Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto di gas naturale maggio 2014

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1 30 maggio 2014 Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto di gas naturale Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

2 Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

3 Indice Indice... 3 Indice delle figure... 5 Indice delle tabelle... 6 Indice dei termini utilizzati Executive summary Sintesi del documento Profilo della società Chi siamo Cosa facciamo Panoramica e trend prospettici del mercato europeo Introduzione Domanda gas Offerta gas Quadro regolatorio Sviluppi infrastrutturali rcato Conclusioni Panoramica e trend prospettici del mercato italiano Domanda gas Equilibrio domanda/offerta Sviluppi infrastrutturali Conclusioni Progetti di sviluppo della rete di ITG S.p.A Progetti post-fid Progetti pre-fid Piombino-Isole (i) Descrizione del progetto (ii) Caratteristiche tecniche (iii) Tempi (iv) Analisi costi-benefici (v) Conclusioni Cavarzere-Istrana (i) Descrizione del progetto (ii) Caratteristiche tecniche (iii) Tempi (iv) Analisi costi-benefici (v) Conclusioni Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

4 6. Appendici Razionali Assunzioni todologia analisi costi-benefici Finanziamento dei progetti Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

5 Indice delle figure Figura 1: Consumo energetico primario UE Figura 2: Generazione di energia elettrica UE 28 per fonte Figura 3: Domanda gas UE 27 per settore di consumo Figura 4: Domanda gas UE 27 per nazione Figura 5: Domanda gas UE 27 per fonte di approvvigionamento Figura 6: Corridoi prioritari di sviluppo in Europa Figura 7: Volumi scambiati nei principali hub dell Europa continentale (Paesi Bassi: TTF, Belgio: ZEE, Italia: PSV, Francia: PEGn, Austria: CEGH, Germania: NCG, Gaspool) Figura 8: Aree di influenza dei principali hub europei Figura 9: Prezzi year-ahead TTF e una formula oil-indexed Figura 10: Convergenza dei prezzi del gas ai maggiori hub europei Figura 11: Indicizzazione contratti in Europa (% consumi totali) Figura 12: Obiettivi italiani al Figura 13: Domanda gas Italia per settore di consumo Figura 14: Clean spark spread ( /MWh) Figura 15: Indice di produzione industriale in Italia Figura 16: Domanda di energia elettrica Figura 17: Previsioni consumi finali di energia elettrica in Italia (TWh) Figura 18: Oversupply del mercato italiano Figura 19: Aree metanizzate in Italia Figura 20: Italia come hub diterraneo del gas Figura 21: Collegamento Piombino- Isole (percorso di massima) Figura 22: Collegamento Cavarzere-Istrana (percorso di massima) Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

6 Indice delle tabelle Tabella 1: Fonti di approvvigionamento gas EU Tabella 2: Capacità di interconnessione tra i principali hub europei (Gms 3 /anno) Tabella 3: Caratteristiche tecniche collegamento Piombino-Isole Tabella 4: Diagramma dellle tempistiche relative al progetto Piombino-Isole Tabella 5: Sintesi dei costi relativi al collegamento Piombino- Isole Tabella 6: Sintesi dei benefici collegamento Piombino- Isole Tabella 7: Caratteristiche tecniche collegamento Cavarzere- Istrana Tabella 8: Diagramma dellle tempistiche relative al progetto Cavarzere-Istrana Tabella 9: Sintesi dei costi relativi al collegamento Cavarzere-Istrana Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

7 Indice dei termini utilizzati... Elenco di sigle o termini specifici utilizzati nel testo: ACQ: Annual Contracted Quantity CAM: Capacity Allocation chanisms CMP: Congestion Management Process ENTSOG: European Network of Transmission System Operators for Gas EU ETS: European Emission Trading System FER: Fonti Energetiche Rinnovabili FID: Final Investment Decision GNL : Gas Naturale Liquefatto GRIP: Gas Regional Investment Plan ITG: Infrastrutture Trasporto Gas SpA NC: Network Code OTC: Over-The-Counter PCI: Project of Common Interest SECA: SOx Emission Control Areas SEN: Strategia Energetica Nazionale TEN-E: Trans-European Energy Networks TPA: Third Party Access TSO: Transmission System Operator UIOLI: Use-It-Or-Lose-It Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

8 1. Executive summary 1.1. Sintesi del documento 1. In ottemperanza al Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 27 Febbraio 2013 adottato in osservanza di quanto richiesto dall art. 16 del Decreto Legislativo n.93/2011 recante Attuazione delle direttive 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE relative a norme comuni per il mercato interno dell energia elettrica, del gas naturale e ad una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica, nonché abrogazione delle direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE, Infrastrutture Trasporto Gas SpA, (di seguito anche ITG ), pubblica annualmente il proprio piano di sviluppo decennale delle reti di trasporto di gas naturale, a beneficio delle imprese del sistema che esercitano l attività di trasporto gas sul territorio nazionale elaborato sulla base dei criteri fissati all interno del medesimo Decreto. 2. Nel seguente piano sono evidenziate le misure infrastrutturali volte a garantire l adeguatezza del sistema a fronte delle dinamiche future di domanda e offerta di gas naturale, in modo da: i. Garantire la sicurezza degli approvvigionamenti; ii. iii. Supportare lo sviluppo di un mercato competitivo e integrato a livello europeo; Assicurare la realizzazione di un adeguata capacità di trasporto bidirezionale continua. 3. Tutti gli interventi saranno valutati nell ottica di promuovere lo sviluppo del sistema italiano come hub mediterraneo del gas, tenendo conto dell economicità ed efficacia degli investimenti e della tutela dell'ambiente. 4. Inoltre, di seguito viene fornita una descrizione dell attuale stato della rete di trasporto gas e di tutti gli elementi che la compongono, esistenti e futuri, inclusi i punti di interconnessione con i mercati adiacenti, evidenziando eventuali criticità e congestioni, attuali o previste, e gli investimenti necessari per il loro superamento. In tale contesto, saranno proposte nuove infrastrutture da costruire nel prossimo decennio. 5. Per tutti i progetti definiti è riportata un analisi dei costi e dei benefici attesi in relazione ai criteri fissati dall articolo 16 del Decreto Legislativo n.93/2011 e specificati all interno del Decreto Ministeriale del 27 Febbraio 2013, nonché le scelte adottate per minimizzare le interferenze con il territorio e gli impatti previsti sull ambiente. Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

9 6. Considerando i recenti avvenimenti a livello europeo e internazionale e i piani di sviluppo previsti dal governo italiano e pubblicati nella Strategia Energetica Nazionale, di seguito SEN, ITG crede che l Italia abbia la reale possibilità di diventare un hub del gas per l Europa diterranea. Rispetto a questa sfida, i futuri sviluppi delle infrastrutture gas e, in particolare del network di trasmissione, giocheranno un ruolo chiave. ITG in questo senso è disponibile alla realizzazione di nuove infrastrutture a beneficio del mercato ed in particolare di nuove linee e allacciamenti della propria infrastruttura con la rete nazionale. 7. Tuttavia ITG ritiene di fondamentale importanza un maggiore coraggio nell intraprendere lo sviluppo di interconnessioni transfrontaliere di trasporto intra-europee, affiancando alla riconversione delle linee originariamente realizzate per l importazione del gas al ruolo di interconnector bidirezionali nuove infrastrutture, affinché si realizzi la indispensabile magliatura della rete europea, secondo direttrici est-ovest e non solo nord-sud. 8. Sotto il profilo progettuale ITG ha individuato due obiettivi potenzialmente interessanti ai fini dello sviluppo della rete nazionale italiana; questi sono coerenti sia alla logica del rafforzamento del ruolo di hub del gas del PSV, sia all ampliamento del mercato del gas naturale sottostante, recuperando aree fino ad oggi tenute a margine dei processi di metanizzazione. Il primo progetto consiste nella realizzazione di una pipeline di collegamento tra Piombino (LI) e Cavo (LI, Isola D Elba) e di una pipeline di collegamento tra Piombino e Bastia (Corsica Francia); il secondo progetto nella realizzazione di una connessione tra Cavarzere (VE) e Istrana (TV). 9. I progetti sono stati valutati, sebbene ancora allo stato embrionale, secondo rigorosi criteri di costo e beneficio per il sistema, con differenti risultati. Il primo progetto, ove propedeutico allo sviluppo di linee interne delle isole Corsica e Sardegna, porterebbe a certi e considerevoli vantaggi per i territori interessati; il secondo è risultato potenzialmente interessante solo a fronte di uno sviluppo del nodo di Tarvisio e di un uso della linea Minerbio-Istrana in piena sinergia con la rete dell impresa maggiore. Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

10 2. Profilo della società 2.1. Chi siamo 10. Infrastrutture Trasporto Gas, è una società controllata al 100 % dal gruppo Edison S.p.A. a sua volta controllato dal gruppo Électricité de France (EDF). ITG è nata il 1 ottobre 2012 dalla scissione del ramo del trasporto di gas naturale della società Edison Stoccaggio S.p.A. ed ha sede legale a Milano (MI), in via S. Maria Valle, Con la deliberazione 404/2013/R/gas, l'autorità per l'energia Elettrica e il Gas ha adottato la decisione di certificazione finale di ITG come gestore di trasporto indipendente del gas, così come previsto dalla Direttiva europea 2009/73/CE relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale e dal relativo Decreto Legislativo di recepimento n. 93/11. ITG in qualità di gestore di trasporto indipendente prosegue il tradizionale impegno nel trasporto del gas naturale sul territorio Italiano e contribuisce al corretto funzionamento della rete di trasporto da cui dipende l accesso al gas naturale per i consumatori italiani. 12. Il trasporto di gas naturale consente la movimentazione del gas a partire dai punti di entrata della rete nazionale fino ai punti di riconsegna della rete regionale per conto del soggetto titolare di un contratto di trasporto. Le imprese di trasporto, in particolare, conferiscono capacità agli shipper, i quali acquisiscono il diritto di immettere e ritirare rispettivamente ai punti di entrata e di uscita della rete nazionale, ai punti di riconsegna sulla rete regionale e al Punto di Scambio Virtuale in qualsiasi giorno dell anno termico, un quantitativo di gas non superiore alla portata giornaliera Cosa facciamo 13. Attualmente, ITG possiede e gestisce in TPA (Third Party Access) il metanodotto Cavarzere-Minerbio che permette di collegare il terminale di rigassificazione di Rovigo con la rete di trasporto nazionale gas di Snam Rete Gas presso il punto di interconnessione di Minerbio. L infrastruttura gioca un ruolo fondamentale nella diversificazione e nella sicurezza degli approvvigionamenti energetici Italiani. Il metanodotto, unica interconnessione con il terminale di Rovigo, ha infatti permesso l apertura di un nuovo entry point nazionale e, con una capacità di trasporto di oltre 9 GSm 3 all anno, consente -a partire dal l importazione di circa il 10% del fabbisogno nazionale di gas. Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

11 3. Panoramica e trend prospettici del mercato europeo 3.1. Introduzione 14. A causa dell effetto combinato della perdurante crisi economica, dello sviluppo delle FER promosso dai regimi di incentivazione europei e della discesa dei prezzi del carbone (causato dal calo di consumi negli Stati Uniti a favore dello shale gas), i consumi di gas si stanno riducendo a livello continentale. Inoltre, l implementazione di politiche comunitarie a favore dell efficienza energetica potrebbe limitare ulteriormente la domanda di gas naturale negli anni a venire. In tale contesto, è difficile immaginare una ripresa della crescita della domanda ai livelli prefigurati in passato. 15. In Europa, a causa dell attesa contrazione della produzione domestica, la necessità di import sarà ancora alta, con ulteriori previsioni di crescita al Inoltre, gli spread tra i prezzi all ingrosso dei diversi mercati nazionali, pur in calo rispetto agli ultimi anni, anche per effetto della progressiva armonizzazione delle regole di allocazione e gestione della capacità di trasporto, dimostrano l opportunità e la necessità di realizzare una ancor maggiore integrazione tra i paesi dell Unione Europea mediante apposite infrastrutture di interconnessione, con la conseguente possibilità di ottimizzare le fonti di approvvigionamento e di creare un mercato unico europeo realmente integrato. 16. La volontà della Commissione Europea di perseguire un piano di integrazione del mercato è testimoniata anche dallo sviluppo di un quadro regolatorio omogeneo per tutti gli Stati mbri dell Unione Europea, mirato a dirimere le problematiche più rilevanti a livello di sistema gas (meccanismi di allocazione delle capacità, gestione delle congestioni, politiche di bilanciamento e sicurezza degli approvvigionamenti). 17. Questo sforzo normativo è accompagnato dall impegno per lo sviluppo del sistema infrastrutturale trans-europeo. A tal proposito, la Commissione Europea invita gli operatori a presentare annualmente i propri piani di sviluppo decennali, invitandoli ad indicare per tutti i progetti definiti un analisi costi-benefici attesi, corredata dalle scelte adottate per minimizzare le interferenze sul territorio e da un esame degli impatti previsti sull ambiente Domanda gas 18. Il gas naturale, con un peso di circa un quarto sul mix energetico primario, rappresenta ad oggi la seconda fonte di energia primaria per i consumi europei, preceduta soltanto dal petrolio. Il consumo di gas dei 27 Stati mbri dell Unione Europea, nel 2012, ammontava a circa 400 MToe, con una contrazione rispetto ai livelli pre-crisi di circa il 10%, come si può osservare in Figura 1. Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

12 Figura 1: Consumo energetico primario UE 27 Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da BP Statistics e IEA 19. Proprio la crisi economica e l impatto che questa ha avuto sulla produzione industriale sono tra i fattori principali della riduzione della domanda di gas. A questo fenomeno si va poi ad affiancare una crescita nell utilizzo delle FER nella produzione di energia elettrica che ha spiazzato parte della produzione da fonti tradizionali. 20. Per quanto riguarda la produzione di energia elettrica vanno evidenziati due fenomeni rilevanti: (i) (ii) L aumento dell incidenza della produzione da fonti rinnovabili, che, come menzionato in precedenza, ha registrato picchi di crescita significativi e inaspettati nella loro rilevanza, registrando un incremento del 15,2% nel periodo , come si evince dalla Figura 2 (particolarmente rilevante il rafforzamento del solare, che ha più che quintuplicato la sua presenza nel mix di produzione, anche se l idroelettrico e l eolico risultano ancora essere le fonti dominanti tra le FER). La perdita di competitività del gas naturale nei confronti del carbone. La scoperta di giacimenti di fonti non convenzionali a costi di produzione competitivi (il cosiddetto shale gas) negli Stati Uniti ha causato un rilevante aumento della produzione elettrica alimentata a gas naturale (che aveva un peso pari al 31% sul mix energetico totale al 2012, fonte: IEA) e il conseguente calo nei consumi di carbone per la generazione di energia. L aumentata disponibilità di offerta di carbone sui mercati internazionali ha generato a sua volta un crollo dei prezzi della commodity. Per avere un idea dell ordine di grandezza del fenomeno, basti osservare che il prezzo è passato dai 130 $/ton del Marzo 2011, a meno di 85 $/ton nel Marzo 2012 (fonte: IEA). Al trend decrescente del prezzo del carbone, va aggiunto, in ottica Europea, il collasso verificatosi nei prezzi dei titoli di emissione di anidride carbonica (CO2) scambiati nell ambito dell European Emission Trading System (EU ETS): da valori superiori agli 11 /ton nel 2011 a meno di 5 /ton nel Tale combinazione di fattori ha favorito il carbone Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

13 nella competizione per la produzione di elettricità nel continente, a discapito del gas naturale e, soprattutto, delle politiche di abbattimento delle emissioni di CO2. In Figura 2, è possibile osservare l impatto delle fonti rinnovabili sul mix di produzione elettrica e la maggiore resilienza del carbone rispetto alle altre fonti tradizionali (prodotti petroliferi e gas naturale). 21. In particolare, si prospetta che il carbone mantenga ancora un buon margine competitivo nei confronti del gas fino al 2016, anno in cui entreranno in vigore i nuovi limiti della Direttiva 2010/75/UE del Parlamento e del Consiglio Europeo del 24 novembre 2010 relativi alle emissioni industriali. Tale direttiva pone delle limitazioni alle emissioni di agenti inquinanti più restrittive per gli impianti di combustione alimentati a combustibile solido o liquido. Ovviamente la reale implementazione di tali norme dipende fortemente da come evolverà lo scenario macroeconomico nei prossimi anni, ma se l impegno preso dall Unione Europea dovesse essere mantenuto, gli impianti a gas dovrebbero trarre vantaggio da questa normativa, accrescendo quindi il loro peso nel mix di fonti per la produzione elettrica e affiancando stabilmente le FER nell ottica di una transizione verso un parco generazione a minori emissioni. 22. Gli sforzi delle istituzioni europee per quanto riguarda la produzione di energia elettrica sono volti a sostenere la crescita del peso delle fonti rinnovabili e ad incrementare il peso della generazione da impianti a gas naturale a garanzia della flessibilità della rete. Ad esempio, un intervento, anche se forse un po tardivo, della Commissione Europea in questa direzione è l introduzione di meccanismi di backloading che permettano ai prezzi della CO2 di tornare a livelli sostenibili. Se questo impegno dovesse proseguire nei prossimi anni con ulteriori e più consistenti interventi istituzionali, il gas potrebbe accrescere la propria competitività con il carbone, così da realizzare l auspicato connubio gas-rinnovabili. 23. Alle politiche comunitarie si vanno ad aggiungere, inoltre, quelle adottate a livello nazionale che spingono per la conversione parziale, ma progressivamente crescente, della produzione da nucleare e da carbone, soprattutto in Francia e Germania. In Figura 2, è riportato uno spaccato per fonte dei trend riguardanti la produzione elettrica all interno dell Unione Europea. Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

14 Figura 2: Generazione di energia elettrica UE 28 per fonte Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da BP Statistics e IEA 24. Con queste premesse, le prospettive a tendere al 2025, vedono una leggera ripresa dei consumi di gas naturale, anche se ad oggi è difficile immaginare un ritorno ai livelli pre-crisi. In aggiunta alle considerazioni sul settore power generation, va sottolineato come il ritorno alla crescita del PIL europeo dovrebbe avere un impatto positivo sulla produzione industriale e di conseguenza dare una spinta verso la ripresa della domanda di gas naturale in questo segmento. 25. Per quanto riguarda il settore residenziale, si prospetta uno sviluppo della metanizzazione dei paesi dell Europa Orientale che dovrebbe più che compensare i minori consumi energetici nel resto del continente, conseguenza delle politiche di incentivazione ad una maggiore efficienza energetica, che sono entrate in vigore o entreranno in vigore nei prossimi anni nei paesi membri dell Unione Europea. 26. In ultimo, è opportuno menzionare la crescita, sia pur su volumi ancora marginali, dell utilizzo dei gas (sia gassoso che, soprattutto, GNL) come carburante per mezzi di trasporto su terra e, in prospettiva di lungo termine, marittimi, in virtù delle restrizioni alle emissioni di SOx che dovrebbero essere estese dall International Maritime Organization (IMO) anche al di fuori delle aree SECA 1 già attive. I trend di domanda per i diversi settori di consumo sono riportati in Figura 3, mentre in Figura 4 è possibile osservare uno spaccato della domanda per nazione: 1 SOx Emission Control Areas, aree con stringenti livelli di emissione di SOx e gas serra. Attualmente in Europa esse sono relative a regioni del Mare del Nord, mar Baltico e canale d Inghilterra Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

15 Figura 3: Domanda gas UE 27 per settore di consumo Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da BP Statistics e IEA Figura 4: Domanda gas UE 27 per nazione Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da BP Statistics e IEA 3.3. Offerta gas 27. L aerea europea, al 2012, risulta essere la maggior importatrice di gas naturale, seguita dall area Asia-Pacifico. La produzione nazionale degli Stati mbri appartenenti all Unione Europea rimane la fonte principale di gas naturale per i consumi interni all Unione Europea stessa, fornendo ad oggi circa un terzo del fabbisogno annuale. Tuttavia, stiamo assistendo a un trend negativo di questo fattore, specialmente nelle aree di estrazione più mature. Incrociando questo dato con la crescita di domanda attesa, possiamo notare la necessità di importazioni addizionali rispetto a quelle già esistenti, come sintetizzato in Figura 5: Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

16 Figura 5: Domanda gas UE 27 per fonte di approvvigionamento Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da Eurostat, Entsog, IEA 28. Per quanto attiene alle importazioni di gas, bisogna ricordare come, in seguito all incidente occorso a Fukushima, il continente asiatico abbia rivolto la sua attenzione a fonti di produzione elettrica alternative al nucleare, in particolare al gas naturale. Di conseguenza, a partire dal 2012 si è assistito ad un aumento della domanda di GNL sul mercato asiatico, che ha così accresciuto il proprio appeal agli occhi degli esportatori a discapito delle richieste di import provenienti dall Europa, spingendo così numerosi operatori a dirottare i propri carichi verso oriente. Già nel 2012, si è registrata una contrazione di quasi un quarto delle consegne di GNL in Europa. Tra i maggiori esportatori di GNL verso l Europa riportiamo, in ordine decrescente di volumi: il Qatar, l Algeria e la Nigeria, che da soli provvedono a circa l 80% di questo tipo di forniture, come si può osservare in Tabella Circa l 85% dei volumi importati, tuttavia, raggiunge l Europa tramite gasdotti. Questi volumi, in gran parte, provengono dai campi di produzione di paesi europei non-ue. Le sole Norvegia e Russia nel 2012 hanno esportato verso l Unione Europea più di 200 GSm 3 di gas naturale. 30. In prospettiva futura, bisogna anche considerare l impatto che avrà sugli equilibri internazionali l estrazione di gas da riserve non convenzionali. Esplicativo in tal senso è l esempio degli Stati Uniti, che a breve diverranno esportatori netti di gas, con un impatto rilevante nel mercato GNL a livello mondiale. Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

17 Tabella 1: Fonti di approvvigionamento gas EU 27 Bcm % Produzione EU % Danimarca % Germania % Italia % Paesi Bassi % Polonia % Romania % Regno Unito % Import % di cui import tramite gasdotto % Norvegia % Altri paesi europei non UE % Federazione Russa % Algeria % Libia % di cui import tramite GNL % Algeria % Egitto % Nigeria % Qatar % Trinidad & Tobago % Peru % Norvegia % Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da BP Statistical Review of World Energy Quadro regolatorio 31. Nell ottica del raggiungimento di una maggiore integrazione dei mercati a livello comunitario, la Commissione Europea si è impegnata a fornire un sistema di regole che gli Stati mbri dovranno condividere, tramite il quale ottenere un omogeneizzazione delle procedure di gestione delle reti dei diversi paesi membri dell Unione Europea. In particolare, l impegno del legislatore europeo è focalizzato al raggiungimento di una maggiore sicurezza degli approvvigionamenti e al corretto funzionamento del sistema. 32. Ai sensi del Regolamento (UE) N. 994/10 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 20 ottobre 2010 concernente misure volte a garantire la sicurezza dell approvvigionamento di gas che abroga la direttiva 2004/67/Ce del Consiglio, ciascun Stato mbro è tenuto ad attuare le disposizioni atte a garantire la sicurezza dell approvvigionamento di gas assicurando il corretto e costante funzionamento del mercato interno del gas naturale 2. A tal fine, non solo si è provveduto a diversificare le fonti e le rotte del gas, ma si è anche affermato il cosiddetto principio N-1, per il quale gli interventi per compensare eventuali carenze nelle forniture al sistema devono essere valutati in caso di guasto dell infrastruttura di collegamento principale di 2 Cfr. Art. 1 del Regolamento (UE) N 994/2010 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 20 ottobre 2010 concernente misure volte a garantire la sicurezza dell approvvigionamento di gas che abroga la direttiva 2004/67/Ce del Consiglio disponibile sul sito Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

18 uno Stato mbro. Per questo motivo, accanto ai piani di azioni preventive e di interventi in caso di emergenza, gli sforzi sono stati indirizzati lungo tre assi di sviluppo che garantiscano il funzionamento efficiente ed efficace del sistema, vale a dire: (i) meccanismi di allocazione delle capacità, (ii) gestione delle congestioni di sistema e (iii) gestione del bilanciamento. 33. Fino ad oggi, i meccanismi di allocazione delle capacità nei punti di interconnessione all interno dell Unione Europea e nei punti di entrata/uscita da e verso paesi terzi (esclusi i punti presso i quali è installato un terminale GNL) per i prodotti di capacità transfrontaliera standard erano basati su una logica first come first served, che concedeva una sorta di diritto di precedenza ai contratti long-term dei grandi importatori e poneva, quindi, dei limiti alla concorrenza su questi mercati. 34. In data 14 ottobre 2013 è stato adottato il Regolamento (UE) N. 984/2013 della Commissione che istituisce un codice di rete relativo ai meccanismi di assegnazione di capacità nei sistemi di trasporto del gas e che integra il Regolamento (CE) n 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio il quale istituisce un codice di rete relativo ai meccanismi di assegnazione della capacità nei sistemi di trasporto del gas (Network Code on Capacity Allocation chanisms) 3 Fatto salvo quanto previsto all articolo 6 par. 1, lettera a) 4 il presente regolamento sarà operativo a partire dal 1 novembre 2015, è stato adottato conformemente alla procedura di cui all articolo 6 del Regolamento (CE) n 715/2009 di cui costituisce parte integrante ed essenziale Il regolamento in esame mira a stabilire il livello necessario di armonizzazione in tutta Europa 6, ed imporrà a ciascun Stato mbro 7 dei cambiamenti nella gestione del sistema, con l obiettivo dichiarato di aumentare la concorrenza nei mercati all ingrosso, garantire un accesso trasparente e non discriminatorio da parte di tutti gli utenti della rete ed assicurare un più corretto funzionamento del mercato interno. I principali cambiamenti riguardano i seguenti aspetti: (iii) Principi di cooperazione: l Unione Europea chiede maggiore cooperazione tra i gestori di sistemi di trasporto di paesi adiacenti, per quanto riguarda gli interventi di manutenzione di punti di interconnessione e l allineamento nei sistemi di comunicazione di nomine/rinomine. Questo si traduce nella condivisione di piattaforme informatiche gestite congiuntamente, fino 3 4 Cfr. Capo VII Disposizioni Finali 5 Per una panoramica sui tempi e modalità di adozione del Regolamento on-chanisms.aspx 6 Cfr. Considerando 5 del Regolamento 7 A tal proposito si veda anche l art. 2 del Regolamento che definisce il suo ambito di applicazione Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

19 ad arrivare ad un unica piattaforma europea, diversamente dall attuale situazione in cui sono presenti numerose piattaforme nazionali che complicano lo scambio informativo tra i diversi operatori. (iv) (v) (vi) (vii) (viii) ccanismi di assegnazione delle capacità: le capacità vengono assegnate attraverso aste aperte di prezzo ascendente o uniforme, contemporanee per tutti i punti di interconnessione interessati, per tutti i prodotti standard, in ordine decrescente di durata (annuale, trimestrale, mensile, settimanale, giornaliera, infra-giornaliera). I risultati sono resi disponibili a tutti gli utenti della rete simultaneamente, nel più breve tempo possibile, nel rispetto dei tempi tecnici per la valutazione delle offerte. Algoritmi per le aste: le aste consentono agli utenti di presentare un volume di offerte in una scala di prezzi crescenti annunciati in procedure di aggiudicazione consecutive, partendo da un prezzo di riserva fissato dall Autorità di Regolamentazione Nazionale, per ciascun prodotto di capacità standard ad ogni punto di interconnessione. Aggregazione della capacità transfrontaliera: i gestori dei sistemi di trasporto adiacenti offrono congiuntamente prodotti di capacità aggregata ( bundled ), tramite un unica procedura di aggiudicazione. In presenza di più di un punto di interconnessione fra i due sistemi, la capacità viene offerta ad un singolo punto di interconnessione virtuale. Capacità interrompibile: i gestori del sistema di trasporto offrono prodotti di capacità giornaliera interrompibile nei punti di interconnessione in cui è stata offerta la capacità continua ma è stata interamente venduta su base day-ahead, ma possono offrire anche prodotti di capacità interrompibile di maggiore durata. In caso di interruzione, i contratti di trasporto che entrano in vigore precedentemente prevalgono sui contratti di trasporto che entrano in vigore successivamente. I gestori dei sistemi di trasporto stabiliscono i motivi delle interruzioni direttamente nei loro contratti di trasporto interrompibile o nelle condizioni generali che disciplinano tali contratti. Tariffe e piattaforme di prenotazione delle capacità: la tariffa calcolata utilizzando la metodologia stabilita e/o approvata dall Autorità di Regolazione Nazionale o la tariffa stabilita e/o approvata dalla medesima autorità è utilizzata come prezzo di riserva in tutte le aste per tutti i prodotti di capacità standard con capacità continua o interrompibile. Gli introiti della vendita all asta sono ripartiti tra i gestori dei sistemi di trasporto dopo ogni transazione di capacità. I gestori offrono le capacità attraverso un unica piattaforma informatica di prenotazione con lo scopo di semplificare il processo di nomina per gli utenti della rete. Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

20 36. Per quanto riguarda le procedure di gestione delle congestioni contrattuali, rivisitate dalla Commissione Europea nel 2012 (Congestion Management Procedures, CMP) 8, l obiettivo dichiarato è quello di permettere la collaborazione tra TSO di paesi adiacenti, al fine di assicurare che le procedure siano applicate nel modo più efficace ed efficiente possibile, in accordo con quanto stabilito dal Regolamento (CE) N. 715/2009 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009 relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale e che abroga il regolamento (CE) n 1775/ In caso di congestione, i TSO responsabili delle infrastrutture coinvolte possono scegliere tra quattro meccanismi alternativi di gestione del problema: (i) (ii) (iii) Overselling & Buy- Back (OS/BB): dato che gli operatori non sempre utilizzano in toto le capacità prenotate, i TSO possono vendere capacità maggiori rispetto a quelle realmente allocabili nelle infrastrutture in questione, in modo da ottimizzare l utilizzo delle stesse (massimizzazione della saturazione delle connessioni). L overselling deve essere impostato considerando un adeguato livello di rischio, ma allo stesso tempo limitando gli sprechi di capacità inutilizzata. I TSO hanno l obbligo di interrompere la capacità interrompibile prima di procedere a qualunque buy-back. Il buy-back viene effettuato secondo un ordine di economicità nel riacquisto delle capacità, attraverso aste cui partecipano gli shipper. Il costo del buy-back è condiviso con gli utenti della rete e deve essere paragonato al costo-opportunità di non poter trasportare le capacità riacquistate. Sono inoltre previste situazioni di emergenza, per le quali il buy-back può essere annullato. La presenza di prezzi elevati sul mercato del buy-back non è considerabile come una situazione di emergenza. Firm Day-Ahead UIOLI: in caso di capacità non interrompibile, sono possibili rinomine con modifiche verso l alto fino al 50% della capacità originariamente prenotata ma non-nominata. Il resto della capacità prenotata può essere rinominata ma solo su base interrompibile. Una rinomina verso il basso è ammissibile fino al 50% della nomina. Nel caso in cui la nomina iniziale sia inferiore al 90% della capacità inizialmente prenotata, non è consentita nessuna rinomina verso il basso. La parte di capacità non-nominata che non può essere rinominata è offerta dal TSO sul mercato come capacità firm su base day-ahead, secondo il principio di Use-It-Or-Lose-It (UIOLI). Capacity surrender: i TSO devono definire i termini e le condizioni per la cessione (totale o parziale) di capacità prenotata da parte degli utenti della rete. I TSO sono obbligati ad accettare 8 Cfr. Decisione della Commissione del 24 agosto 2012 che modifica l allegato I del regolamento (CE) n 715/2009 del Parlamento Europeo e del Consiglio relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale, GUUE L 231/18 del Infrastrutture Trasporto Gas Spa - Piano Decennale di Sviluppo /64

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