Servizio di bilanciamento del gas naturale

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1 Servizio di bilanciamento del gas naturale Regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento del gas naturale (Settlement) Documento per la consultazione 46/10 Direzione mercati Autorità per l energia elettrica e il gas Milano, Centro Congressi Fast Sala Maggiore, Piazzale Morandi n. 2 Venerdì 21 gennaio 2011 Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 1

2 Sommario Parte 1 Ambito di intervento del DCO 46/10 Parte 2 Implementazione delle sessioni di bilanciamento e di aggiustamento Parte 3 Ulteriori possibili proposte in tema di Settlement Determinazione del dato di misura del gas immesso nella rete di distribuzione Determinazione del dato di misura del gas prelevato nella rete di distribuzione Obblighi di rilevazione e archiviazione delle misure nei punti di riconsegna Consumo stimato annuo associato al punto di prelievo Mappatura dei rapporti commerciali Parte 4 Proposte volte ad una tempestiva attuazione degli interventi delineati Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 2

3 Parte 1 Ambito di intervento del DCO 46/10 Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 3

4 Impatto del DCO 46/10 sul mercato del gas Rispetto al giorno Gas DCO 45/10 DCO 46/10 Attività ex-ante Registrazione delle transazioni di acquisto e vendita e la programmazione di immissioni e prelievi da parte degli UdB Offerta, da parte degli UdB, della disponibilità ad aumentare o ridurre immissioni o prelievi Attività in tempo reale La selezione delle risorse, in base ai criteri di merito economico, per il bilanciamento della rete da parte dell operatore di sistema Bilanciamento fisico della rete da parte dell operatore di sistema (RdB) Attività ex-post Acquisizione dei dati di misura dei flussi gas, sia ai punti di consegna della rete di trasporto che ai punti di riconsegna della rete di distribuzione (PDR) Stima dei prelievi ai PDR in mancanza dei dati di misura tramite profilazione convenzionale Determinazione delle partite fisiche agli utenti della distribuzione e del trasporto (allocazione) Determinazione degli sbilanciamenti fisici e loro valorizzazione economica Liquidazione delle partite economiche Determinazione e liquidazione degli aggiustamenti a fronte della disponibilità delle misure dei valori conv. profilati (Trattamento delle eventuali rettifiche ai dati di misura) Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 4

5 Parte 2 Implementazione delle sessioni di bilanciamento e aggiustamento Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 5

6 Revisione della disciplina settlement L Autorità intende definire due sessioni per la determinazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di trasporto/bilanciamento relative a ciascun giorno gas Sessione di bilanciamento Sono determinate tutte le partite fisiche ed economiche del servizio di trasporto e bilanciamento, sulla base: Immissioni nella RT (import, GNL, Stoccaggio, produz. nazionale) Dei dati di misura di tutti i punti di consegna (immissione) nella rete di distr. Dei PDR misurati giornalieri Dei dati stimati per tutti gli altri PDR (profilati) Sessione di aggiustamento Sono regolate le partite economiche corrispondenti alla differenza tra i dati stimati utilizzati nella sessione di bilanciamento ed i dati misurati. Tale sessione è da tenersi non appena disponibili tutti i dati di misura dei PDR profilati, ovvero tutti i PDR non misurati giornalieri. La riforma del settlement consente di superare le criticità dell attuale disciplina che prevede la chiusura definitiva del bilancio di trasporto a tre mesi di distanza dal mese di competenza, quando ancora non tutte le misure dei PDR possono essere disponibili Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 6

7 Finalità: Sessione di bilanciamento Determinare le partite fisiche ed economiche del servizio di trasporto e bilanciamento e gli eventuali sbilanci di ciascun UdB Proposte dell Autorità: Ai fini del calcolo degli sbilanciamenti si considerano: I dati di misura relativi ai PDR misurati giornalieri Le partite fisiche convenzionalmente profilate e attribuite/allocate per tutti i punti che non dispongono di misure giornaliere (NOTA: anche i PDR misurati mensilmente) La determinazione degli sbilanci è definitiva A regime il giorno 25 del mese n+1 si chiude la sessione di bilanciamento del mese n Impatto sugli UdB: Necessità di corretta previsione delle reali partite fisiche di prelievo dei propri punti misurati giornalieri Necessità di corretta previsione delle partite fisiche convenzionalmente profilate e attribuite/allocate per tutti i propri punti non misurati giornalieri QUADRATE CON L IMMESSO Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 7

8 Sessione di aggiustamento 1/2 Finalità: Ripristinare all UdB la propria posizione economica in termini di valorizzazione della commodity la cui entità era dapprima stata contabilizzata convenzionalmente ai fini del bilanciamento (l equazione di disequilibrio dell UdB) Ovvero: Determinare le partite fisiche che derivano dalle differenze tra i valori stimati nella sessione di bilanciamento e i consumi reali che nel frattempo sono stati determinati in base alla raccolta delle misure. Regolare le partite economiche che ne derivano con valorizzazione della commodity (eventualmente anche degli oneri di bilanciamento) Proposte dell Autorità Articolazione Ipotesi A: La sessione di aggiustamento del generico giorno gas del mese n avviene nel mese n+14 Ipotesi B: La sessione di aggiustamento del generico giorno gas dell anno n avviene nell anno n+2 Tra le Ipotesi A e B possono essere identificate ulteriori soluzioni intermedie (e.g. sessione semestrale o sessioni con dettaglio giornaliero a cadenze più ampie) Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 8

9 Mesi di riferimento m1 e m2 Sessioni di bilanciamento mese m2+25 e m3+25 Articolazione Sessioni di aggiustamento mese m1+14 e m2+14 IPOTESI A Anno n Anno n + 1 Anno n + 2 Mesi di riferimento m1 e m2 Sessioni di bilanciamento mese m2+25 e m3+25 Sessione di aggiustamento nell anno n+2 di tutti i mesi dell anno n IPOTESI B Anno n Anno n + 1 Anno n + 2 Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 9

10 Sessione di aggiustamento 2/2 Proposte dell Autorità Valorizzazione: In attesa del funzionamento a regime della piattaforma di negoziazione gestita dal GME, le partite economiche emergenti dalla sessione di aggiustamento possono essere valorizzate al prezzo convenzionale mensile attualmente utilizzato ai fini del calcolo delle rettifiche tardive di cui alla deliberazione ARG/gas 182/09 Proposte dell Autorità Quadratura dei REMI : In seguito alla sessione di aggiustamento, per diverse cause strutturali (e.g. load profiling, differente precisione dei misuratori etc), potrebbero verificarsi differenze tra il gas totale giornaliero immesso al REMI e il gas totale prelevato dalla rete di distribuzione (DELTA). I DELTA calcolati per ciascun REMI potrebbero essere attribuiti: Con apposito meccanismo di ripartizione tra gli UdD/UdB Con apposito meccanismo di ripartizione che tenga conto degli andamenti fisiologici di gas non misurato sulla rete di distribuzione, tra le imprese di distribuzione Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 10

11 Parte 3 Ulteriori possibili proposte in tema di settlement (medio termine) Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 11

12 Determinazione del dato di misura del gas immesso nella rete di distribuzione Regole attuali: Criticità: Con cadenza mensile l ID ha l obbligo di trasmettere all impresa di trasporto i dati funzionali all allocazione entro il 5º giorno lavorativo successivo alla fine del mese cui si riferiscono i dati. (Del. 138/04) Non esiste alcuna scadenza in capo all impresa di trasporto per la trasmissione all ID in tempo utile del totale immesso in cabina Ai sensi della Del. 184/09 l impresa di trasporto svolge l attività di meter reading presso le cabine REMI Per rispettare la scadenza del 5 º giorno lavorativo l ID deve ricevere i dati non oltre il 3º giorno L ID procede alla quadratura mensile della cabina con dati non sempre attendibili o definitivi del gas immesso Proposte dell Autorità: L impresa di trasporto determina quadratura mensile della rete di distribuzione Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 12

13 Determinazione del dato di misura del gas prelevato dalla rete di distribuzione 1/2 Regole attuali: Criticità: L ID è tenuta ad effettuare almeno un tentativo di raccolta della misura all anno per i PDR con consumi annui inferiori a 500 Sm³, almeno due tentativi per i PDR con consumi annui compresi tra 500 e Sm³ e almeno un tentativo al mese per i PDR con consumi annui superiori a Sm³ A partire da raccolte delle misure a periodicità superiore rispetto al periodo rilevante si determinano i quantitativi prelevati su base giornaliera utilizzando i profili di prelievo standard introdotti con la Del. 17/07 Alcune tipologie di consumatori non sono correttamente rappresentate I profili sono statici, ovvero non tengono conto della situazione climatica effettiva L abbinamento tra PDR e profilo standard è spesso incoerente Il consumo annuo è aggiornato dalle ID in modo non sempre trasparente Le modalità di comunicazione tra ID e UdD non sono completamente definite La quadratura della cabina REMI con le regole attuali comporta, in alcuni casi, l attribuzione ai punti di riconsegna stimati di partite di gas anomale Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 13

14 Determinazione del dato di misura del gas prelevato dalla rete di distribuzione 2/2 Proposte dell Autorità: - Corrispondenza PDR-categoria-profilo Abrogazione della possibilità per le imprese distributrici di utilizzare profili customizzati Identificazione di categorie d uso ai soli fini del bilanciamento, differenziate in base a criteri oggettivi, quantitativi e non negoziabili (e.g. per i civili il consumo annuo con riduzione del numero a 2 categorie d uso) e non per sola dichiarazione del Consumatore Definizione di un numero di profili standard più articolato per gli usi tecnologici Definizione per i soli usi tecnologici di un processo obbligatorio di interazione tra UdD, cliente e distributore che consenta di identificare la categoria d uso che meglio approssima l andamento del consumo reale (e.g. dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà) Attività di monitoraggio e verifiche a campione in capo all impresa di distribuzione L attribuzione all impresa di distribuzione del gas non misurato della distribuzione potrebbe essere volto ad incentivarne l attività di verifica Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 14

15 Obblighi di utilizzo delle misure giornaliere nei punti di riconsegna Regole attuali: Ad oggi non esistono nella regolazione obblighi di utilizzo dei dati di misura su base giornaliera anche laddove sono presenti i misuratori opportuni Proposte dell Autorità: In considerazione dell introduzione di un sistema di bilanciamento di mercato si propone l introduzione di obblighi di rilevazione, registrazione e utilizzo da parte delle imprese distributrici sulla base del periodo rilevante Si propone l introduzione di una soglia minima alla quale applicare il predetto obbligo in funzione, alternativamente: Del consumo annuo (e.g. > Sm³/anno) Della classe del misuratore di cui alla Del. 155/08 (e.g. > G40) Si propone l introduzione di tali obblighi in coordinamento con le tempistiche dettate dalla Del. 155/08 Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 15

16 Consumo stimato annuo associato al punto di prelievo Regole attuali: Il consumo annuo stimato è utilizzato per la determinazione del profilo di prelievo, moltiplicandolo per il profilo standard rappresentativo del periodo in esame Le imprese di distribuzione hanno la facoltà (e non l obbligo) di aggiornare il consumo annuo ad ogni misura pervenuta Proposte dell Autorità: Si propone di rendere l aggiornamento del consumo annuo obbligatorio Si propone di fissare un criterio di aggiornamento trasparente come proposto nel DCO 06/10: Aggiornamento rolling (ai fini dell allocazione) Aggiornamento una volta all anno (ai fini della della validazione delle autoletture) Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 16

17 Regole attuali: Criticità: Mappatura dei rapporti commerciali È redatta presso l RdB attraverso un sistema informatico dalle imprese di distribuzione e consente di mettere in relazione i rapporti tra UdB, UdD ed eventuali Trader Impossibilità di mantenere una relazione logica PDR/UdD/UdB (soprattutto storica) Impossibilità per l UdB di confermare le proprie relazioni commerciali Mancanza di trasparenza relativa ai dati di allocazione, in particolare nei casi in cui un UdB serve più controparti (UdD) Conoscenza da parte di imprese di distribuzione verticalmente integrate dell identità dei propri concorrenti nel mercato retail e dei rapporti commerciali che questi hanno con i propri fornitori Proposte dell Autorità: Soluzione di lungo periodo: Sistema Informatico Integrato (SII) Soluzione di medio periodo: Archivio aggiornato presso l ID con dettaglio della relazione PDR/UdD/UdB. Comunicazioni mensili ID=>RdB riaggregate per UdB Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 17

18 Parte 4 Proposte volte ad una prima e tempestiva attuazione degli interventi delineati Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 18

19 Introduzione della Sessione di bilanciamento Si ritiene opportuno prevedere un periodo iniziale in cui la sessione di bilanciamento intervenga con ritardo trimestrale rispetto al mese di riferimento Si ritiene opportuno che la sessione di bilanciamento sia fondata sui seguenti concetti Considerare effettive esclusivamente le misure rilevate su base giornaliera Determinare convenzionalmente i quantitativi prelevati da punti di prelievo non misurati giornalieri sulla base dei profili di prelievo associati Assegnare all impresa di trasporto l attività di quadratura mensile del gas immesso e prelevato nella rete di distribuzione Aggiornamento del Consumo Annuo per PDR obbligatorio con modalità di pubblicazione definita Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 19

20 Introduzione della Sessione di aggiustamento 1/2 Si ritiene opportuno implementare la sessione di aggiustamento; a partire da 20 giugno 2012 nell ipotesi di sessione mensile Nel 2013 nell ipotesi di sessione annuale Metodologia per la determinazione su base giornaliera del gas prelevato da ciascun UdB: Il gas prelevato dai PDR con misura giornaliera non è soggetto ad aggiustamenti Il gas prelevato dai PDR non misurati su base giornaliera si ottiene applicando i profili di prelievo alle misure effettive Le partite economiche relative alla sessione di aggiustamento sono pari alla differenza tra i dati stimati utilizzati nella sessione di bilanciamento ed i dati calcolati a partire dalle misure effettive Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 20

21 Introduzione della Sessione di aggiustamento 2/2 Modalità di attribuzione dei DELTA (immesso-prelevato) derivante dalla struttura imperfetta della catena di misura DELTA stimabile ex-ante: definizione di coefficienti di modifica dei prelievi di tutti i PDR connessi alla medesima rete da adattare nel tempo per tenere conto dell andamento dei DELTA Attribuzione dei DELTA ai punti non misurati giornalieri Sessione mensile: accumulo nel tempo dei DELTA che portano a distorsioni progressivamente più rilevanti dei prelievi attribuiti Sessione annuale: permette una eventuale riattribuzione su tutto l arco temporale dei DELTA non attribuiti nei singoli mesi di aggiustamento L Autorità ritiene opportuno introdurre uno specifico monitoraggio da parte del RdB dell andamento dei DELTA Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 21

22 Determinazione del dato di misura del gas prelevato dalla rete di distribuzione Proposte dell Autorità: - Obblighi informativi Per permettere una maggiore prevedibilità del carico da parte degli UdD/UdB al fine della programmazione si propone l introduzione di obblighi informativi a carico rispettivamente dell RdB e dell impresa di distribuzione ai fini della pubblicazione: Del quantitativo totale di gas immesso al punto di immissione della rete di distribuzione/remi Del quantitativo totale dei prelievi dei PDR la cui misura avviene su base giornaliera (ovvero il dato trasferito all RdB dall impresa di distribuzione) Del totale del gas profilato per tipologia di profilo di prelievo giornaliero e mensile (a carico di chi ha la responsabilità della Quadratura al Remi : ovvero l aggregato dei dati per UdD che l impresa di distribuzione trasferisce all RdB con le responsabilità attuali oppure l RdB in ipotesi di spostamento di tale responsabilità) Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 22

23 Mappatura commerciale In attesa dell entrata in servizio del SII, l Autorità ritiene opportuno inserire nella normativa specifici obblighi in capo all RdB e agli operatori in modo tale che: Non si producano effetti se l UdB che deve modificare/attivare il proprio rapporto commerciale con un determinato UdD non abbia dato esplicito consenso di ciascun rapporto commerciale, con opportune tolleranze per gli aggiornamenti e evitare situazioni di inconsistenza quali rapporti commerciali fra UdD e UdB in REMI dove l UdB non ha capacità. Tutti i soggetti possano avere evidenza, per la parte di loro competenza, dello stato della mappatura commerciale con la granularità necessaria Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 23

24 Direzione mercati Autorità per l energia elettrica e il gas Milano, Centro Congressi Fast Sala Maggiore, Piazzale Morandi n. 2 Venerdì 21 gennaio 2011 Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 24