IL MERCATO DEL GAS NATURALE IN ITALIA: NORMATIVA E OPPORTUNITÀ

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1 IL MERCATO DEL GAS NATURALE IN ITALIA: NORMATIVA E OPPORTUNITÀ

2 SVILUPPO DEL SISTEMA GAS Nuovi gasdotti in progetto Stato dei progetti per nuovi terminali GNL

3 Nuovi gasdotti in progetto Progetto Società Ingresso in Italia TAP (Grecia- Albania-Italia) Situazione: IGI Interconnector Italia-Grecia Situazione: Interconnectirol (Italia-Austria) Situazione: GALSI (Algeria- Italia) Situazione: TGL (Germania- Austria-Italia) Situazione: Capacità nominale G(m3)/anno Lunghezza km Completamento studio di fattibilità Previsione inizio esercizio TAP AG (Egl e Statoil Hydro per quote paritetiche) Brindisi 10/ Stipulato contratto di fornitura con Iran per 5,5 G(m 3 )/anno per 25 anni; Tractebel Engineering Italy si è aggiudicata nel gennaio 2009 la fase ingegneristica e di pianificazione; firmato accordo intergovernativo tra Italia e Albania nel marzo 2009; avviata indagine dei fondali marini nel tratto di mare tra Italia e Albania IGI Poseidon SA (Depa 50%; Edison Otranto 8/ %) Progetto inserito dalla CE tra i 5 assi prioritari di approvvigionamento. Concessa e ratificata esenzione dei terzi al 100% per 25 anni. Avviata in aprile 2009 la gara per le attività di verifica e certificazione della progettazione SEL (Provincia di Bolzano Bressanone 1,3 48 In corso - 93,9%) Finanziamento concesso nell'ambito del Regolamento TEN. La società SEL ha ottenuto la proroga al 31/12/2009 per il completamento dello studio di fattibilità GALSI (Sonatrach 41,6%; Edison 20,8%; Enel 15,6%; Sfirs 11,6%; Hera Trading 10,4%) Porto Botte (Carbonia- Iglesias) Firmato accordo intergovernativo fra Italia e Algeria. Attesa per il 2009, la decisione finale sullo investimento è stata rinviata a giugno 2010, in attesa della conclusione dell'iter autorizzativo (avviato a luglio 2008) e degli studi integrativi ingegneristico-ambientali per l'ottimizzazione del progetto. Progetto inserito tra quelli da finanziare nell'ambito del piano UE Consorzio Tauerngasleitung Studien und Planungsgesellschaft Mbh (E.On Rurhgas 45; varie società austriache 55%) Malborghetto (Udine) 11,4 290 In corso; previsto il completamento per l'autunno 2009 Nel secondo trimestre del 2009 dovrebbe svolgersi una open season per l'allocazione di 4,55 G(m 3 )/anno. Sono in corso contatti tra le istituzioni in vista di un accordo specifico per la realizzazione dell'infrastruttura 2015 Fonte: Ministero dello sviluppo economico

4 Stato dei progetti per nuovi terminali GNL Progetti, società proponenti, capacità di rigassificazione in G(m3)/anno e stato delle autorizzazioni a marzo 2009 Progetto Società Capacità Previsione inizio esercizio Porto Levante offshore (RO) Terminale GNL Adriatico (Edison 10%, Exxon Mobil 45%, Qatar Terminal Limited 45%) stato: Il terminale a mare, costruito in Spagna, è arrivato a destinazione nel settembre A gennaio 2009 è stata rilasciata l'autorizzazione integrata ambientale. Operatività prevista per luglio Conclusa la procedura pubblica di open season. Edison Stoccaggio ha completato la realizzazione del metanodotto denominato "Cavarzere-Minerbio", della lunghezza di circa 83 km e facente parte della Rete nazionale dei gasdotti, che verrà collegato al terminale offshore Brindisi Brindisi LNG (100% British Gas Italia) 8 n.d. stato: La procedura di VIA sul progetto di rigassificatore nell'area di Capobianco, avviata a gennaio 2008, è tuttora in corso. La società British Gas sta fornendo le integrazioni richieste a fine aprile 2009 dal Ministero dell'ambiente. Toscana offshore (LI) OLT Offshore LNG Toscana (E.On 46,79%, Iride Mercato 41,71%, ASA 5,08%, OLT Energy Toscana 3,73%, Golar LNG 2,69%) 3,75 estendibili a 4, stato: Richiesta esenzione totale del TPA per 20 anni; la domanda è in istruttoria. Nel marzo 2008 la Saipem si è aggiudicata il contratto per la costruzione del terminale. Nel settembre 2008 il Consiglio di Stato ha sospeso le sentenze del TAR che, accogliendo i ricorsi di Greenpeace e di alcuni abitanti, aveva annullato l'autorizzazione alla costruzione e all'esercizio del rigassificatore Rosignano (LI) EDISON - BP - Solway 8 n.d. stato: Il procedimento autorizzativo è tuttora in corso. Nel marzo 2008 Edison ha integrato lo studio di impatto ambientale come richiesto dalla Commissione VIA e dalla Regione Toscana. Nel luglio 2008 il TAR toscano ha respinto i ricorsi proposti da Edison contro l'autorizzazione rilasciata dal Ministero dello sviluppo economico nel 2006 per il terminale (concorrente) di Livorno Gioia Tauro (RC) LNG MedGas Terminal (Fingas - Sorgenia e Iride 69,8% Medgas Italia - gruppo Belleli e Azienda Energetica Etschewerke di Bolzano 30,2%) stato: VIA positiva nel settembre 2008; autorizzazione del Ministero dello sviluppo economico attesa per l'estate Nel giugno 2008 ha ottenuto un finanziamento dalla Commissione europea per 1,6 M, nell'ambito del progetto TEN-E. Intanto, nel marzo 2008, LNG Medgas Terminal ha chiesto al Ministero dello sviluppo economico di apporre il vincolo sui terreni per la realizzazione del gasdotto di collegamento del terminale alla rete nazionale. Stipulato un protocollo d'intesa con gli enti locali Taranto Gas Natural Internacional 8 n.d. stato: Accordo con Snam Rete Gas per la costruzione del gasdotto di collegamento alla rete nazionale una volta autorizzato il progetto. Nel luglio 2008 il Comitato VIA della Regione Puglia ha espresso parere negativo sul rigassificatore. Nel luglio 2008 la giunta regionale ha deliberato parere sfavorevole della Regione nell'ambito della procedura di VIA Fonte: Ministero dello sviluppo economico

5 Stato dei progetti per nuovi terminali GNL Progetti, società proponenti, capacità di rigassificazione in G(m3)/anno e stato delle autorizzazioni a marzo 2009 Progetto Società Capacità Previsione inizio esercizio Zaule (TS) Gas Natural Internacional stato: Accordo con Snam Rete Gas per la costruzione del gasdotto di collegamento alla rete nazionale una volta autorizzato il progetto. Nel luglio 2008 il Ministero dell'ambiente ha inviato informazioni al corrispondente ministero sloveno ai fini della valutazione degli impatti transfrontalieri e ha inoltrato alla Commissione VIA le osservazioni dell'amministrazione slovena. Nel settembre 2008 Italia e Slovenia hanno deciso di istituire un gruppo tecnico per affrontare il tema dei due rigassificatori da costruire nel golfo di Trieste Trieste offshore (TS) Terminale Alpi Adriatico (Endesa Europa 100%) 8 n.d. stato: Nel marzo 2008 è stata proposta una nuova localizzazione dell'impianto e aggiornato lo studio d'impatto ambientale. La società ha chiesto il rilascio della concessione demaniale per la nuova localizzazione. La proposta di nuova localizzazione è stata posta all'esame della Commissione tecnica del Ministero dell'ambiente nel settembre 2008 Porto Empedocle (AG) Nuove Energie (Enel 90% ) stato: Procedimento autorizzativo di competenza della Regione Sicilia. Nell'aprile 2008 parere positivo della Commissione VIA con prescrizioni (presentazione del progetto del gasdotto di collegamento alla Rete nazionale). Nel settembre 2008 ha ottenuto il decreto favorevole di compatibilità ambientale con prescrizioni. La Conferenza dei Servizi della Regione Sicilia ha dato il via libera definitivo alla costruzione del rigassificatore nel gennaio 2009 Rada di Augusta (SR) ERG Power&Gas - Shell Energy Italia 8 n.d. stato: Procedimento autorizzativo di competenza della Regione Sicilia. Nel maggio 2008 ha ottenuto parere positivo dalla Commissione VIA con prescrizioni. Emesso nel settembre 2008 il decreto favorevole di compatibilità ambientale con prescrizioni Ravenna (RA) Atlas Ing. (Gruppo Belleli) 8 n.d. stato: Impianto offshore all'esame del Ministero dello sviluppo economico Porto Recanati (MC) Gaz de France GdF-Suez 5 n.d. stato: Impianto offshore all'esame del Ministero dello sviluppo economico (una versione aggiornata del progetto è stata sottoposta da Gaz de France nell'aprile 2008) Portovenere (SP) GNL Italia (Eni 100%) 4, stato: Potenziamento del terminale di Panigaglia di Eni che ne porterebbe la capacità dagli attuali 3,5 a 8 G(m 3 ). Procedimento di VIA avviato nel luglio Il Comune di Portovenere ha espresso parere contrario. Nel maggio 2008 il Ministero dell'ambiente ha chiesto chiarimenti e integrazioni nell'ambito della procedura di VIA. La giunta regionale ligure ha confermato nell'aprile 2009 la propria posizione negativa nell'ambito della Commissione VIA Fonte: Ministero dello sviluppo economico

6 SVILUPPO DEL SISTEMA GAS La Piattaforma di negoziazione per l offerta delle quote di GAS importato P - GAS

7 Piattaforma di negoziazione per l offerta delle quote di GAS importato P - GAS Principi Generali approccio graduale per arrivare alla realizzazione di una borsa del gas Finalità fornire uno strumento che agevoli l adempimento dell obbligo di offerta delle quote import facilitare l incontro tra domanda e offerta creare uno strumento di facile utilizzo rendere più efficaci gli strumenti di flessibilità oggi esistenti minimizzare i costi di transazione-6 incrementare la trasparenza dei prezzi Vincoli tenuti in considerazione compatibilità con l attuale struttura della filiera nel settore del gas semplicità di accesso e utilizzo sicurezza delle transazioni tempi di realizzazione Fasi di realizzazione 10/05/2010: avvio P-GAS con GME broker 01/10/2010: assunzione del ruolo di controparte centrale del GME sulla P-GAS

8 Piattaforma di negoziazione per l offerta delle quote di GAS importato P - GAS Soluzione proposta per la gestione delle quote import di gas naturale Piattaforma di negoziazione (P-GAS) gestita dal GME Deve essere utilizzata dagli operatori soggetti all obbligo di offerta Può essere utilizzata anche da altri operatori che intendono vendere quote gas Entra in vigore il 10 Maggio 2010 Modalità di organizzazione e funzionamento disciplinate da Regolamento Predisposto dal GME Approvato dal MSE, sentita l AEEG Ammissione Funzionamento (modalità di contrattazione) Pubblicità dei dati Sanzioni, contestazioni e controversie Allegati al Regolamento Stesso iter di approvazione del Regolamento Modello di domanda di ammissione Contratto di adesione Disposizioni tecniche di funzionamento (DTF) Entrano in vigore con pubblicazione sul sito internet del GME Norme attuative e procedimentali del Regolamento (es. modalità di accesso alla piattaforma, tipologia dei contratti negoziati, modalità di presentazione delle offerte) Modalità di offerta e consegna delle quote import sono stabilite dall AEEG

9 Piattaforma di negoziazione per l offerta delle quote di GAS importato P - GAS Proposta di Regolamento P-GAS: aspetti generali Soggetti ammissibili Tutti quelli abilitati a operare sul PSV Modalità di negoziazione Negoziazione continua Prodotti negoziati Anno termico Mese Ruolo del GME Gestore della piattaforma Nessun ruolo di controparte centrale svolto dal GME La gestione delle garanzie, della fatturazione e dei pagamenti viene svolta direttamente dagli operatori Piattaforma di negoziazione web-based, accessibile tramite certificato digitale 2 tipi di operatori Venditori Acquirenti

10 RICHIAMO TARIFFARIO TARIFFA PER IL SERVIZIO DI TRASPORTO E DISPACCIAMENTO DEL GAS NATURALE del. ARG/gas/184/09 (TUTG parte II RTTG) Viene applicata alle imprese di trasporto Le tariffe è da intendersi come tariffa massima. Le imprese di trasporto applicano le tariffe, e le eventuali riduzioni, assicurando trasparenza e parità di trattamento tra utenti

11 TARIFFA PER IL SERVIZIO DI TRASPORTO E DISPACCIAMENTO DEL GAS NATURALE del. ARG/gas/184/09 (TUTG parte II RTTG) T = (Ke * CPe) + (Ku * CPu) + (Kr * CRr) + V * (CV +CV P ) CPe - CPu: Corrispettivi di capacità di rete nazionale applicati alle capacità conferite nei punti di entrata (Ke) e di uscita (Ku); CRr: Corrispettivo di capacità di rete regionale applicati alle capacità conferite nei punti di riconsegna (Kr); CV + CV P : Corrispettivi variabili applicati al quantitativo di gas (V) immesso in rete;

12 TARIFFA PER IL SERVIZIO DI MISURA DEL TRASPORTO DI GAS NATURALE del. ARG/gas/184/09 (TUTG parte III RMTG) TM = Kr * (CM + τ) Kr: capacità conferita all utente nel punto di riconsegna della rete di trasporto; CM: Corrispettivo unitario di capacità per il servizio di misura del trasporto del gas naturale sulla rete di trasporto; τ : è la componente tariffaria a copertura di eventuali squilibri tra i ricavi effettivi e le spettanze;

13 ENERGINDUSTRIA RAGIONI SOCIALI FORNITE

14 ENERGINDUSTRIA PDR FORNITI

15 CONTRATTI FORNITURA GAS NATURALE ANNO TERMICO Cluster Consumi PDR Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Consumi PDR Cluster Cluster Cluster Cluster Cluster Totale Consumi PDR Totale Consumi Azienda singola Totale trattative

16 Contratti fornitura gas naturale

17 CONTRATTI FORNITURA GAS NATURALE ANNO TERMICO

18 CONTRATTI FORNITURA GAS NATURALE LE TRATTATIVE

19 CONTRATTI FORNITURA GAS NATURALE LE TRATTATIVE

20 HOME PAGE Banner Gas Trading

21 PER ADERIRE AL CONSORZIO - Domanda di ammissione - Mandato a trattare le condizioni di fornitura - Scheda con i dati tecnici - Consumi mensili - Capacità giornaliera - PDR - Matricola contatore - ReMi - Scadenza contratto e termini di preavviso per la disdetta

22 Le analisi delle offerte nel libero mercato Composizione degli indici energetici It Tipicamente gli indici energetici sono composti da un paniere di combustibili I combustibili che entrano negli indici sono: Gasolio Olio BTZ Olio ATZ Mix di greggi Brent Cambio /$ Nella formula di aggiornamento del prezzo vengono prese in considerazione le medie delle quotazioni di questi combustibili

23 Le analisi delle offerte nel libero mercato Composizione degli indici energetici It PANIERE GAS RELEASE (9,1,1) In questo paniere sono presenti: Gasolio, BTZ e Greggi I pesi dei combustibili all interno del paniere preso in considerazione sono: 0,49 * Gol + 0,38 * BTZ + 0,13 * Greggi (9,1,1) cosa vuol dire? Si calcola la media delle quotazioni dei combustibili di 9 mesi Si considera i valori dal mese precedente a quello di fornitura e dei 9 mesi precedenti Si aggiorna il prezzo del gas ogni mese

24 Le analisi delle offerte nel libero mercato

31 Le analisi delle offerte nel libero mercato I dati richiesti dai fornitori Volumi mensili o giornalieri Cg % Volumi invernali su totale Codice Remi Codice PDR (solo aziende allacciate ad una rete di un distributore locale) Matricola contatore Comune Scadenza contratto in essere Eventuali esigenze particolari dell Azienda

32 Le analisi delle offerte nel libero mercato Principali parametri che influenzano un offerta Profilo dei consumi mensili o giornalieri previsto Cg % Volumi invernali su totale Codice Remi Numero di contatori interessati

33 Le analisi delle offerte nel libero mercato OFFERTE CON RIFERIMENTO IL SERVIZIO DI TUTELA delibera 64/09 e s.m.i. (TIVG)

34 Le analisi delle offerte nel libero mercato ATTENZIONE!! Due offerte che hanno uguale P 0 ma panieri diversi e modalità di aggiornamento diverse portano ad effettivi prezzi di fornitura diversi nel corso del contratto È importante capire quali combustibili entrano nell offerta che vi propongono e su che periodo vengono calcolate le medie dei combustibili Per questo motivo è preferibile effettuare delle simulazioni disponendo della previsione di andamento dei combustibili ed eventualmente provare ad ipotizzare degli scenari di andamento dei combustibili stessi In alternativa sarebbe opportuno chiedere offerte ai vari fornitori imponendo un paniere di riferimento scelta dall azienda in modo da rendere più facilmente confrontabili le varie offerte

35 Le analisi delle offerte nel libero mercato ATTENZIONE!! Anche i parametri delle offerte devono essere uguali per rendere confrontabili le offerte Due offerte che hanno uguale P 0 ma Vrif, Cg e %Vinv diverse non sono in realtà confrontabili È importante capire se nell offerta sono compresi i costi di distribuzione (quando sono previsti) o se sono esclusi Bisogna chiarire se ci sono altri oneri che vengono aggiunti in fattura e come eventuali aggiornamenti dei parametri vengono recepiti dal contratto

36 Le analisi delle offerte nel libero mercato ATTENZIONE!! Reperibilità delle quotazioni storiche dei combustibili Reperibilità delle previsioni di andamento dei combustibili Sviluppare le competenze per analizzare le offerte dei fornitori

37 Le analisi delle offerte nel libero mercato LE CLAUSOLE CONTRATTUALI Nell analizzare il contratto, oltre al prezzo, è opportuno porre attenzione a questi aspetti Penalità per superamento della capacità Presenza di eventuali conguagli di fine anno Modalità di pagamento Richiesta di garanzie Interessi di mora in caso ritardo dei pagamenti Sospensione della fornitura: le cause Durata del contratto e rinnovo tacito Clausola risolutiva espressa Risoluzione del contratto Autorizzazione al trattamento dei dati per la privacy Clausole sulla lettura dei contatori Clausole sulla manutenzione dei contatori

38 IMPOSIZIONE FISCALE DEL GAS NATURALE Uso Civile 1 fascia - fino a 120 m3/anno = 4,4 c /m3 (IVA 10%) Accisa 2 fascia - da 121 a 480 m3/anno = 17,5 c /m3 (IVA 10%) 3 fascia - da 481 a m3/anno = 17,0 c /m3 (IVA 20%) 4 fascia - oltre i m3/anno = 18,6 c /m3 (IVA 20%) Add Regionale 1 fascia - fino a 120 m3/anno = 0,7747 c /m3 2 fascia - da 121 a 480 m3/anno = 2,3241 c /m3 3 fascia - da 481 a m3/anno = 2,5823 c /m3 4 fascia - oltre i m3/anno = 3,0987 c /m3 Accisa = 1,2498 c /m3 (se consumo annuo maggiore di m3 è ridotta del 40%) Uso Industriale Addizionale Regionale = 0,6249 c /m3 (se consumo annuo maggiore di m3 è ridotta a 0,5165 c /m3) Esclusi processi di riduzione chimica, elettrolitici, metallurgici (Cod 23 ex Cod DJ 27 ) e mineralogici (Cod 27 ex Cod DI 26) Cogenerazione Accisa = 0,04493 c /m3 sul gas utilizzato per la produzione di energia elettrica stimato in 0,25 m3/kwh (in caso di autoproduzione di e.e. le aliquote sono ridotte al 30% => 0, c /m3) Add Regionale non applicata Micro-cogenerazione per teleriscaldamento per usi civili è assimilato all'uso industriale

39 APPLICAZIONE DELL IVA DPR 633/72 Tabella A parte III (103) indica i beni e servizi soggetti all'aliquota del 10%: 103) energia elettrica per uso domestico; energia elettrica e gas per uso di imprese estrattive e manifatturiere comprese le imprese poligrafiche, editoriali e simili; gas, gas metano e gas petroliferi liquefatti, destinati ad essere immessi direttamente nelle tubazioni delle reti di distribuzione per essere successivamente erogati.

40 GRAZIE PER L ATTENZIONE

41 Contrà Motton San Lorenzo, 15 - Vicenza ing. Franco Maitan f.maitan@assind.vi.it Area Tecnica: ing. Leonardo Zampiva l.zampiva@assind.vi.it ing. Stefano Zennaro s.zennaro@assind.vi.it ing. Marco Busin m.busin@assind.vi.it ing. Ivan Dal Lago i.dallago@assind.vi.it ing. Christian Tecchio c.tecchio@assind.vi.it sig.ra Lorena Tagliaferro sig.ra Marina Marchioro Tel / Fax consorzio@energindustria.it