DELLA TTI PER LA. Delibera

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1 INFORMAZIONI RILEVANTI UTILIZZATE AI FINI DELLA DETERMINAZIONE DEI CORRISPETTIVI DELLA RETE NAZIONALE DI GASDOT TTI PER LA PROPOSTA TARIFFARIA DELL ANNO 2014 Documento predisposto da Snam Rete Gas S.p. A. in adempimento all art della Delibera n. 514/2013/R/GAS dell Autorità per l energia elettricaa e il gas.

2 PREMESSA In adempimento all articolo 21.7 dell Allegato A della delibera 514/2013/R/GAS, dell Autorità per l energia elettrica e il gas, Snam Rete Gas rende disponibili le informazioni rilevanti utilizzate ai finii della determinazione dei corrispettivi unitari della rete nazionale dii gasdotti. I corrispettivi unitari della rete nazionale di gasdotti vengono determinati secondo quanto stabilito dall Autorità per l energia elettrica e il gas nell Allegato A della delibera 514/ /2013/R/GAS (RTTG) e sulla base della seguente articolazione procedurale: 1. RETE NAZIONALE DI GASDOTTI E DEFINIZIONE PUNTI DI ENTRATA E USCITA; 2. SIMULAZIONE DEI FLUSSI DI GASS NELLA RETE ALLAA PUNTA DII CONSUMO; 3. DETERMINAZIONE DEL COSTO DI TRASPORTO UNITARIO SULLA BASE DELLEE CAPACITA DI TRASPORTO IN FUNZIONE DEL DIAMETRO; 4. DETERMINAZIONE DELLA MATRICE ENTRY/EXIT C.D. ESTESA; 5. DETERMINAZIONE DELLA MATRICE ENTRY/EXIT C.D. RIDOTTA; ; 6. CALCOLO DEI CORRIPETTIVI NODALI (CP e e CP u ); 7. ALLOCAZIONE DEGLI AUTOCONS SUMI AI PUNTI DI ENTRATA. 1. RETE NAZIONALE DI GASDOTTI E DEFINIZIONE PUNTI DI ENTRATA E USCITA Il perimetro al quale si applica la procedura di calcoloo dei corrispettivi entry-exit è rappresentato dalla rete nazionale di gasdotti, che viene definita con cadenza annuale dal Ministero dello Sviluppo Economico ai sensi dell articolo 9 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n La Retee Nazionale di trasporto viene aggiornata per tenere conto anche della struttura di rete r che si prevede in esercizio nell anno Definizione Punti di Entrata Per l anno 2014 sono stati definiti i seguenti 63 punti di entrata nella rete nazionale gasdotti: n. 5 punti di entrata in corrisponde enza delle interconnes ssioni con i metanodotti esteri di importazione situati in prossimità di Mazara del Vallo, di Passo Gries,, di Tarvisio, di Gorizia e di Gela; n. 3 punti di entrata in corrispondenza delle interconnessioni con l impianto di rigassificazione GNL di Panigaglia,, con l impianto di rigassificazione GNL di Porto Viro ubicato a Cavarzere e con l impiantoo di rigassificazione GNL OLT di Livorno; n. 53 punti di entrata in corrispondenza dei punti di consegna c del gas dai campi di produzione nazionale. Ai fini tariffari i punti di entrata da produzionee nazionale sono stati 1

3 raggruppati in 10 aree territoriali omogenee; conseguent temente sono stati individuati 10 differenti valori dei corrispettivi unitari CPe, in analogia a quanto effettuato nel precedentee periodo regolatorio; n. 2 punti di entrata virtuale hub, uno per ogni operatore di stoccaggio (Stogit S.p.A. ed Edison Stoccaggio S.p.A.). Ai fini tariffari è stato considerato un unico corrispettivo unitario di entrata dagli stoccaggi come previsto dal comma 12.1.c della RTTG. Definizione Punti di Uscita Per l anno 2014 sono stati definiti i seguenti 13 punti di uscita dallaa rete nazionale gasdotti: n. 6 aree di prelievo distribuite su tutto il territorio nazionale; n. 5 punti per l esportazione in prossimità di Gorizia, Bizzarone, San Marino, Passo Gries e Tarvisio; n. 2 punti di uscita virtuale hub, uno per ogni operatoree di stoccaggio (Stogit S.p.A. ed Edison Stoccaggio S.p.A.). Ai fini tariffari è stato considerato un unico corrispettivo unitario di uscita dagli stoccaggi come previsto al comma 12.1.d della RTTG. Le 6 Areee di Prelievo sono state determinate sulla base degli ambiti tariffari del servizio di distribuzione del gas naturale individuati dalla Delibera ARG/gass n. 159/088 e confermate con la delibera 573/2013/R/GAS: NOC - Ambito nord occidentale, comprendente le regioni Valle d Aosta, d Piemonte e Liguria; NOR - Ambito nord orientale, comprenden nte le regioni Lombardia, Trentinoo Alto Adige, Veneto, Friuli - Venezia Giulia, Emilia Romagna; CEN - Ambito centrale, comprendente le regioni Toscana, Umbria e Marche; SOR - Ambito centro-sud orientale, comprendente le regioni Abruzzo, Molise, Puglia, Basilicata; SOC - Ambito centro-sud occidentale, comprendente le regioni Lazio e Campania; MER - Ambito meridionale, comprendentee le regioni Calabria e Sicilia. S 2

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5 2. SIMULAZIONE DEI FLUSSI DI GAS NELLA RETE ALLAA PUNTA DI CONSUMO Annualmente viene definito lo scenario per la stima dei flussi di gas alla punta di consumo con riferimento al livello di immissioni e prelievi attesi nel periodo invernale, tipicamentee un giornoo lavorativo della seconda settimana di gennaio. In particolare lo scenario considerato è il giorno di massima vendita, che è rappresentato da un giorno lavorativo della secondaa settimana di gennaio in condizioni climatiche di freddo normale. Il trasportoo di gas sulla rete viene verificato con simulazioni idrauliche eseguite utilizzando un apposito sistema di simulazione,, sviluppatoo ad hoc per una retee magliata quale è quella esercita da Snam Rete Gas e permette di: a) modellizzare la rete rappresentandola con tratti di rete che c uniscono i punti significativi, chiamati punti di calcolo ; tali punti corrispondono, nel modello, m add elementi fisici f quali i nodi principali di connessione tra lee condotte, i punti di stacco di derivazioni o di reti di distribuzione, i cambi di diametro, le variazioni consistenti del profilo altimetrico dellee condotte. I punti di calcolo sono posti pure in corrispondenza delle centrali di compressione e dei punti di immissione in rete dalle importazioni o dalle produzionii nazionali più consistenti; b) modellizzare le centrali di compressione, prevedendo l applicazione del criterio di controlloo caratteristico della centrale per la ripartizione della portataa tra le unità; simulare il punto di lavoro di compressori e turbine, con un modello matematico che descrivee le curve caratteristiche effettive delle singolee macchine, risultanti dalle rilevazioni in campo (ove disponibili) oppure dalle curve attese ( expected ) fornitee dai costruttori; tale simulazione consente di determinare il perimetroo di funzionamento delle centralii basato sulle effettivee curve limite (antisurge, minimo e massimo numero di giri, massima m potenza); c) calcolare, risolvendo un sistema di equazioni relative ai bilanci di energia, di portata, di composizione ed equazioni di trasporto secondo formule e modelli riconosciuti dallaa letteratura scientifica e dalle associazioni tecniche del gas, le seguenti grandezze: pressione, temperatura e composizione del gas in tutti i punti di rete rappresentati; portata e composizione del gas in ogni tratto; punti di lavoro delle centrali d compressione; parametri operativi negli elementi speciali (centrali, valvole, importazioni, pozzi, stoccaggi, prelievi). 4

6 I modelli di calcolo utilizzati adottano le seguenti principali equazioni di base: Calcolo delle perdite di carico Equazione di stato per il calcolo di Z e dei fattori derivati Calcolo del friction factor Calcolo della viscosità Equazione di Fergusson Equazione BWR Equazione di Colebrook Metodo di Dean-Stiel L obiettivo della simulazione fluidodinamf ica consiste nella cosiddetta mappatura dei flussi dominanti, vale a dire nell individuazione, in ciascun tratto di rete nel n quale è stata suddivisa la retee nazionale di gasdotti, del flusso di gas dominante (o prevalente) nello n scenario di massima vendita sopra descritto; tale distribuzione di flusso inn ciascuna tratta di retee consente di: - individuare, per ciascun percorso possibile del gas da un punto di entrataa a un punto di uscita della rete nazionale: - le tratte in flusso (dove il percorsoo del gas ha la stessaa direzione del flusso dominante) alle quali si attribuisce un costo di trasporto pari al 100% del costo unitario di trasporto; - le tratte in controflusso (dove( il percorso del gas è in direzione opposta a quella del flusso dominante), per le quali è prevista, in luogo del costo intero, l attribuzione di una percentuale ridotta (14%) del costo unitario di trasporto; - calcolare le medie ponderate qualora in unn punto di entrata ed in un punto di uscita siano sottesi rispettivamente più punti di consegna e riconsegna; tale operazione permette di passare dallaa matrice estesa alla matrice ridotta. 5

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8 3. DETERMINAZIONE DEL COSTO DI TRASPORTO UNITARIO SULLA BASE DELLEE CAPACITA DI TRASPORTO IN FUNZIONE DEL DIAMETRO La rete nazionale di gasdotti viene schematizzata in: - nodi o punti di intercettazione e derivazione importanti (di seguito: PIDI), che sono i punti fisicii della rete che corrispondono a punti di interconnessione o punti di prelievo importanti; - tratti elementari di rete, vale a dire le tratte di rete comprese fra due PIDI, caratterizzati da una lunghezza e da un diametro. A ciascun tratto elementare di rete è associato un costo di trasporto unitario in funzione della lunghezza e del diametro considerato. Il costo unitario di trasporto di ciascuna tratta viene calcolato applicando la seguente formula: CT=IS * (α + β +γ ) / QT dove: CT è il costo unitario di trasporto, espresso in euro/mc/g/km; IS è il costo specifico, espresso in euro/km e variabile in funzionee del diametro del gasdotto; α, β e γ sono parametri utilizzati per riportare ad un singolo annoo il costo di investimento specifico e rappresentano rispettivamentee la remunerazione del capitale investito, l ammortamento e i costi di gestione; QT è la portata teorica del gasdotto, espressa in mc/g, e determinata attraverso la seguentee formula semplificata: QT 2 P 1 P L * K 2 2 P1 è la pressione iniziale dell elemento di rete; P2 è la pressione finale dell elemento di rete; L è la lunghezza del gasdotto; K è una costante in funzione del diametro, del peso specificoo del gas, della temperatura, del coefficientee di attrito e del coefficiente di comprimibilità. Per la determinazionee della portata teorica QT, si fa riferimento al a diagramma di Colebrook-White per i diametri medio-grandi e al diagramma di Weymouth per i diametri medioo piccoli. Per il calcoloo della portata teorica QT in funzione del diametro, si assume una u perditaa di carico quadraticaa P2/km pari a 15 bar 2 /km, un criterio tipicamente riscontrabile nella letteratura tecnica di settore. 7

9 Il costo di trasporto per ciascunaa tratta è direttamentee proporzionale alla lunghezza del gasdotto; per calcolare il costo di trasportoo di una tratta di lunghezza L, il costo unitarioo di trasporto per unità di lunghezza viene moltiplicato per una lunghezza L del tratto di gasdotto. 4. DETERMINAZIONE DELLA MATRICE ENTRY/EXIT C.D. ESTESA Ai fini della determinazione della matrice entry-exit estesa, a ciascuna combinazione di punti di entrata (entry) e PIDI viene associato un costo unitario di trasporto Ci,j (euro/mc/g). Tale costoo unitario è calcolato come somma dei costi unitari di trasporto riferiti alla serie di elementi di retee che costituiscono ciascuna combinazione entry PIDI, determinati secondo il criterio descritto precedentemente. Ai fini dell individuazione dei percorsi da ciascun punto di entrataa a ciascun punto di uscita, vienee considerato il criterio del costoo minimo. Vale a dire che per ciascuno dei possibili percorsi alternativi tra ciascuna coppia di punto di entrata e di punto di uscita u vienee calcolato un costo di trasporto pari alla somma dei costi relativi a ciascuna tratta elementare facente parte del percorsoo e ai fini del calcolo della matrice viene utilizzato il percorso caratterizzato dal minimo costo. 5. DETERMINAZIONE DELLA MATRICE ENTRY/EXIT C.D. RIDOTTAA La determinazione della matrice entry-exitt condensata o ridotta, avviene aggregando i PIDI di ciascuna area di prelievo o uscita, effettuando una media ponderata dei costi di trasporto t in funzione dei flussi in uscita da ciascun PIDI dell area di prelievo. Nel periodo di regolazione vigente sono state considerate sei aree di uscita in corrispondenza con gli ambiti tariffari definiti dall Autorità per il servizio di distribuzione. Nella tabella sottoriportata vengono normalizzati i valori che rappresentanoo i rapporti relativi dei costi associati a ciascuna tratta. 8

10 Punti di entrata Mazara del Vallo Gela Passo Gries Tarvisio Gorizia GNL Panigaglia GNL Cavarzere GNL OLT Livorno Hub 1 - Ripalta Hub 2 - Ravenna Hub 3 - Rubicone Hub 4 - Falconara Hub 5 - Pineto Hub 6 - S.Salvo Hub 7 - Candela Hub 8 - Monte Alpi Hub 9 - Crotone Hub 10 - Gagliano San Salvo Sabbioncello Minerbio Sergnano Settala Brugherio Ripalta Corte Collalto Cellino Castel Bolognese Bordolano NOC SOR SOC NOR CEN Nord Centro-sud Centro-sud Nord Orientale Centrale Occidentale Orientale Occidentale 1,00 0,88 0,84 0,73 0,73 0,93 0,82 0,78 0,67 0,67 0,18 0,18 0,25 0,30 0,22 0,37 0,26 0,35 0,40 0,31 0,31 0,19 0,28 0,33 0,25 0,31 0,23 0,24 0,29 0,21 0,27 0,17 0,17 0,22 0,13 0,43 0,32 0,14 0,24 0,16 0,11 0,05 0,111 0,15 0,07 0,21 0,09 0,100 0,15 0,06 0,22 0,10 0,100 0,16 0,07 0,25 0,14 0,111 0,18 0,09 0,26 0,15 0,111 0,17 0,11 0,30 0,18 0,14 0,12 0,11 0,37 0,25 0,21 0,10 0,18 0,50 0,39 0,35 0,24 0,24 0,64 0,53 0,48 0,38 0,37 0,88 0,77 0,73 0,62 0,61 0,30 0,18 0,14 0,12 0,11 0,21 0,10 0,12 0,17 0,09 0,19 0,08 0,09 0,13 0,05 0,11 0,05 0,111 0,16 0,07 0,11 0,06 0,12 0,17 0,09 0,12 0,06 0,13 0,18 0,09 0,11 0,05 0,111 0,15 0,07 0,14 0,07 0,111 0,15 0,07 0,34 0,23 0,31 0,36 0,28 0,29 0,17 0,13 0,19 0,13 0,22 0,11 0,08 0,13 0,04 0,15 0,06 0,100 0,15 0,07 MER Meridionale S. SALV0 SABBIONCELLO 0,23 0,60 0,72 0,18 0,55 0,66 0,30 0,20 0,15 0,40 0,28 0,23 0,33 0,22 0,17 0,29 0,19 0,15 0,22 0,13 0,09 0,24 0,15 0,23 0,16 0,07 0,02 0,15 0,07 0,03 0,16 0,08 0,04 0,18 0,09 0,07 0,19 0,10 0,08 0,13 0,00 0,11 0,09 0,06 0,17 0,09 0,18 0,29 0,06 0,30 0,41 0,14 0,50 0,61 0,13 0,00 0,11 0,17 0,09-0,13 0,05 0,02 0,16 0,07 0,02 0,17 0,09 0,04 0,18 0,09 0,04 0,16 0,07 0,02 0,16 0,07 0,02 0,36 0,25 0,20 0,22 0,13 0,10 0,13 0,05 0,05 0,15 0,07 0,02 MINERBIO SERGNANO SETTALA Aree di uscita 0,70 0,76 0,78 0,81 0,77 0,64 0,71 0,72 0,75 0,71 0,14 0,13 0,12 0,15 0,12 0,23 0,22 0,24 0,27 0,23 0,17 0,17 0,18 0,21 0,17 0,14 0,20 0,21 0,23 0,19 0,07 0,14 0,16 0,18 0,14 0,21 0,28 0,29 0,32 0,28 0,02 0,02 0,02 0,04-0,01 0,08 0,100 0,12 0,08 0,02 0,09 0,11 0,13 0,09 0,05 0,12 0,14 0,16 0,12 0,06 0,13 0,15 0,17 0,13 0,09 0,16 0,18 0,20 0,16 0,15 0,22 0,24 0,26 0,22 0,27 0,34 0,35 0,38 0,34 0,39 0,46 0,47 0,50 0,46 0,60 0,66 0,68 0,71 0,67 0,09 0,16 0,18 0,20 0,16 0,03 0,08 0,100 0,13 0,08-0,07 0,09 0,11 0,07 0,02-0,02 0,04 0,00 0,03 0,02-0,03 0,01 0,04 0,02 0,000 0,00 0,02 0,02 0,02 0,02 0,04-0,02 0,05 0,05 0,08 0,04 0,20 0,20 0,21 0,24 0,20 0,09 0,15 0,17 0,20 0,16 0,03 0,10 0,11 0,14 0,10 0,02 0,03 0,05 0,07 0,03 6. CALCOLO DEI CORRIPETTIVI NODALI (CPe e CP u ) BRUGHERIO RIPALTA COR TE C OLLALTO CELLINO 0,77 0,76 0,64 0,71 0,70 0,58 0,13 0,19 0,23 0,23 0,14 0,31 0,17 0,08 0,26 0,16 0,20 0,22 0,15 0,13 0,16 0,28 0,27 0,18 0,00 0,06 0,10 0,09 0,07 0,10 0,10 0,08 0,11 0,13 0,11 0,13 0,14 0,12 0,00 0,17 0,15 0,03 0,23 0,21 0,09 0,34 0,33 0,21 0,46 0,45 0,33 0,67 0,66 0,54 0,17 0,15 0,03 0,09 0,08 0,12 0,07 0,06 0,09 0,01 0,06 0,11 0,02 0,08 0,12 0,02 0,08 0,12 0,00 0,06 0,10 0,00 0,06 0,10 0,20 0,07 0,28 0,16 0,15-0,10 0,09 0,08 0,04 0,06 0,10 CASTEL BOLOGNESE BORDOLANO SVIZZERA - BIZZARONE SLOVENIA - GORIZIA R.S.MARINO 0,70 0,77 1,07 0,93 0,91 0,64 0,71 1,01 0,87 0,84 0,15 0,13 0,20 0,27 0,44 0,23 0,23 0,44 0,16 0,53 0,17 0,17 0,38-0,47 0,14 0,21 0,40 0,28 0,43 0,08 0,14 0,35 0,21 0,35 0,18 0,28 0,51 0,37 0,38 0,02 0,02 0,18 0,13 0,29 0,02 0,09 0,28 0,14 0,20 0,03 0,09 0,29 0,15 0,15 0,06 0,13 0,32 0,19 0,16 0,07 0,14 0,34 0,20 0,17 0,10 0,16 0,37 0,23 0,21 0,16 0,23 0,44 0,30 0,28 0,27 0,34 0,58 0,44 0,41 0,39 0,46 0,71 0,58 0,55 0,60 0,67 0,95 0,82 0,79 0,10 0,16 0,37 0,23 0,21 0,04 0,09 0,28 0,14 0,31 0,00 0,07 0,26 0,12 0,27 0,02 0,00 0,18 0,13 0,29 0,04 0,02 0,18 0,15 0,31 0,04 0,02 0,18 0,15 0,31 0,02 0,02 0,18 0,13 0,29 0,02 0,06 0,22 0,13 0,29 0,20 0,20 0,41 0,18 0,49 0,09 0,16 0,36 0,22 0,20 0,00 0,10 0,30 0,16 0,27 0,02 0,00 0,22 0,12 0,29 PASSO GRIES TARVISIO 0,97 0,86 0,91 0,80-0,20 0,35-0,28 0,02 0,30 0,21 0,25 0,14 0,41 0,30 0,08 0,06 0,18 0,07 0,19 0,08 0,23 0,12 0,24 0,13 0,27 0,16 0,34 0,23 0,48 0,37 0,62 0,51 0,86 0,75 0,27 0,16 0,18 0,07 0,16 0,05 0,09 0,06 0,08 0,07 0,09 0,08 0,08 0,06 0,13 0,06 0,31 0,11 0,26 0,15 0,20 0,09 0,12 0,05 L ultimo passaggio è finalizzato al calcolo dei valori dei corrispettivi unitari in ciascun punto di entrata e di uscita in modo da minimizzare, nel rispetto dei vincoli definiti nella delibera 514/2013/R/gas, la somma dellee differenze quadratiche tra i corrispettivi CPii e CPj e i costi unitarii del trasporto Ci,j individuati per ciascuna tratta da ciascun punto di entrataa i a ciascun punto di uscita j. In termini matematici ciò significa applicare il seguente criterio di minimizzaziom one:, 2 I vincoli che devono essere considerati nellaa risoluzione dell algoritmo di calcolo sono: - l esclusione delle soluzioni nella quali i corrispettivi assumono valori negativi; - l attribuzione del 50% del vincolo sui ricavi ai punti di entrata e l attribuzione del 50% del vincoloo sui ricavi ai punti di uscita; - le differenze tra i valori dei corrispettivi unitari relativi a punti di uscita contigui non devonoo superare il 30% del valore medio nazionale dei corrispettivi CPu; - il prodotto dei corrispettivi unitari per le capacità previste in conferimento deve essere uguale ai ricavi di riferimento relativi alla rete nazionale di gasdotti. 9

11 Nella tabella seguentee vengono riportate lee tariffe scalate e definitive per il rispetto del vincolo dei ricavi con l attribuzione del 50% dei ricavi aii punti di entrata e del 50% dei ricavi ai punti di uscita e dei vincoli precedentemente esposti. Mazara del Vallo Gela Passo Gries Tarvisio Gorizia GNL Panigaglia GNL Cavarzere GNL OLT Livorno Prod Naz. - Hub 1 Prod Naz. - Hub 2 Prod Naz. - Hub 3 Prod Naz. - Hub 4 Prod Naz. - Hub 5 Prod Naz. - Hub 6 Prod Naz. - Hub 7 Prod Naz. - Hub 8 Prod Naz. - Hub 9 Prod Naz. - Hub 10 S. SALVO SABBIONCELLO MINERBIO SERGNANO SETTALA BRUGHERIO RIPALTA CORTE COLLALTOO CELLINO CASTEL BOLOGNESE BORDOLANO ENTRY TARIFFE Scalate (Euro/a/Smc/g) 3, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , EXIT NOC Nord Occidentale NOR Nord Orientale CEN Centrale SOR Centro-sud Orientale O SOC Centro-sud Occidentale MER Meridionale S. SALVO SABBIONCELLO MINERBIO SERGNANO SETTALAA BRUGHERIO RIPALTAA CORTE COLLALTO CELLINO CASTEL BOLOGNESE E BORDOLANO SVIZZERA SLOVENIA (Gorizia Esp.) R.S.MARINO PASSO GRIES TARVISIO 1, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,

12 7 ALLOCAZIONE DEGLI AUTOCONS SUMI AI PUNTI DI ENTRATA I valori percentuali specifici di autoconsumoo (fuel gas e consumi di linea) sono determinati come principio attribuendo per ogni punto di entrata le centrali di compressione in proporzione al proprioo volume immesso previsto a budget. Il quantitativo di gas di autoconsumo, stimato per l anno 2014, 2 rapportato ai quantitativii complessivamente previsti in immissione nei punti di entrata della rete di trasporto, risulta pari a 0,15%. Tale valore medio è stato ripartito sui singoli punti di entrata della rete nazionale secondoo un criterio che consente di riflettere la correlazione tra i quantitativi di gass di autoconsumo e i quantitativi di gas immessi in ciascun punto di entrata. In particolare si evidenzia come il trasporto dei quantitativi di gas g immessi nei punti di entrataa ubicati a sud richiede percentualmente maggiori quantitativi di gas di autoconsumo rispetto al trasporto dei quantitativi immessi nei punti di entrata ubicati a nord essendoo maggiore la distanzaa mediamente percorsa. Esiste pertanto una correlazionee tra i quantitativi di gas di autoconsumo e la distanza mediamente percorsa dai quantitativi immessii in ciascun punto di entrata. I criteri di cui all articolo 12.1 della RTTG stabiliscono un analogaa correlazione tra i corrispettivi di capacità dei punti di entrata della rete nazionale e la distanza mediamente percorsa dai quantitativii immessi in ciascun punto di entrata. Per tale motivo, al fine di garantire la più ampia trasparenza e oggettività nelle modalità di calcoloo delle percentuali di autoconsumo, si è provveduto a ripartire la percentuale media di autoconsumoo su ciascun punto di entrata della rete nazionale con la stessaa proporzione con cui sono stati ripartiti i relativi corrispettivi di capacità. 11

13 Tabella correlazione quota di autoconsumo attribuibile ai punti di entratata Punti di Entrata Mazara del Vallo Gela Passo Gries Tarvisio Gorizia GNL Panigaglia GNL Cavarzer re GNL OLT Livorno Casteggio Caviaga Fornovo Ovanengo Piadena Oves st Pontetidone Quarto Rivolta d'adda Soresina Trecate Casalborsetti Collalto Medicina Montenevoso Muzza Ravenna Mare Ravenna Mare Lido Adriano Santerno Spilamberto B.P. Vittorio V. (S. Antonio) Rubicone Falconara Fano Carassai Cellino Grottammare Montecosaro Pineto S. Giorgio M. Capparuccia San Benedetto T. Settefinestre/ Passatempo Fonte Filippo Larino Ortona Poggiofiorito Reggente S. Stefano M. Candela Roseto/T. Vulgano Torrente Tona Calderasi/Monteverdese Metaponto Monte Alpi Pisticci A.P./ B.P. Sinni (Policoro) Crotone Hera Lacinia Bronte Comiso Gagliano Mazara/Lippone Noto Tariffa , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Ripartizione Autoconsumi % 0,319773% 0,292502% 0,052177% 0,092224% 0,064464% 0,073195% 0,045837% 0,093327% 0,017955% 0,030786% 0,030786% 0,039799% 0,039799% 0,039799% 0,039799% 0,039799% 0,039799% 0,065827% 0,065827% 0,065827% 0,118290% 0,118290% 0,118290% 0,118290% 0,118290% 0,173144% 0,173144% 0,271239% 0,271239% 0,271239% 0,271239% 0,271239% 12