Articolo 29 Informazioni da pubblicare prima dell'asta annuale per la capacità annua

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1 Obblighi di pubblicazione ai sensi del Capo VIII del Regolamento della Commissione Europea 2017/460 del 16 marzo 2017 che istituisce un codice di rete relativo a strutture tariffarie armonizzate per il trasporto del gas ( Codice TAR ) Articolo 29 Informazioni da pubblicare prima dell'asta annuale per la capacità annua Articolo 30 Informazioni da pubblicare prima del periodo tariffario 5 dicembre 2017

2 Sommario Articolo 29 - Informazioni da pubblicare prima dell'asta annuale per la capacità annua (a). (i) Prezzi di riserva per i prodotti di capacità continua per i punti di interconnessione (a). (ii) - Moltiplicatori e fattori stagionali per prodotti di capacità con durata inferiore all'anno (a). (iii) - Giustificazione dell'autorità per il livello dei moltiplicatori (b). (i) - Tariffe per prodotti di capacità interrompibile per i punti di interconnessione (b). (ii). 1) - Elenco dei prodotti di capacità interrompibile con indicazione della probabilità di interruzione e del livello di sconto applicato (b). (ii). 2) - Spiegazione della modalità di calcolo della probabilità di interruzione (b). (ii). 3) - Dati storici o previsti, o entrambi, utilizzati per stimare la probabilità di interruzione... 5 Articolo 30 - Informazioni da pubblicare prima del periodo tariffario (a) - Capacità tecnica ai punti di entrata e di uscita e ipotesi associate (a). (ii) - Capacità contrattuale prevista ai punti di entrata e di uscita e ipotesi associate (a). (iii) - Quantità e direzione del flusso di gas per i punti di entrata e di uscita e ipotesi associate (a). (iv) - Rappresentazione strutturale della rete di trasporto (a). (v) - Informazioni tecniche aggiuntive sulla rete di trasporto (b) - Informazioni sui ricavi dei TSO (b). (i) - Ricavi consentiti dei gestori del sistema di trasporto (b). (ii) - Informazioni relative alle variazioni annuali dei ricavi (b). (iii). 1 - Valore dell'attivo immobilizzato netto delle categorie di beni incluse nel capitale investito riconosciuto (b). (iii). 2 - Costo del capitale e metodologia di calcolo (b). (iii). 3 - Informazioni sulla spesa in conto capitale (b). (iii). 4 - Informazioni sulle spese operative (b). (iii). 5 - Meccanismi di incentivazione e obiettivi di efficienza (b). (iii). 6 - Indici di inflazione (b). (iv) - Ricavi relativi ai servizi di trasporto (b). (v) - Informazioni sulla ripartizione dei ricavi (b). (vi) - Ricavi effettivamente ottenuti e riconciliazione con i ricavi consentiti (b). (vii) - Uso previsto del premio d'asta (c). (i) - Tariffa di trasporto applicata ai volumi trasportati (c). (ii) - Tariffe per gli altri servizi (c). (iii) - Tariffe per prodotti di capacità continua per i punti diversi dai punti di interconnessione (a). (i) - Variazione delle tariffe di trasporto per l'anno 2018 rispetto alle tariffe (a). (ii) - Variazione stimata delle tariffe di trasporto per l'anno 2019 rispetto alle tariffe (b) - Modello tariffario semplificato... 19

3 Articolo 29 - Informazioni da pubblicare prima dell'asta annuale per la capacità annua 29. (a). (i) Prezzi di riserva per i prodotti di capacità continua per i punti di interconnessione Vengono di seguito riportati i corrispettivi di capacità continua (prezzi di riserva) in corrispondenza dei Punti di Interconnessione con altri paesi UE per i prodotti di durata annuale. I corrispettivi di capacità per i prodotti standard di durata inferiore all anno sono determinati applicando ai corrispettivi di capacità annuali, riproporzionati su base giornaliera, i coefficienti moltiplicativi riportati nella tabella di cui al successivo punto 29. (a). (ii) AT gen-dic gen-dic ott-set ott-dic gen-set Tipologia punto Punto Tariffa Tariffa PCS Punti di entrata Punti di uscita Tariffa in kwh AT Tariffa in kwh /a/smc/g /a/smc/g kwh/smc /a/kwh/g /a/kwh/g Tarvisio 1, , , , , Gorizia 0, , , , , Tarvisio 0, , , , , Gorizia 1, , , , , (a). (ii) - Moltiplicatori e fattori stagionali per prodotti di capacità con durata inferiore all'anno Vengono di seguito riportati i moltiplicatori applicati ai prodotti di durata inferiore all'anno così come definiti dall'autorità per l energia elettrica il gas e il sistema idrico (di seguito: AEEGSI) nella Deliberazione 575/2017/R/gas. Annuale 1 Trimestrale 1,2 Mensile 1,3 Giornaliera 1,5 Infragiornaliera 1,5 29. (a). (iii) - Giustificazione dell'autorità per il livello dei moltiplicatori I moltiplicatori sono stati definiti in modo da risultare inversamente proporzionali alla durata del conferimento (minore è il periodo di conferimento, maggiore è il valore del coefficiente), in modo da privilegiare, a garanzia della sicurezza del sistema, i contratti di approvvigionamento di durata maggiore, massimizzando la saturazione delle capacità di trasporto nei punti di immissione con i quantitativi relativi a tali contratti. (Rif. Relazione AIR alla Deliberazione n. 184/09 AEEGSI). 29. (a). (iv) - Giustificazione per l'applicazione di eventuali fattori stagionali Non è prevista l'applicazione di fattori stagionali. 29. (b). (i) - Tariffe per prodotti di capacità interrompibile per i punti di interconnessione Vengono di seguito riportati i corrispettivi di capacità interrompibile (prezzi di riserva) in corrispondenza dei Punti di Interconnessione con altri paesi UE per prodotti di durata annuale. I corrispettivi di capacità per i prodotti standard di durata inferiore all anno sono determinati applicando ai corrispettivi di capacità annuali, riproporzionati su base giornaliera, i coefficienti moltiplicativi riportati nella tabella di cui al precedente punto 29. (a). (ii). Tipologia punto Punti di entrata Punto Sconto applicato AT gen-dic gen-dic ott-set ott-dic gen-set Tariffa Tariffa PCS Tariffa in kwh AT Tariffa in kwh % /a/smc/g /a/smc/g kwh/smc /a/kwh/g /a/kwh/g Tarvisio 15% 1, , , , , Gorizia 15% 0, , , , ,

4 29. (b). (ii). 1) - Elenco dei prodotti di capacità interrompibile con indicazione della probabilità di interruzione e del livello di sconto applicato L elenco dei prodotti standard di capacità interrompibile unitamente alla descrizione delle probabilità di interruzione è disponibile al seguente link (Ref. Codice di Rete Capitolo e Capitolo e 3.6) Vengono di seguito riportate le caratteristiche di interruzione per i prodotti di durata annuale, trimestrale e mensile ai Punti di Entrata cui si applica uno sconto pari al 15% del relativo corrispettivo di capacità continua. Per i prodotti interrompibili di durata giornaliera e infragiornaliera si applica l equivalente corrispettivo di capacità continua per la capacità che risulta confermata così come previsto al capitolo e 3.6 del Codice di Rete.

5 29. (b). (ii). 2) - Spiegazione della modalità di calcolo della probabilità di interruzione 29. (b). (ii). 3) - Dati storici o previsti, o entrambi, utilizzati per stimare la probabilità di interruzione Le capacità di trasporto di tipo continuo sono quelle risultanti negli scenari di trasporto più gravosi prevedibili sulla rete. Tali quantità risultano trasportabili a richiesta degli utenti cui vengono conferite in ogni momento dell anno, eccetto che nei periodi di manutenzione delle strutture. L effettivo esercizio della rete può tuttavia in molti casi essere effettuato anche con valori di pressione inferiori, accettabili a livello operativo ma che non possono essere considerati usuali in sede di determinazione ex ante delle capacità che saranno conferite. In questi casi, che costituiscono situazioni comunque compatibili con l esercizio, si possono evidenziare capacità di trasporto ulteriori, rispetto a quelle continue. Al fine di valutare tali capacità vengono utilizzati parametri di riferimento nel calcolo idraulico (tipicamente le pressioni minime lungo la rete) meno restrittivi rispetto a quelli utilizzati per la determinazione delle capacità continue. La capacità può aumentare ulteriormente a causa della variazione del mercato giornaliero, infatti la variabilità dei prelievi a seconda delle condizioni climatiche, consente, nel periodo invernale a causa dell abbassamento della temperatura che comporta un aumento dei prelievi, di immettere una maggiore quantità di gas dai punti d importazione. Per tale motivo vengono offerti valori di capacità interrompibili superiori nei mesi invernali rispetto a quelli estivi. Il trasportatore si riserva la possibilità di poter ridurre la quantità di gas importato, in maniera sia totale sia parziale, ogni qual volta le condizioni lo richiedano, a salvaguardia dello stato della rete e della sicurezza d esercizio, massimizzando il soddisfacimento della domanda del mercato. La disponibilità viene quindi assicurata a meno di eventi particolari sulla rete (assetti di prelievo ridotti su tutta la rete o sulla parte di essa che influenza le trasportabilità di un importazione; richieste di pressione elevate in alcuni punti lungo la linea di importazione per fare fronte a richieste locali di mercato superiori al previsto o ad assetti particolari della rete). Considerate le condizioni sopra descritte con cui sono determinate le capacità interrompibili, la maggiore probabilità di accadimento dell interruzione è in corrispondenza dei periodi di minore ritiro del mercato quale ad esempio i week end e i periodi festivi e i periodi invernali caratterizzati da climatiche particolarmente miti. Anche sui punti di uscita interconnessi con l estero viene offerta capacità di traporto interrompibile. In particolare sul punto di uscita di Tarvisio la capacità è subordinata alla presenza di un flusso fisico in ingresso o di un flusso fisico nullo nel punto di entrata di Passo Gries, mentre nel punto di uscita di Passo Gries la capacità interrompibile è virtuale ed è subordinata alla presenza di un flusso fisico in uscita dall'italia verso la Svizzera inferiore o uguale a 5 MSm3/g o di un flusso fisico in ingresso. La probabilità di interruzione di tali situazioni è pertanto legata alle scelte commerciali degli utenti della rete.

6 Articolo 30 - Informazioni da pubblicare prima del periodo tariffario (a) - Capacità tecnica ai punti di entrata e di uscita e ipotesi associate La capacità tecnica non risulta rilevante ai fini della metodologia dei prezzi di riferimento utilizzata. Informazioni sulle capacità tecniche sono disponibili ai seguenti link: (a). (ii) - Capacità contrattuale prevista ai punti di entrata e di uscita e ipotesi associate Vengono di seguito riportate le capacità previste in conferimento utilizzate ai fini della determinazione dei corrispettivi di capacità. Ai fini della loro valutazione vengono presi in considerazione i contratti di capacità già sottoscritti alla data di predisposizione della proposta tariffaria, unitamente alle previsioni di ulteriori conferimenti elaborate sulla base di conferimenti storicamente rilevati e delle nuove attivazioni. ENTRY Capacità di trasporto (10^3 Smc/g) Mazara del Vallo Gela Passo Gries Importazioni Tarvisio Gorizia 0 GNL Panigaglia GNL Cavarzere GNL OLT Livorno Hub 1 - Nord Occid. 163 Hub 2 - Nord Orient Hub 3 - Rubicone Hub 4 - Falconara Produzioni Nazionali Hub 5 - Pineto 546 Hub 6 - S. Salvo 76 Hub 7 - Candela 402 Hub 8 - Monte Alpi Hub 9 - Crotone Hub 10 - Gagliano 483 S. Salvo Sabbioncello Minerbio Sergnano Settala Stoccaggi Brughiera Ripalta Cortemaggiore Collalto Castel Bolognese Cellino 835 Bordolano 0 TOTALE ENTRY Aree di Uscita da RN Stoccaggi Esportazioni EXIT Capacità di trasporto (10^3 Smc/g) Nord Occidentale Nord Orientale Centrale Centro-sud Orientale Centro-sud Occidentale Meridionale S. Salvo Sabbioncello Minerbio Sergnano Settala Brughiera Ripalta Cortemaggiore Collalto Castel Bolognese Cellino 671 Bordolano 318 Bizzarone 823 Gorizia 0 San Marino 362 Passo Gries 900 Tarvisio 0 TOTALE EXIT Punti di Riconsegna Capacità di trasporto (10^3 Smc/g) Nord Occidentale Nord Orientale Aree di Uscita da RN Centrale Centro-sud Orientale Centro-sud Occidentale Meridionale TOTALE ai Punti di Riconsegna

7 (a). (iii) - Quantità e direzione del flusso di gas per i punti di entrata e di uscita e ipotesi associate Viene di seguito riportata la rappresentazione dei flussi di gas dominanti all interno della rete di trasporto utilizzata nell ambito della metodologia dei prezzi di riferimento ai fini della determinazione dei corrispettivi di entrata ed uscita dalla rete nazionale. 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 viene definito annualmente. In particolare lo scenario considerato è il giorno di massima vendita, che è rappresentato da un giorno lavorativo della seconda settimana di gennaio in condizioni climatiche di freddo normale. Il trasporto di gas sulla rete viene verificato con simulazioni idrauliche eseguite utilizzando un apposito sistema di simulazione, sviluppato ad hoc per una rete magliata quale è quella esercita da Snam Rete Gas. L obiettivo della simulazione fluidodinamica consiste nella cosiddetta mappatura dei flussi dominanti, vale a dire nell individuazione, in ciascun tratto di rete nel quale è stata suddivisa la rete nazionale di gasdotti, del flusso di gas dominante (o prevalente) nello scenario di massima vendita sopra descritto (a). (iv) - Rappresentazione strutturale della rete di trasporto Una rappresentazione dettagliata della rete di trasporto è disponibile al seguente link: (a). (v) - Informazioni tecniche aggiuntive sulla rete di trasporto Informazioni relative a lunghezza e diametri dei tratti elementari di rete utilizzate ai fini del calcolo dei costi unitari di trasporto per la determinazione della matrice Entry/Exit sono disponibili al seguente link

8 (b) - Informazioni sui ricavi dei TSO per l anno (b). (i) - Ricavi consentiti dei gestori del sistema di trasporto Valore totale Consorzio della Media Valtellina per il Trasporto del Gas Energie Rete Gas GP Infrastrutture Trasporto Infrastrutture Trasporto Gas S.p.a Valore per TSO Metanodotto Alpino Netenergy Service Retragas SGI S.p.a. Snam Rete Gas S.p.a. Ricavi dei TSO Monetari per corrispettivi Monetari di riferimento In natura Ricavi per il calcolo dei corrispettivi CPe, CPu, CRr, CV e CM Ricavi di riferimento per il calcolo dei corrispettivi esclusi componenti di conguaglio e fattori correttivi Autoconsumi e perdite GJ Gas non contabilizzato GJ (b). (ii) - Informazioni relative alle variazioni annuali dei ricavi Valore totale Consorzio della Media Valtellina per il Trasporto del Gas Energie Rete Gas GP Infrastrutture Trasporto Infrastrutture Trasporto Gas S.p.a Valore per TSO Metanodotto Alpino Netenergy Service Retragas SGI S.p.a. Snam Rete Gas S.p.a. Variazioni annuali su anno precedente Monetari In natura Ricavi per il calcolo dei corrispettivi CPe, CPu, CRr, CV e CM % 1,9% 3,8% 118,6% 8,4% -0,6% -1,3% 0,2% 3,5% 7,4% 1,7% Autoconsumi e perdite % 152,1% 10,4% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 376,8% -0,7% 6,4% 163,6% Gas non contabilizzato % 0,0% (b). (iii). 1 - Valore dell'attivo immobilizzato netto delle categorie di beni incluse nel capitale investito riconosciuto Valore totale Consorzio della Media Valtellina per il Trasporto del Gas Energie Rete Gas GP Infrastrutture Trasporto Infrastrutture Trasporto Gas S.p.a Valore per TSO Metanodotto Alpino Netenergy Service Retragas SGI S.p.a. Snam Rete Gas S.p.a. Terreni Fabbricati Metanodotti (condotte e derivazioni) Valore dell'attivo Centrali di compressione immobilizzato netto Impianti di regolazione e riduzione della pressione delle categorie di beni Sistemi informativi incluse nella RAB Altre immobilizzazioni materiali Immobilizzazioni immateriali Misuratori Immobilizzazioni in corso Totale Attivo Immobilizzato Netto Capitale investito riconosciuto (RAB)

9 (b). (iii). 2 - Costo del capitale e metodologia di calcolo Il tasso di remunerazione del capitale investito è pari al 5,4% in termini reali pre-tasse. La metodologia di calcolo definita dalla Deliberazione AEEGSI 2 dicembre 2015, 583/2015/R/com è disponibile al seguente link: (b). (iii). 3 - Informazioni sulla spesa in conto capitale Per determinare il valore iniziale dei beni si utilizza la metodologia del costo storico, come desumibile dai dati di bilancio, così come definita al Comma 3.5, Allegato A (RTTG) della Deliberazione AEEGSI 575/2017/R/gas, disponibile al seguente link: La rivalutazione annuale dei beni avviene mediante l applicazione del deflatore degli investimenti fissi lordi, così come definito al Comma 3.5, Allegato A (RTTG) della deliberazione AEEGSI 575/2017/R/gas. L evoluzione del valore dei beni avviene secondo le metodologie sopra riportate. Valore totale Consorzio della Media Valtellina per il Trasporto del Gas Energie Rete Gas GP Infrastrutture Trasporto Infrastrutture Trasporto Gas S.p.a Valore per TSO Metanodotto Alpino Netenergy Service Retragas SGI S.p.a. Snam Rete Gas S.p.a. Terreni Non ammortizzati Fabbricati 40 anni Metanodotti (condotte e derivazioni) 50 anni Centrali di compressione 20 anni Tempi di Impianti di regolazione e riduzione della pressione 20 anni ammortamento e Sistemi informativi 5 anni importi per tipo di bene Altre immobilizzazioni materiali 10 anni Immobilizzazioni immateriali 5 anni Misuratori 20 anni Immobilizzazioni in corso Non ammortizzate Totale ammortamenti

10 (b). (iii). 4 - Informazioni sulle spese operative Valore totale Consorzio della Media Valtellina per il Trasporto del Gas Energie Rete Gas GP Infrastrutture Trasporto Infrastrutture Trasporto Gas S.p.a Valore per TSO Metanodotto Alpino Netenergy Service Retragas SGI S.p.a. Snam Rete Gas S.p.a. Spese operative riconosciute Ricavi derivanti dall'applicazione del corrispettivo variabile CV a copertura dei costi operativi, determinati pro-forma come prodotto tra CV e Volumi di riferimento (b). (iii). 5 - Meccanismi di incentivazione e obiettivi di efficienza Media Ponderata Consorzio della Media Valtellina per il Trasporto del Gas Energie Rete Gas GP Infrastrutture Trasporto Infrastrutture Trasporto Gas S.p.a Valore per TSO Metanodotto Alpino Netenergy Service Retragas SGI S.p.a. Snam Rete Gas S.p.a. Meccanismi di incentivazione e obiettivi di efficienza Tasso annuale prefissato di variazione del recupero di produttività rilevante ai fini dell'aggiornamento del corrispettivo variabile CV a copertura dei costi operativi % 1,3% 0,0% 0,0% 3,9% 0,0% 0,0% 2,2% 0,0% 1,6% 1,3% (b). (iii). 6 - Indici di inflazione Il tasso di inflazione rilevante ai fini dell aggiornamento del corrispettivo variabile CV a copertura dei costi operativi è pari allo -0,1%, mentre il deflatore degli investimenti fissi lordi rilevante ai fini della rivalutazione degli incrementi patrimoniali è pari allo 0,3% (b). (iv) - Ricavi relativi ai servizi di trasporto Valore totale Consorzio della Media Valtellina per il Trasporto del Gas Energie Rete Gas GP Infrastrutture Trasporto Infrastrutture Trasporto Gas S.p.a Valore per TSO Metanodotto Alpino Netenergy Service Retragas SGI S.p.a. Snam Rete Gas S.p.a. Ricavi per il calcolo dei corrispettivi CPe, Monetari su rete nazionale CPu e CV Ricavi relativi ai servizi Monetari su rete regionale Ricavi per il calcolo del corrispettivo CRr di trasporto Autoconsumi e perdite GJ In natura Gas non contabilizzato GJ

11 (b). (v) - Informazioni sulla ripartizione dei ricavi La suddivisione tra i ricavi relativi ai servizi di trasporto derivanti da tariffe applicate alla capacità e i ricavi relativi ai servizi di trasporto derivanti da tariffe applicate ai volumi trasportati, calcolata come ricavi per la determinazione dei corrispettivi nazionali CPe e Cpu sommati ai Ricavi per il calcolo del corrispettivo CRr) divisi per i Ricavi derivanti dall'applicazione del corrispettivo variabile CV a copertura dei costi operativi (determinati pro-forma come prodotto tra CV e Volumi di riferimento di cui all'art RTTG), risulta pari a 7,7. La suddivisione tra i ricavi derivanti da tariffe di trasporto applicate alla capacità su tutti i punti di entrata e i ricavi derivanti da tariffe di trasporto applicate alla capacità su tutti i punti di uscita, definita relativamente ai ricavi monetari di rete nazionale (corrispettivi CPe e CPu) risulta pari a 40% Entry - 60% Exit. La suddivisione tra i ricavi provenienti dall uso della rete intra-sistemico sia sui punti di entrata che sui punti di uscita e i ricavi provenienti dall uso della rete inter-sistemico sia sui punti di entrata che sui punti di uscita, il cui calcolo è effettuato come indicato all articolo 5 del Regolamento CE n. 460/2017, porta ad un valore del parametro CompCAP di cui art. 5(3)c pari al 7,0% e del parametro CompCOMM di cui art. 5(4)c pari allo 0% (b). (vi) - Ricavi effettivamente ottenuti e riconciliazione con i ricavi consentiti Valore totale Consorzio della Media Valtellina per il Trasporto del Gas Energie Rete Gas GP Infrastrutture Trasporto Infrastrutture Trasporto Gas S.p.a Valore per TSO Metanodotto Alpino Netenergy Service Retragas SGI S.p.a. Snam Rete Gas S.p.a. I gestori operano secondo un sistema ibrido di revenue cap per la parte di ricavi relativa ai costi di Ricavi effettivi capitale, e di price cap per la parte di ricavi relativa ai costi operativi. Recupero delle somme rispetto ai ricavi consentiti L'ammontare delle somme da recuperare rispetto ai ricavi consentiti è dato dalla somma delle quote di FCN e FCR ammesse nell'anno di applicazione della tariffa. Include anche il recupero delle somme di competenza degli anni passati. Il periodo di riconciliazione è pari ad 1 anno. Solo qualora l'ammontare da riconciliare superi una determinata soglia, tale ammontare è ripartito anche nei 4 anni successivi. (Rif. Commi , Allegato A (RTTG) della Deliberazione AEEGSI 575/2017/R/gas) (b). (vii) - Uso previsto del premio d'asta Eventuali premi d'asta concorrono ad una riduzione dei ricavi di riferimento da recuperare mediante l'applicazione dei corrispettivi di trasporto di rete nazionale.

12 (c). (i) - Tariffa di trasporto applicata ai volumi trasportati Viene di seguito riportato il corrispettivo unitario variabile CV, applicato ai volumi di gas immessi ai Punti di Entrata della rete di trasporto. Corrispettivo variabile Tariffa Tariffa /smc /smc 0, , Tale corrispettivo è stato determinato ai sensi degli articoli 13 comma 1 e 19 comma 10 dell Allegato A (RTTG) alla Deliberazione AEEGSI 575/2017/R/gas, disponibile al seguente link: (c). (ii) - Tariffe per gli altri servizi Vengono di seguito riportati il corrispettivo per il servizio di misura e le percentuali di gas riconosciute dagli utenti in natura a copertura di autoconsumi, perdite di rete e gas non contabilizzato. Corrispettivo per il servizio di misura Tariffa Tariffa /a/smc/g /a/smc/g 0, , Percentuale di gas a copertura degli autoconsumi Percentuale di gas a copertura delle perdite di rete Percentuale di gas a copertura del gas non contabilizzato % % Diverso per punto (v. tab. sotto) 0,219028% 0,107677% 0,100332% 0,106122% 0,102858% Percentuale di gas a copertura degli autoconsumi Mazara del Vallo 0,047630% Carassai 0,003174% Gela 0,043337% Cellino 0,003174% Passo Gries 0,008656% Grottammare 0,003174% Tarvisio 0,014383% Montecosaro 0,003174% Gorizia 0,010017% Pineto 0,003174% GNL Panigaglia 0,003586% S. Giorgio M. 0,003174% GNL Cavarzere 0,007261% Capparuccia 0,003174% GNL OLT Livorno 0,004381% San Benedetto T. 0,003174% Casteggio 0,001161% Settefinestre/Passatempo 0,003174% Caviaga 0,001161% Fonte Filippo 0,004324% Fornovo 0,001161% Larino 0,004324% Montello 0,001161% Ortona 0,004324% Ovanengo 0,001161% Poggiofiorito 0,004324% Piadena Ovest 0,001161% Cupello 0,004324% Pontetidone 0,001161% Reggente 0,004324% Quarto 0,001161% S. Stefano M. 0,004324% Rivolta d'adda 0,001161% Candela 0,008416% Soresina 0,001161% Roseto/T. Vulgano 0,008416% Trecate 0,001161% Torrente Tona 0,008416% Casalborsetti 0,001652% Calderasi/Monteverdese 0,016665% Collalto 0,001652% Metaponto 0,016665% Nervesa Della Battaglia 0,001652% Monte Alpi 0,016665% Medicina 0,001652% Guardia Perticara 0,016665% Montenevoso 0,001652% Pisticci A.P./ B.P. 0,016665% Muzza 0,001652% Sinni (Policoro) 0,016665% Ravenna Mare 0,001652% Crotone 0,021442% Ravenna Mare Lido Adriano 0,001652% Hera Lacinia 0,021442% Santerno 0,001652% Bronte 0,040098% Spilamberto B.P. 0,001652% Comiso 0,040098% Vittorio V. (S. Antonio) 0,001652% Gagliano 0,040098% Rubicone 0,001161% Mazara/Lippone 0,040098% Falconara 0,002927% Noto 0,040098% Fano 0,002927% 2017

13 (c). (iii) - Tariffe per prodotti di capacità continua per i punti diversi dai punti di interconnessione Vengono di seguito riportati i corrispettivi di capacità continua (prezzi di riserva) in corrispondenza dei punti diversi dai punti di Interconnessione con altri paesi UE per i prodotti di durata annuale. I corrispettivi di capacità per i prodotti standard di durata inferiore all anno sono determinati applicando ai corrispettivi di capacità annuali, riproporzionati su base giornaliera, i coefficienti moltiplicativi riportati nella tabella di cui al successivo punto 29. (a). (ii) AT AT gen-dic gen-dic ott-set ott-dic gen-set Tipologia punto Punto Tariffa Tariffa PCS Tariffa in kwh Tariffa in kwh /a/smc/g /a/smc/g kwh/smc /a/kwh/g /a/kwh/g Passo Gries 0, , , , , Mazara del Vallo 4, , , , , Gela 3, , , , , GNL Panigaglia 0, , , , , GNL Cavarzere 0, , , , , GNL Livorno 0, , , , , Hub Stoccaggi 0, , , , , Casteggio 0, , , , , Caviaga 0, , , , , Fornovo 0, , , , , Montello 0, , , , , Ovanengo 0, , , , , Piadena Ovest 0, , , , , Pontetidone 0, , , , , Quarto 0, , , , , Rivolta d'adda 0, , , , , Sarmato NA 0, , NA 0, Soresina 0, , , , , Trecate 0, , , , , Casalborsetti 0, , , , , Collalto 0, , , , , Bagnacavallo NA 0, , NA 0, Formignana NA 0, , NA 0, Medicina 0, , , , , Montenevoso 0, , , , , Muzza 0, , , , , Nervesa Della Battaglia 0, , , , , Ravenna Mare 0, , , , , Ravenna Mare Lido Adriano 0, , , , , Sant'Agata Bolognese NA 0, , NA 0, Santerno 0, , , , , Spilamberto B.P. 0, , , , , Vittorio V. (S. Antonio) 0, , , , , Rubicone 0, , , , , Falconara 0, , , , , Fano 0, , , , , Punti di entrata Carassai 0, , , , , Cellino 0, , , , , Grottammare 0, , , , , Montecosaro 0, , , , , Pineto 0, , , , , S. Giorgio M. 0, , , , , Capparuccia 0, , , , , San Benedetto T. 0, , , , , Settefinestre/Passatempo 0, , , , , Fonte Filippo 0, , , , , Larino 0, , , , , Pontina NA 0, , NA 0, Anzio NA 0, , NA 0, Ortona 0, , , , , Poggiofiorito 0, , , , , Cupello 0, , , , , Reggente 0, , , , , S. Stefano M. 0, , , , , Candela 0, , , , , Lucera NA 0, , NA 0, Roseto/T. Vulgano 0, , , , , Venosa NA 0, , NA 0, Torrente Tona 0, , , , , Calderasi/Monteverdese 1, , , , , Metaponto 1, , , , , Monte Alpi 1, , , , , Guardia Perticara 1, , , , , Garaguso NA 1, , NA 0, Pisticci A.P./ B.P. 1, , , , , Sinni (Policoro) 1, , , , , Crotone 1, , , , , Rende NA 1, , NA 0, Hera Lacinia 1, , , , , Bronte 3, , , , , Comiso 3, , , , , Gagliano 3, , , , , Mazara/Lippone 3, , , , , Noto 3, , , , ,

14 AT AT gen-dic gen-dic ott-set ott-dic gen-set Tipologia punto Punto Tariffa Tariffa PCS Tariffa in kwh Tariffa in kwh Punti di uscita /a/smc/g /a/smc/g kwh/smc /a/kwh/g /a/kwh/g Passo Gries 1, , , , , Bizzarone 3, , , , , Rep. San Marino 3, , , , , Hub Stoccaggi 0, , , , , NOC - Nord Occidentale 2, , , , , NOR - Nord Orientale 1, , , , , CEN - Centrale 2, , , , , SOR - Centro-sud Orientale 1, , , , , SOC - Centro-sud Occidentale 1, , , , , MER - Meridionale 1, , , , , Viene di seguito riportato il corrispettivo applicato alla rete regionale. Corrispettivo di rete regionale Tariffa Tariffa /a/smc/g /a/smc/g 1, , Tariffe per prodotti di capacità interrompibile per i punti diversi dai punti di interconnessione Vengono di seguito riportati i corrispettivi di capacità interrompibile (prezzi di riserva) in corrispondenza dei punti diversi dai punti di interconnessione con altri paesi UE, per prodotti di durata annuale. I corrispettivi di capacità per i prodotti standard di durata inferiore all anno sono determinati applicando ai corrispettivi di capacità annuali, riproporzionati su base giornaliera, i coefficienti moltiplicativi riportati nella tabella di cui al precedente punto 29. (a). (ii) AT gen-dic gen-dic ott-set ott-dic gen-set Tipologia punto Punto Sconto applicato Tariffa Tariffa PCS Tariffa in kwh Tariffa in kwh Punti di entrata AT % /a/smc/g /a/smc/g kwh/smc /a/kwh/g /a/kwh/g Passo Gries 15% 0, , , , , Mazara del Vallo 15% 3, , , , , Gela 15% 3, , , , ,

15 (a). (i) - Variazione delle tariffe di trasporto per l'anno 2018 rispetto alle tariffe (a). (ii) - Variazione stimata delle tariffe di trasporto per l'anno 2019 rispetto alle tariffe 2018 Vengono di seguito riportate le variazioni dei corrispettivi per l anno 2018 rispetto all anno 2017 e la stima dei corrispettivi per l anno Nelle pagine successive sono illustrate le principali motivazioni alla base della variazione dei corrispettivi. Cp e /a/smc/g vs (stima) 2019 (stima) vs 2018 Mazara del Vallo 4, , , , , Gela 3, , , , , Passo Gries 0, , , , , Tarvisio 1, , , , , Gorizia 0, , , , , GNL Panigaglia 0, , , , , GNL Cavarzere 0, , , , , GNL OLT Livorno 0, , , , , Stoccaggi Stogit / Edison 0, , , , , Stoccaggio Casteggio 0, , , , , Caviaga 0, , , , , Fornovo 0, , , , , Montello 0, , , , , Ovanengo 0, , , , , Piadena Ovest 0, , , , , Pontetidone 0, , , , , Quarto 0, , , , , Rivolta d'adda 0, , , , , Sarmato 0, , , Soresina 0, , , , , Trecate 0, , , , , Casalborsetti 0, , , , , Collalto 0, , , , , Bagnacavallo 0, , , Formignana 0, , , Nervesa Della Battaglia 0, , , , , Medicina 0, , , , , Montenevoso 0, , , , , Muzza 0, , , , , Ravenna Mare 0, , , , , Ravenna Mare Lido Adriano 0, , , , , Sant'Agata Bolognese 0, , , Santerno 0, , , , , Spilamberto B.P. 0, , , , , Vittorio V. (S. Antonio) 0, , , , , Rubicone 0, , , , , Falconara 0, , , , , Fano 0, , , , ,003185

16 Cp e /a/smc/g vs (stima) 2019 (stima) vs 2018 Carassai 0, , , , , Cellino 0, , , , , Grottammare 0, , , , , Montecosaro 0, , , , , Pineto 0, , , , , S. Giorgio M. 0, , , , , Capparuccia 0, , , , , San Benedetto T. 0, , , , , Settefinestre/Passatempo 0, , , , , Fonte Filippo 0, , , , , Larino 0, , , , , Pontinia 0, , , Anzio 0, , , Ortona 0, , , , , Poggiofiorito 0, , , , , Cupello 0, , , , , Reggente 0, , , , , S. Stefano M. 0, , , , , Candela 0, , , , , Lucera 0, , , Roseto/T. Vulgano 0, , , , , Venosa 0, , , Torrente Tona 0, , , , , Calderasi/Monteverdese 1, , , , , Metaponto 1, , , , , Monte Alpi 1, , , , , Guardia Perticara 1, , , , , Garaguso 1, , , Pisticci A.P./ B.P. 1, , , , , Sinni (Policoro) 1, , , , , Crotone 1, , , , , Hera Lacinia 1, , , , , Rende 1, , , Bronte 3, , , , , Comiso 3, , , , , Gagliano 3, , , , , Mazara/Lippone 3, , , , , Noto 3, , , , ,043637

17 Cp u /a/smc/g vs (stima) 2018 vs 2017 NOC - Nord Occidentale 2, , , , , NOR - Nord Orientale 1, , , , , CEN - Centrale 2, , , , , SOR - Centro-sud Orientale 1, , , , , SOC - Centro-sud Occidentale 1, , , , , MER - Meridionale 1, , , , , Bizzarone 3, , , , , Gorizia 1, , , , , Rep. San Marino 3, , , , , Passo Gries 1, , , , , Tarvisio 0, , , , , Stoccaggi Stogit / Edison Stoccaggio 0, , , , , CR r unico /a/smc/g vs (stima) 2018 vs 2017 CR r 1, , , , , CR D CR r /2+D/15*CR r /2 dove 0<D<15 CV ( /mc) vs (stima) 2018 vs 2017 CV 0, , , , , CM T /a/smc/g vs (stima) 2018 vs 2017 CM T 0, , , , , Spiegazione differenza dei livelli tariffari Viene di seguito fornita la spiegazione della differenza delle tariffe applicabili per il prossimo periodo tariffario (anno 2018) rispetto a quelle dell attuale periodo (anno 2017), in attuazione degli obblighi di trasparenza e pubblicazione di cui al regolamento UE 460/2017 del 16 marzo 2017 (ref. Art.30.2 a) i)). Corrispettivi ai Punti di Entrata della Rete Nazionale (RN) Principali motivazioni alla base della variazione dei corrispettivi di capacità nei punti di entrata (PdE) della RN: - Ricavi di RN: riduzione di circa - 1% dei ricavi che incide in egual misura sul livello dei corrispettivi di capacità di tutti i PdE; - Split entry/exit: nuova ripartizione dei ricavi di RN per l anno 2018, che ne attribuisce il 40% ai PdE e il 60% ai PdU (rispetto allo split 50/50 dell anno 2017), che comporta una riduzione del livello dei corrispettivi di capacità ai PdE di circa -20%; - Capacità ai PdE: riduzione dei livelli di capacità in conferimento ai PdE ipotizzate ai fini tariffari per l anno 2018 rispetto ai livelli del precedente anno, che comporta un incremento del livello tariffario dei corrispettivi di capacità di circa +2%. Complessivamente gli elementi sopra descritti portano ad una riduzione dei corrispettivi di capacità ai PdE di circa -18%.

18 Corrispettivi ai Punti di Uscita della Rete Nazionale (RN) Principali motivazioni alla base della variazione dei corrispettivi di capacità nei punti di entrata (PdU) della RN: - Ricavi di RN: riduzione di circa - 1% dei ricavi che incide in egual misura sul livello dei corrispettivi di capacità di tutti i PdU; - Split entry/exit: nuova ripartizione dei ricavi di RN per l anno 2018, che ne attribuisce il 40% ai PdE e il 60% ai PdU (rispetto allo split 50/50 dell anno 2017), che comporta un aumento del livello dei corrispettivi di capacità ai PdU di circa +20%; - Capacità ai PdU: aumento dei livelli di capacità in conferimento ai PdU ipotizzate ai fini tariffari per l anno 2018 rispetto ai livelli del precedente anno, che comporta una riduzione del livello tariffario dei corrispettivi di capacità di circa -6%. Complessivamente gli elementi sopra descritti portano ad un aumento dei corrispettivi di capacità ai PdU di circa +14%. Corrispettivo di Rete Regionale (RR) Principali motivazioni alla base della variazione del corrispettivo di capacità (CRr) presso i nei punti di riconsegna (PdR) della RR: - Ricavi di RR: aumento di circa +10,5% dei ricavi, che incide in egual misura sul livello del corrispettivo di capacità; - Capacità: aumento dei livelli di capacità in conferimento ai PdR ipotizzate ai fini tariffari per l anno 2018 rispetto ai livelli del precedente anno e variazione della loro distribuzione tra i vari PdR in funzione dei dati di consuntivo, che comportano una riduzione del livello tariffario del corrispettivo di capacità di circa -0,5%. Complessivamente gli elementi sopra descritti portano ad un aumento del corrispettivo di capacità CRr ai PdR di circa +10%. Corrispettivo di Misura Principali motivazioni alla base della variazione del corrispettivo di capacità per il servizio di misura (CMr) presso i nei punti di riconsegna (PdR) della RR: - Ricavi di RR: aumento di circa +7% dei ricavi, che incide in egual misura sul livello del corrispettivo di capacità; - Capacità: aumento dei livelli di capacità in conferimento ai PdR ipotizzate ai fini tariffari per l anno 2018 rispetto ai livelli del precedente anno e variazione della loro distribuzione tra i vari PdR in funzione dei dati di consuntivo, che comportano una riduzione del livello tariffario del corrispettivo di capacità di circa -1%. Complessivamente gli elementi sopra descritti portano ad un aumento del corrispettivo di capacità CRr ai PdR di circa +6%. Corrispettivo unitario variabile Motivazioni alla base della variazione del corrispettivo unitario variabile (CV) applicato ai volumi fisici di gas immessi ai PdE: - Meccanismo Price-Cap (RPI-X): variazione di circa -0,6%, considerando un livello di inflazione pari a +0,7% e un fattore di efficientamento (X-Factor) pari a -1,3%; - Costi operativi riconosciuti: incremento di circa +0,5% dei costi operativi riconosciuti ai fini tariffari per l anno 2018 rispetto all anno 2017 per tenere conto dei costi incrementali sostenuti a fronte di nuovi obblighi normativi (applicazione Fattore Y della RTTG). Complessivamente gli elementi sopra descritti portano ad una riduzione del corrispettivo unitario variabile CV di circa - 0,1%.

19 2. Spiegazione differenza stimata dei livelli tariffari per l anno 2019 Viene di seguito fornita una spiegazione della differenza stimata tra il livello delle tariffe applicabili per il prossimo periodo tariffario (2018) e quello stimato in ciascun periodo tariffario entro il restante periodo di regolazione (anno 2019), in attuazione degli obblighi di trasparenza e pubblicazione di cui al regolamento UE 460/2017 del 16 marzo 2017 (ref. Art.30.2 a) ii)). Con riferimento alle principali determinanti dell evoluzione tariffaria prevista nel 2019, assumendo un livello di capacità conferita in linea con quanto previsto per il 2018 i corrispettivi di capacità potrebbero aumentare di circa 1,5% rispetto al 2018, fatto salvo eventuali componenti di conguaglio. Nel caso di un decremento delle capacità conferita su base pluriennale - come conseguenza di logiche di mercato sempre più orientate alla flessibilità e alla liquidità - a parità di volumi trasportati il costo per metro cubo sarebbe comunque in linea con la dinamica sopra descritta. Con riferimento al corrispettivo unitario variabile CV applicato ai volumi fisici di gas immessi nei PdE della RN, si prevede una riduzione del livello tariffario nell ordine del -0,3% in applicazione del meccanismo Price-Cap (RPI-X), considerando un ipotesi di inflazione pari a circa +1% e un fattore di efficientamento (X-Factor) pari a -1,3% (b) - Modello tariffario semplificato Il modello tariffario semplificato per calcolare le tariffe di trasporto applicabili e stimarne l'evoluzione futura può essere trovato al seguente link: UE/transparency_template/transparency_template_reg_ /simulatore_corrispettivi.xlsx Il modello tariffario semplificato potrà essere oggetto di successive modifiche anche in corso d anno per tenere conto delle osservazioni pervenute dai soggetti interessati che possono essere inviate al seguente indirizzo mail: tariffe@snam.it Si segnala inoltre il sistema interattivo di calcolo del costo di trasporto, tramite il quale è possibile stimare il costo di trasporto sulla base delle tariffe approvate dall Autorità: