziamo le più importanti: sconto per la produzione di energia elettrica: il cliente comunica alla SNAM i valori mensili dei quantitativi di gas impiegati per i quali non sia previsto l'assoggettamento alle imposte e della quantità di energia elettrica prodotta con il gas e in base a questi dati, al cliente viene corrisposto mensilmente uno sconto; facilitazioni per i clienti con più stabilimenti: ai clienti che sono regolari nei pagamenti con contratti di somministrazione continua di gas relativamente a stabilimenti della stessa società si tiene conto di uno sconto mensile sulla tariffa; sconto addizionale di stagionalità: solo per le tariffe di tipo binomio viene riconosciuto questa riduzione sulla tariffa per i mesi di luglio, agosto e settembre; sconto per regolarità di prelievo: ai clienti che sono regolari nei pagamenti nel corso dell'anno viene riconosciuto uno sconto sugli importi mensili relativi al termine fisso, al termine proporzionale e anche per eventuali addebiti per il mancato rispetto dei limiti di prelievo e infine premio per regolarità nei pagamenti:sconto del 1,5% sugli importi relativi all'abbonamento se i pagamenti effettuati dai clienti sono stati regolari. Il primo passo verso la liberalizzazione avviene attraverso la Direttiva della comunità europea(n.30) del 22 giugno 1998 dove si definiscono i principi per la realizzazione di un mercato di tipo concorrenziale. Permette agli stati membri di imporre alle imprese operanti nel settore obblighi di servizio pubblico, sono imposte delle regole per la gestione o la costruzione degli impianti e la fornitura del gas naturale. Per quanto riguarda il trasporto e lo stoccaggio del gas liquefatto, le imprese operanti devono garantire affidabilità, efficienza, rispetto ambientale e sicurezza senza porre discriminazione tra gli utenti connessi; la distribuzione cioè il trasporto attraverso le reti locali ai clienti può essere imposta dagli stati alle imprese del settore distribuzione e fornitura a tariffe regolamentate e infine l'accesso al sistema da parte delle imprese e dei clienti idonei può essere determinato da ogni stato attraverso due modalità:negoziato dove le imprese devono rendere pubbliche le proprie condizioni per l'utilizzo del sistema e regolamentato basato su tariffe di accesso e su obblighi e condizioni prestabiliti. Prima abbiamo parlato di clienti idonei e con la direttiva n.30 si definiscono tali: gli impianti a gas per la produzione di energia elettrica, i clienti con consumi superiori a 25 milioni di m 3 da subito, 15 milioni dopo 5 anni e 5 milioni dopo 10, i clienti per un'apertura minima del 20% del totale consumo annuale del mercato nazionale da subito, 28% dopo 5 anni e 33% dopo 10 anni. In Italia la direttiva viene percepita attraverso il decreto legislativo n. 164 del 23 maggio 2000 e si suddivide in vari titoli: Titolo I: liberalizzazione del mercato interno del gas per le attività di importazione, esportazione, trasporto e dispacciamento, distribuzione e vendita di gas naturale in qualunque sua forma. Titolo II: l'attività di importazione di gas naturale prodotto in paesi non appartenenti all'ue è soggetta all'autorizzazione del ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato; per il rilascio dell' autorizzazione bisogna soddisfare alcuni requisiti: capacità tecniche e finanziarie per l'importazione, affidabilità per l'approvvigionamento e il trasporto, disponibilità di stoccaggio strategico ubicato nel territorio nazionale nella misura del 10% delle quantità di gas naturale importato in ciascun anno; inoltre sono presenti delle disposizioni per l'incremento delle riserve nazionali di gas, incentivazione per la coltivazione del gas naturale. Titolo III: l'attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale sono di interesse pubblico, inoltre Le imprese che svolgono attività di trasporto e dispacciamento sono tenute ad allacciare alla propria rete gli utenti che ne facciano richiesta ove il sistema di cui esse dispongono abbia idonea capacità, e le opere necessarie a realizzare l'allacciamento devono rispettare i criteri stabiliti dall'aeeg, le imprese devno svolgere le attività di dispacciamento e trasporto in modo tale da non ostacolare la parità delle condizioni di accesso al sistema. Inoltre viene dato la definizione di rete nazionale di gasdotti. Titolo IV: l'attività di stoccaggio del gas naturale in giacimenti si basa su la concessione che viene rilasciata dal ministero dell'industria, commercio e artigianato con una durata non superiore ai 20 anni, ai richiedenti che dimostrino di svolgere la suddetta attività(svolgendo i propri compiti in modo coordinato in modo tale da garantire l'ottimizzazione e l'affidabilità del sistema.)
12 Titolo V: L'attività di distribuzione è di servizio pubblico, quest'ultimo è assegnato mediante gare d'appalto per un periodo non superiore a 12 anni a società per azioni o a responsabilità limitata, società cooperative a responsabilità limitata; gli enti locali che affidato il servizio hanno il compito di controllare e programmare le attività di distribuzione. Inoltre la gara è aggiudicata sulla base delle migliori condizioni economiche e prestazioni del servizio(valutando la qualità e sicurezza). Entro il 1 gennaio 2003 gli enti locali si devono adeguare in base alle disposizioni del decreto mediante l'indizione di gare per l'affidamento o con la trasformazione delle attuali gestioni in società di capitali o in società cooperative a responsabilità limitata. Infine le imprese di distribuzione svolgono l'attività di dispacciamento sulla propria rete e devono rispettare i seguenti obblighi: allacciare i propri clienti, previa richiesta e se sono soddisfatti i requisiti di fattibilità tecnico-economica stabiliti dall'aeeg. Esse devono promuovere il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili, cercando di rispettare il protocollo di Kyoto. Infine viene verificato l'allacciamento dei clienti attraverso personale tecnico sul luogo. Per quanto riguarda le attività di vendita a clienti finali, le imprese devono essere autorizzate dal ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato(a decorrere dal 1 gennaio 2003). L'autorizzazione viene rilasciata solo in determinate condizioni: capacità tecniche e finanziarie adeguate, dimostrazione della provenienza del gas e affidabilità sulle condizioni di trasporto. Dal 1 gennaio 2003, le imprese che svolgono l'attività di vendita devono offrire ai propri clienti il servizio di modulazione e inoltre dal 1 luglio 2002, per i clienti che hanno un consumo di gas superiore a m 3 si impone una tariffazione oraria. Titolo VI: alle imprese vengono applicate le norme sulla libertà di concorrenza: a decorrere dal 1 gennaio fino al 31 dicembre 2010, nessuna impresa può vendere, direttamente o a mezzo di società controllate, più del 50% dei consumi di gas nazionale su base annuale, mentre dal 1 gennaio 2002 fino a dicembre 2010 nessuna impresa può immettere gas importato o prodotto in Italia, nella rete nazionale, direttamente o a mezzo di società controllate, per quantitativi superiori al 75% dei consumi nazionali di gas naturale su base annuale. Inoltre è obbligatorio per le imprese nel settore del trasporto, dispacciamento di gas naturale, nella distribuzione e vendita, di scambiare informazioni sufficienti in modo tale da garantire un funzionamento ottimale del sistema. A decorrere dal 1 gennaio 2002 l'attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale e' oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas, ad eccezione dell'attività di stoccaggio, che e' comunque oggetto di separazione contabile e gestionale dall'attività di trasporto e dispacciamento e di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas. Titolo VII: i clienti assumono la qualifica di "idoneo" in determinati casi: aziende che acquistano il gas per la produzione di energia elettrica, aziende che acquistano il gas per la cogenerazione di energia elettrica e calore, clienti finali che hanno un consumo annuo superiore a m 3, consorzi e società con consumi annui maggiori di m 3, i clienti grossisti e le imprese di distribuzione del gas per il volume consumato dai loro clienti nell'ambito del loro sistema di distribuzione. Vengono determinate le tariffe da parte dell'aeeg per i clienti non idonei, in modo tale da dare un' adeguata ripartizione dei benefici tra clienti e imprese, per quanto riguarda le tariffe di trasporto dispacciamento e stoccaggio si deve tener conto di non penalizzare le aree con minor disponibilità di infrastrutture facendo si di sviluppare le loro potenzialità e capacità di crescita. Le tariffe di trasporto tengono conto della capacità impiegata e della distanza percorsa mentre quelle di distribuzione si preoccupano di innalzare l'efficienza di utilizzo dell'energia(fino al 31 dicembre 2000, le imprese determinano le tariffe per la distribuzione, stoccaggio, trasporto e le pubblicano). Titolo VIII: si definiscono i compiti del ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato: provvedere alla sicurezza, alla programmazione ed economicità del sistema nazionale del gas, salvaguardare la continuità e la sicurezza degli approvvigionamenti e il sistema di stoccaggio. Inoltre svolgono un ruolo di promozione per le iniziative nel settore. Vengono stabiliti i criteri per il rilascio delle autorizzazioni per lo svolgimento di tutte le attività inerenti al settore del gas e resi pubblici dall'aeeg. Titolo IX: le imprese con sede in Italia, hanno il diritto, in base alla direttiva n , di accedere ai sistemi del gas e concludere contratti di fornitura con clienti idonei appartenenti all'ue, Le imprese del gas aventi sede in altri Paesi membri dell'unione europea e quelle aventi sede in Italia ma controllate direttamente o indirettamente da imprese aventi sede in altri Paesi membri dell'unione europea hanno diritto di concludere contratti di vendita con clienti dichiarati idonei. Inoltre l'aeeg ha competenza di risolvere le controversie che riguardano l'accesso al sistema.
13 Titolo X: per garantire la sicurezza del sistema nazionale del gas e dell'attuazione della transizione ai nuovi assetti, il ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato, entro due anni, emana apposite direttive per garantire la tempestiva e funzionale attuazione degli adempimenti necessari. 2.2 Delibere per il trasporto del gas naturale Delibera 120/01 Questa delibera prevede che l'aeeg(attraverso l'art. 23) determini le tariffe per il trasporto e il dispacciamento del gas naturale in modo tale da rassicurare un rientro del capitale investito e cercando di non penalizzare le aree con minore disponibilità di infrastrutture. Le tariffe devono tener conto sia della capacità impegnata e della distanza di trasporto ma anche della quantità di gas trasportata indipendentemente dalla distanza. Inoltre le tariffe sul trasporto nella rete nazionale sono determinate in relazione ai punti di entrata e uscita tenendo conto della distanza in modo equilibrata cercando di minimizzare le penalizzazioni territoriali. E' previsto un periodo di regolazione della durata di 4 anni(1/10/2001 al 30/09/2005), all'interno dei quali si aggiorna i criteri e le tariffe annualmente cercando di stimolare il perseguimento degli obiettivi da parte delle imprese. I ricavi per le attività di trasporto dispacciamento e di utilizzo degli impianti di GNL sono determinati sommando tre elementi principali: costi operativi(comprendono tutte le spese operative di carattere generale attribuibili all'attività di trasporto o di rigassificazione), costo riconosciuto del capitale investito netto che corrisponde al 7,94% per le attività di trasporto e al 9.15% per le attività di rigassificazione e infine agli ammortamenti tecnico-economici. Per il calcolo dei ricavi di riferimento RT ci si basa sulla somma di varie componenti distinguendo le imprese che svolgono attività di trasporto e di rigassificazione: Le componenti dell'attività di trasporto sono: RT E è la quota parte dei ricavi relativa all energia associata ai volumi trasportati(corrisponde al 30% di RT), RT N e RT R sono le quote parte dei ricavi relative alle attività di trasporto e di dispacciamento di gas naturale,rispettivamente, sulla rete nazionale e regionale di gasdotti, imputata alla capacità di trasporto conferita di tali reti(corrisponde al 67% di RT); RT F è la quota imputata in misura fissa a ciascun punto di riconsegna(corrisponde al 3% di RT). Le componenti dell'attività di rigassificazione sono: RL E è la quota parte dei ricavi relativa all'attività di rigassificazione di GNL, imputata all energia associata al GNL rigassificato e RT C è la quota parte dei ricavi applicata alla capacità del terminale(le percentuali sono ripartite rispettivamente del 30% e 70%). Per quanto riguarda la determinazione della tariffa di trasporto si utilizza la seguente formula: T = (Ke* CPe)+ (Ku* CPu)+ (Kr *CRr)+ CF + E* (CV+CV p ) ; dove: Ke è la capacità conferita all utente nel punto di entrata e della rete nazionale di gasdotti, espressa in metri cubi /giorno (mc/g); CPe è il corrispettivo unitario di capacità per il trasporto sulla rete nazionale di gasdotti relativo ai conferimenti nel punto di entrata, espresso in lire per metro cubo/giorno; Ku è la capacità conferita all utente nel punto di uscita u della rete nazionale di gasdotti, espressa in metri cubi /giorno (mc/g); CPu è il corrispettivo unitario di capacità per il trasporto sulla rete nazionale di gasdotti, relativo ai conferimenti nel punto di uscita u della rete nazionale di gasdotti, espresso in lire per metro cubo/giorno; Kr è la capacità conferita all utente nel punto di riconsegna r delle reti regionali di gasdotti, espressa in metri cubi /giorno (mc/g); CRr è il corrispettivo unitario di capacità per il trasporto sulle reti regionali, relativo ai conferimenti nel punto di riconsegna r delle reti regionali di gasdotti, espresso in lire per metro cubo/giorno; CF è il corrispettivo fisso per ciascun punto di riconsegna, espresso in lire; E è l energia associata al gas immesso in rete, in GJ; CV è il corrispettivo unitario variabile, espresso in lire per GJ; CV p è il corrispettivo integrativo di cui al precedente articolo 4, espresso in lire per GJ.
14 I corrispettivi unitari della formula sono determinati in base a un metro cubo di gas in condizioni standard(pressione assoluta di 1,01325 bar e alla temperatura di 15 C) Negli anni successivi al primo periodo di regolazione, le tariffe e i ricavi di riferimento vengono aggiornati attraverso il metodo price cap, applicando ai valori dell'anno precedente un tasso di variazione della produttività e uno riferito ai prezzi al consumo delle famiglie di operai e impiegati; quanto detto viene riportato nelle seguenti formule: a) RT N t = RT N t-1 (1 + I t-1 - RP + Y + Q + W); b) RT R t = RT R t-1 (1 + It-1 - RP + Y + Q + W); c) RL C t = RL C t-1 (1 + It-1 RP L + Y + Q + W); dove: - I t-1 è il tasso di variazione riferito dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati; - RP è il tasso annuale di variazione della produttività per le reti di trasporto, pari al 2 %; - RP L è il tasso annuale di variazione della produttività per i terminali di Gnl, pari all 1%; - Y è un ulteriore parametro di variazione dei ricavi che tiene conto di costi derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali e a mutamenti del quadro normativo; - Q è un ulteriore parametro di variazione dei ricavi che tiene conto di eventuali recuperi di qualità rispetto a standard prefissati; - W è un ulteriore parametro di variazione dei ricavi che tiene conto di eventuali nuove attività volte al controllo della domanda e all uso efficiente delle risorse. Il suddetto metodo permette di incentivare la crescita e lo sviluppo delle attività di trasporto e rigassificazione (limitando i loro profitti) e di far utilizzare alle imprese un adeguato comportamento attraverso la limitazione dei costi. Delibera 166/05 la delibera 120/01 viene modificata e integrata attraverso la delibera 166/05 in cui si analizzano sempre le tariffe di trasporto dispacciamento e utilizzo degli impianti GNL. Essa ha validità dal 1/10/2005 al 30/09/2009 quindi con regolazione di 4 anni, costante alla precedente delibera, in modo da rendere le tariffe coerenti con la programmazione e la realizzazione degli investimenti caratteristici delle infrastrutture di trasporto e di minimizzare gli elementi di incertezza e instabilità anche in relazione al notevole sviluppo previsto per gli investimenti in quest'ultime. Si è introdotto un corrispettivo per l'attività di misura a partire dall'anno termico e transitoriamente non prevedere alcun corrispettivo fisso del trasporto nell'anno termico al fine di eliminare le limitazioni che erano state imposte allo sviluppo della concorrenza nel mercato della vendita ai clienti finali. Il servizio di misura comprende l'attività di installazione e manutenzione degli strumenti di misura(metering), inoltre comprende anche le attività di raccolta,validazione e trasmissione dei dati prodotti da suddetti strumenti(meter reading). Tale servizio permette la gestione della rete e la corretta quantificazione delle perdite economiche relative ai servizi di vendita, stoccaggio, trasporto e dispacciamento; l'attività di meter reading è svolta dalle imprese di trasporto nell'ambito del servizio erogato dalle stesse mentre l'attività di metering è svolta da una molteplicità di soggetti che sono titolari dell'impianto di misura. La nuova formula per il calcolo delle tariffe di trasporto e dispacciamento è la seguente: T = (Ke* CPe)+ (Ku* CPu)+ (Kr *CRr)+ CM + E* (CV+CV p ) Dove CM è il corrispettivo di misura per ciascun punto di riconsegna e viene definito dall'aeeg. Attraverso la delibera 135/09 si ha avuto la proroga della validità delle tariffe di trasporto e dispacciamento fino al 31/09/2009. Delibera 184/09 Le tariffe di trasporto e dispacciamento e misura del gas naturale per l Anno 2011 sono state approvate con delibera dell Autorità ARG/gas 218/10 e calcolate secondo quanto stabilito dall'autorità nella delibera n. 184/09. La tariffa di trasporto T per l Utente che consegna il gas nel Punto di Entrata e e lo preleva al Punto di Riconsegna r è data dalla seguente formula:
15 T= ( Ke * CPe) + (Ku * CPu ) + (Kr * CRr) + V *(CV + CV P ) dove: V : quantitativo di gas immesso in rete, espresso in metri cubi;. La tariffa di trasporto del gas è quindi costituita dalle seguenti componenti: quota capacity su RNG: ( Ke * CPe) + (Ku * CPu ) quota capacity su RRG : (Kr * CRr) quota commodity: V *(CV + CVP) Nel caso in cui il servizio di trasporto sia svolto attraverso la sola Rete nazionale di gasdotti, i corrispettivi CV e CVP sono ridotti del 60% (art.14.4 della Deliberazione n 184/09). Nel caso in cui il servizio di trasporto sia svolto attraverso Reti Regionali di gasdotti senza transito attraverso la rete nazionale, i corrispettivi CV e CV P sono ridotti del 40% (art.14.5 della Deliberazione n 184/09). E istituito per l anno 2011 un corrispettivo transitorio CM T per la remunerazione del servizio di misura svolto dalle imprese di trasporto, ed è applicato dalle imprese alla capacità conferita nei punti di riconsegna agli utenti del servizio (art.2.1 della Deliberazione n 184/09). Alla rete di gasdotti si applica il sistema tariffario "entry-exit": le tariffe pagate dall'impresa in ingresso e dal cliente in uscita dal sistema sono fra loro indipendenti e di conseguenza svincolate dal percorso effettivo dal gas immesso nel Punto di Entrata e e prelevato nel Punto di Uscita u. Le tariffe di entry e di exit sono calcolate ed applicate dall'impresa Maggiore per tutto il sistema di trasporto nazionale, ed i relativi ricavi saranno ripartiti tra Snam Rete Gas ed l'impresa operante nel settore del trasporto. Il corrispettivo CRr rimane costante per tutto il sistema regionale italiano e viene calcolato dall'impresa maggiore nel rispetto della delibera 184/09 e corrisponde a 1, /anno/m 3 /giorno; inoltre sono presenti degli incentivi per tutti i punti di uscita che hanno un tratto di rete con lunghezza D inferiore a 15 Km dalla rete nazionale(per determinare questo incentivo ci si basa sulla seguente formula: D/15*CRr ). Per quanto riguarda i corrispettivi variabili CV e CV P sono applicati ai volumi immessi nei punti di entrata e di quelli nei punti di consegna di produzione nazionale, e i loro valori sono rispettivamente CV= 0, /m³/giorno e CV P = 0, /m³/giorno. L'impresa maggiore definisce i corrispettivi variabili CV. L'impresa maggiore permette di attuare un servizio di trasporto interrompibile nei punti di entrata collegati con l'estero secondo dei criteri che sono pubblicati nel codice di rete. Inoltre essa stabilisce le capacità interrompibili e continue nei punti di entrata. I clienti che vogliono accedere alle tariffe per il servizio di trasporto interrompibile devono fare richiesta all'impresa nel settore di trasporto attraverso una determinata procedura(si certifica che i clienti che richiedono capacità di trasporto interrompibile siano stati inseriti nella comunicazione effettuata all Impresa Maggiore attraverso il sistema informativo predisposto). Le imprese nel settore del trasporto devono,inoltre, riconoscere alle imprese di produzione di energia elettrica connesse direttamente al sistema una riduzione del corrispettivo variabile CRr. La tariffa del servizio di misura TM per il gas per l anno 2011 su base annuale per l utente è data dalla seguente formula: TM = Kr * CM T ; dove: - CM T è il corrispettivo unitario transitorio istituito, in base all articolo 2.1 della Deliberazione n. 184/09, per l anno 2011, relativo ai conferimenti nei punti di riconsegna r delle reti regionali di gasdotti, espresso in euro/anno/metro cubo/giorno(il suo valore è 0, con validità per tutto l'anno 2011); - Kr è la capacità conferita all utente nel punto di riconsegna r delle reti regionali di gasdotti, espressa in metri cubi /giorno; Ora facciamo un esempio esplicativo: Si consideri uno shipper che ha la necessità di servire un cliente a Milano, con consumo pari a 2,7 milioni di metri cubi. I quantitativi sono consegnati nel punto di entrata Tarvisio e riconsegnati nel sito di prelievo di Milano. A tal fine chiede il conferimento delle seguenti capacità di trasporto: Punto Entrata Tarvisio = Smc/g Punto Entrata Hub Stocc. = Smc/g Punto Uscita = Smc/g Punto Uscita Hub Stocc. = Smc/g Punto Riconsegna Milano = Smc/g
16 Corrispettivi di capacità rete nazionale: Punto entrata Tarvisio HUB stocc. Capacità conferita Smc/g Ke CPe /anno/smc/g Punto uscita Prelievo Milano HUB stocc. Capacità conferita Smc/g Ku CPu /anno/smc/g Corrispettivi di capacità rete regionale: Punto uscita Prelievo Milano Capacità conferita Kr Smc/g 1000 CRr /anno/smc/g Distanza da RNG Km >15Km = QUOTA RNG = QUOTA RRG = Corrispettivo variabile: + QUOTA VARIABILE= Volume Smc Quota di copertura Smc perdite Volume totale Smc Cv+CV P /Smc CORRISPETTIVO PER IL SERVIZIO DI TRASPORTO = Corrispettivo transitorio di misura:
17 Punto uscita Prelievo Milano Capacità conferita Kr Smc/g 1000 CM T /anno/smc/g CORRISPETTIVO PER IL SERVIZIO DI MISURA = CORRISPETTIVO PER IL SERVIZIO PER IL TRASPORTO E MISURA = Delibere per lo stoccaggio del gas naturale Delibera 26/02: L'art. 23 del decreto 164/00 definisce che l'aeeg determina le tariffe per lo stoccaggio minerario, strategico e di modulazione in modo da assicurare un'adeguata remunerazione del capitale investito, e si tiene conto, inoltre, di non penalizzare le aree con minor disponibilità di infrastrutture. Ci si pone l'obiettivo di incentivare gli investimenti per il potenziamento delle capacità tenendo presente i vari rischi associati alle attività minerarie. L'art.11 definisce che l'attività di stoccaggio è basata su concessione con una durata non superiore a 20 anni ai richiedenti che ne abbiano capacità tecniche economiche e finanziarie(rilasciata dal ministero dell'industria, commercio e dell'artigianato). L'art. 12 invece richiede ai titolari di più concessioni di stoccaggio di gestire quest'ultimi in modo concreto e integrato con il sistema. Infine l'art. 18 prevede che le imprese di vendita versino un corrispettivo ai titolari dell'impianti di stoccaggio. In base a questi articoli, si è ritenuto opportuno costruire un piano tariffario per l'ordinamento dell'attività di stoccaggio in funzione dei costi, definire i criteri per la determinazione del capitale netto investito e i costi per l'erogazione del servizio con riferimento a ogni impresa(cercando di favorire lo sviluppo della capacità), prevedere un piano di regolazione della durata di 4 anni in cui annualmente viene svolto un aggiornamento delle tariffe(nel primo periodo di regolazione si impone una tariffa unica per tutte le imprese a prescindere dal numero di concessioni che richiede al fine di coordinare la gestione nel sistema) e infine le imprese che coordinano impianti non ancora a regime, è permesso optare per la libertà tariffaria cercando così di incentivare nuove concessioni. I ricavi di un'impresa di stoccaggio sono dati dalla somma di varie componenti: Ricavi di riferimento complessivi=rs=rs D +RS E +RS N +RS P +RS S Dove: RS D è la quota dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio di gas naturale, imputata ai quantitativi di gas detenuti dall impresa ai fini di stoccaggio strategico e risultanti dal bilancio di chiusura del 2001; RS E è la quota parte dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio di gas naturale, imputata all energia associata ai volumi iniettati ed erogati; RS N è la quota parte dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio di gas naturale, imputata ai quantitativi di gas acquisiti dall impresa ai fini di stoccaggio strategico; RS P è la quota parte dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio di gas naturale imputata alla disponibilità di punta giornaliera; RS S è la quota parte dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio di gas naturale imputata alla spazio di stoccaggio; La tariffa di stoccaggio TS che si applica al servizio di stoccaggio di modulazione, di stoccaggio minerario e strategico senza disponibilità di gas è data dalla seguente formula: TS = S * fs + PMG * fp + (EI+ EE) * CVS dove: - S è lo spazio conferito all utente, espresso in GJ per anno; - fs è il corrispettivo unitario di spazio, espresso in euro per GJ per anno; - PMG è la massima disponibilità di punta giornaliera conferita all utente nell anno termico, espressa in GJ per giorno; - fp è il corrispettivo unitario per la disponibilità di punta giornaliera, espresso in euro per GJ per giorno; - EI è l energia associata al gas immesso in stoccaggio, espressa in GJ;
18 - EE è l energia associata al gas erogato, espressa in GJ; - CVS è il corrispettivo unitario di iniezione ed erogazione, espresso in euro per GJ. E' presente anche la tariffa TS cg che si applica al servizio di stoccaggio strategico con disponibilità offerta dall'impresa e la formula per la sua determinazione è la seguente: TS cg = S* fs + Ed* fd + Eni*fni+ PMG* fp dove: - Ed è l energia associata al gas appartenente ai quantitativi di gas detenuti dall impresa ai fini dello stoccaggio strategico, espressa in GJ per anno; - fd è il corrispettivo unitario per la messa a disposizione del gas detenuto dall impresa ai fini dello stoccaggio strategico, espresso in euro per GJ per anno; - Eni è l energia associata al gas acquisito dall impresa ai fini dello stoccaggio strategico nell anno solare i- esimo, a partire dal 2002, messo a disposizione dall impresa ai fini dello stoccaggio strategico, espressa in GJ per anno; - fni è il corrispettivo unitario per la messa a disposizione del gas acquisito dall impresa ai fini dello stoccaggio strategico nell anno solare i-esimo, a partire dal 2002, messo a disposizione dall impresa ai fini dello stoccaggio strategico, espresso in euro per GJ per anno. Le tariffe di stoccaggio vengo aggiornate annualmente attraverso il metodo price cap, con riferimento ai valori dell'anno precedente, si riportano le formule qui sotto: fs t = fs t-1 *(1 + I t-1 RP + Y); b) fd t = fd t-1 *(1 + I t-1 + Y); 13 c) fni t = fni t-1 *(1 + I t-1 + Y); d) fp t = fp t-1 (1 + I t-1 RP+ Y); dove: - I t-1 è il tasso di variazione medio annuo, riferito all anno solare precedente quello di applicazione delle tariffe, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati; - RP è il tasso di riduzione annuale dei costi per il servizio di stoccaggio, pari al 2,75 %; - Y è un ulteriore parametro di variazione dei ricavi che tiene conto di costi derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali e a mutamenti del quadro normativo. Delibera 50/06 In questa delibera(che segue la delibera 26/02) si ha la nuova determinazione dei criteri per l'identificazione delle tariffe per le attività di stoccaggio nel periodo che va dal 1 aprile 2006 al 31 marzo Le modalità di calcolo dei costi e ricavi devono essere coerenti con quella stabilita nel primo periodo di regolazione cercando di ripartirli in una quota relativa ai corrispettivi di capacità di stoccaggio e una all'energia movimentata prevedendo un sistema che permetta la remunerazione del capitale investito e l'incremento delle possibilità per la realizzazione di nuovi impianti(aumentare la disponibilità di stoccaggio per soddisfare la domanda nazionale, anche se, quando è stata emanata la delibera 50/06, il 98% della capacità era attribuita a un'unica impresa quindi non veniva stimolato lo sviluppo di nuovi giacimenti utilizzando tariffe differenziate tra le imprese). Di conseguenza si è pensato di introdurre una tariffa unica nazionale di stoccaggio, utilizzando un sistema di perequazione in modo tale da garantire il recupero dei ricavi spettanti a ogni impresa. Si è ritenuto necessario apportare altre modifiche o innovazioni per il miglioramento del servizio di stoccaggio: introdurre un sistema di garanzia che assicuri ciascuna impresa, incentivare i nuovi investimenti attraverso l'incremento del tasso di remunerazione rispetto a quello già riconosciuto sul capitale esistente al termine dell'esercizio e del tasso riferito agl'investimenti per la realizzazione di impianti di peak shaving(è formato da un impianto di liquefazione del gas naturale, da uno di stoccaggio e da un impianto di rigassificazione) in modo da aumentare la flessibilità del sistema e le prestazioni e differenziare i corrispettivi nelle fasi di iniezione ed erogazione al fine di stimolare un corretto utilizzo della disponibilità di stoccaggio dagli utenti. Ciascuna impresa suddivide i propri ricavi complessivi RS in varie quote: RS S è la quota riferita allo spazio di stoccaggio(costituisce la remunerazione del capitale investito relativa a terreni, pozzi, fabbricati ecc.. al 25%) RS PE è la quota dei ricavi riferita alla capacità di erogazione(costituisce la remunerazione del capitale investito riguardante a centrali di trattamento, condotte e sistemi di misura al 50%) RS PI è la quota dei ricavi riferita alla capacità di iniezione(costituisce la remunerazione del capitale investito riguardante centrali di compressione, condotte e sistemi di misura al 25%)
19 RS D è la quota parte dei ricavi attribuita al corrispettivo per la messa a disposizione del gas detenuto da parte dell impresa ai fini del servizio di stoccaggio RS E è la quota dei ricavi che si riferisce ai corrispettivi variabili di iniezione e erogazione costituiti dai costi operativi. La tariffa di stoccaggio, TS, è una combinazione lineare dei corrispettivi unitari per le grandezze che quantificano la prestazione di stoccaggio. Nella formulazione più generale, la tariffa TS che si applica ai servizi di stoccaggio è data dalla seguente formula: TS = ( fs + US1 + US2)* S + fpi* PI + fpe * бi* PEi+ CVS * yi * Ei + fd * SS dove: - fs è il corrispettivo unitario di spazio di stoccaggio, espresso in GJ euro/ per anno; - US1 è la componente tariffaria a copertura degli squilibri di perequazione, espressa in euro/gj per anno; - US2 è la componente tariffaria a copertura degli oneri derivanti dal contributo compensativo per il mancato uso alternativo del territorio, espressa in euro/gj per anno; - S è la capacità di spazio conferita su base annuale all utente, espresso in GJ per anno; - fpi è il corrispettivo unitario per la capacità di iniezione, espresso in /GJ/giorno; - PI è la capacità di iniezione conferita su base annuale all utente, espressa in GJ/giorno; - fpe è il corrispettivo unitario per la capacità di erogazione, espresso in /GJ/giorno; - PEi è la capacità di erogazione conferita all utente, espressa in GJ/giorno, per le diverse prestazioni di punta di erogazione; - бi è il coefficiente di normalizzazione che assume valore pari a 1 per la prestazione minima di erogazione del servizio di stoccaggio di modulazione, per il servizio di stoccaggio minerario e per il servizio di bilanciamento operativo e valore pari a 2 per la prestazione di punta addizionale del servizio di stoccaggio di modulazione; - CVS è il corrispettivo unitario di movimentazione del gas, espresso in /GJ; - yi è un coefficiente che tiene conto delle rispettive valorizzazioni dell energia movimentata e vale 1 per l energia in erogazione e in immissione in fase di iniezione e 0,5 per l energia in immissione in fase di erogazione; - Ei è l energia associata al gas movimentato in erogazione e in immissione, al netto dei consumi tecnici, espressa in GJ; - fd è il corrispettivo unitario di stoccaggio strategico, espresso in /GJ per anno; - Ss è la capacità di stoccaggio strategico attribuita su base annuale all utente del servizio, espressa in GJ. Delibera 119/10 stabilisce la regolamentazione per la determinazione delle tariffe per l'attività di stoccaggio nel periodo 2011 al Sono state apportate delle modifiche e aggiornamenti alla delibera 50/06 ma anche riconfermando alcuni aspetti riportati in quest'ultima: fissare il tasso di rendimento del capitale investito pari al 6,7% per il servizio di stoccaggio, mantenere il meccanismo di incentivazione per nuovi investimenti, riconfermare l'adozione della tariffa unica nazionale per tutte le imprese del settore, introdurre una apposita quota di ricavo che va a coprire i costi di ripristino dei luoghi di stoccaggio(adottando anche dei metodi di riconoscimento degli scostamenti tra i costi di ripristino effettivi e le quote di ricavo), applicare per la definizione dei costi operativi riconosciuti, il criterio del profit sharing, riconoscendo alle imprese di stoccaggio, nel primo anno del nuovo periodo regolatorio, il 50% dei maggiori recuperi di produttività realizzati in eccesso rispetto a quelli prefissati ai sensi della deliberazione n. 50/06, applicare dei coefficienti di recupero di produttività per ciascun impresa di stoccaggio, in misura tale da tener conto dell incremento delle efficienze di ciascuna impresa nel corso del secondo periodo di regolazione. Inoltre, secondo la delibera 184/09, per le imprese che operano nel settore di stoccaggio è istituito un corrispettivo transitorio CM S (riferito al 2011) per la remunerazione per il servizio di misura svolta da esse(il coefficente viene determinato dividendo i ricavi complessi per il di misura per la capacità complessiva di stoccaggio) Qui di seguito è riportata una tabella(dati forniti dall'allegato A della delibera 119/10) che identifica i valori dei corrispettivi di stocaggio per l'anno 2012:
20 fs fpi fpe CVS fd Componente US1 Componente US2 CM corrispettivo transitorio di misura /GJ/anno /GJ/anno /GJ/anno /GJ /GJ/anno 0 /GJ/anno /GJ/anno 2.4 Delibere per la rigassificazione del gas naturale Delibera 178/05 stabilisce il criteri per la determinazione delle tariffe per la rigassificazione del gas naturale liquefatto(gnl), con un periodo di regolazione di 3 anni, inoltre le tariffe devono essere strutturate in modo tale da incentivare gli investimenti, lo sviluppo delle infrastrutture di rigassificazione e mantenere una determinata stabilità tariffaria durante tale periodo. La tariffa per il servizio di rigassificazione è continuativo TL su base annuale, per l'utente che approda al terminale, consegna GNL e ritira i volumi di gas rigassificati all'ingresso della RNG, è data dalla seguente formula: TL = Cqs * QS + Cna * NA + (CVL + CVL P ) *E dove: - Cqs è il corrispettivo unitario associato ai quantitativi contrattuali di Gnl, espresso in /mc di GNL; - QS sono le quantità contrattuali di Gnl consegnabili nell anno, espresse in mc GNL/anno; - Cna è il corrispettivo unitario associato agli approdi effettivi, espresso in per numero di approdi; - NA è il numero annuo di approdi; - CVL è il corrispettivo unitario variabile per l'energia associata ai volumi rigassificati, espresso in /GJ; - CVL P è il corrispettivo unitario variabile integrativo per l'energia associata ai volumi rigassificati, espresso in euro/gj; - E è la quantità di energia associata ai volumi di GNL rigassificati (al netto dei consumi e perdite), espressa in GJ/anno. La tariffa per il servizio di rigassificazione spot, TLspot, è data dalla seguente formula: TLspot = α Cqs * QS + Cna * NA + (CVL + CVL P ) * E dove α è un coefficiente che per il secondo periodo di regolazione è pari a 0,7. Delibera 92/08 stabilisce i criteri per la determinazione delle tariffe di rigassificazione e sono state apportate delle modifiche alla precedente delibera 178/05: si è deciso di ripristinare una durata del periodo di regolazione tariffaria a quattro anni anzichè tre, appliccare il metodo del profit sharing per la determinazione dei costi operativi, prevedere che nella definizione della tariffa si colleghino tutti i costi per l erogazione del servizio di rigassificazione offerto dall impresa, e che le condizioni economiche di ulteriori servizi siano approvate dall AEEG. Inoltre si è introdotto un corrispettivo riferitio alla capacità di trasporto nel punto di entrata interconnesso con terminali GNL(intera capacità del terminale). Le formule per determinare le tariffe del servizio continuativo e di spot sono rispettivamente: TL = Cqs * QS + Cna * NA + (CVL + CVL P + CVL U ) * E dove: CVL U è il corrispettivo unitario variabile al trattamento di consumi e perdite del terminale GNL