IL MERCATO DEL GAS NATURALE

IL MERCATO DEL GAS NATURALE Università Roma Tre Facoltà di Economia Alessandro Perchiazzi alessandro.perchiazzi@gdfsuez.it Roma, 29 Aprile 2015

MERCATO DEL GAS NATURALE Che cos è il gas naturale? Il gas naturale è una miscela di sostanze chimiche dette idrocarburi che generalmente si trovano allo stato gassoso. Il gas naturale lo si trova nel sottosuolo quasi sempre associato al petrolio ed è costituito in massima parte da metano e, per il resto, da piccole quantità di etano, propano, butano, pentano, ecc. Prima di essere avviato all'utilizzo il gas naturale viene trattato in modo da eliminare l'anidride carbonica e l'azoto, che lo rendono poco infiammabile, e l'idrogeno solforato che è un gas tossico e corrosivo. Ciò che resta è prevalentemente metano. Il metano è l'idrocarburo gassoso più semplice e quello con la molecola più piccola, formata da un atomo di carbonio e quattro di idrogeno (CH4). E un prodotto considerato più "pulito" del petrolio e del carbone, poichè il contenuto di sostanze inquinanti immesse nell'aria durante la combustione è notevolmente minore. E' un eccellente combustibile poichè produce il maggior quantitativo di calore per massa unitaria. Bruciando una molecola in presenza di ossigeno si forma una molecola di CO2 (anidride carbonica), due molecole di H2O (acqua) e si libera una certa quantità di calore; CH4 + 2O2 CO2 + 2H2O [+ 891 kj/mol] E' più leggero dell'aria (ha un peso specifico di 0,678 kg\m3), non ha colore né odore e non è tossico. Struttura di una molecola di metano

IL GAS NATURALE NEL CONTESTO ENERGETICO MONDIALE Il gas naturale, nello scenario energetico mondiale, risulta essere la seconda energia primaria con la maggiore crescita media annua (ca il 2%), immediatamente dopo il petrolio e subito prima del carbone. La quota di gas naturale sul totale delle fonti energetiche è destinata a raggiungere il 25% entro il 2035. Il petrolio, pur rimanendo l energia primaria principale caratterizzata da una domanda crescente, perderà quote di mercato nel settore industriale e nel trasporto veicolare a vantaggio del gas naturale nelle sue diverse forme (GNL). 6% 2% 21% 2008 1% 10% 27% 33% Carbone Petrolio Gas Nucleare Idro Biomasse 2035 4% 3% 12% 7% 25% 23% 27% Altre rinnovabili

LA FILIERA DEL GAS Per filiera del gas si intende l intero ciclo produttivo che va dalla produzione, o approvvigionamento dall estero, sino alla distribuzione finale che consente ai consumatori di usufruire con continuità del rifornimento di gas presso le proprie abitazioni ed industrie. Lo shipper è il soggetto che rende fisicamente disponibile il gas per l immissione in un punto e richiede che questo venga trasportato sulla rete fino ad un dato punto di prelievo.

PRODUZIONE Andamento della produzione nazionale di gas naturale dal 1980 M(m3) Negli ultimi 3 anni si è assestata intorno ad 8 M(m3) annui Le riserve di gas certe sono stimate in 56,2 G(m3) e quelle probabili in 58,5 G(m3). Al ritmo di produzione medio attuale, le sole riserve certe basterebbero per poco più di sette anni. La produzione del gas naturale in Italia nel 2013

PRODUZIONE SHALE GAS Il gas non convenzionale, noto come shale gas, è estratto da formazioni di rocce metamorfiche stratificate (shale o cisti) quasi del tutto impermeabili e per lungo tempo non perforabili. Oggi, tramite nuove tecniche di perforazione orizzontale e fratturazione idraulica, l estrazione di gas è diventata tecnicamente possibile ed economicamente conveniente. La recente scoperta di imponenti riserve di gas non convenzionale negli Usa ha comportato un cambiamento drastico nel bacino atlantico, spostando l equilibrio del mercato internazionale del GNL verso l Europa. Infatti, dalla metà del 2008, lo "shale gas" in Nordamerica ha prodotto un eccesso di offerta interna che, unitamente alla crisi economica globale, ha spinto al ribasso i prezzi del gas in USA, riducendo conseguentemente la sua necessità di importare GNL.

IMPORTAZIONE Importazioni lorde di gas nel 2012 e nel 2013 per provenienza (Mmc) North Europe Transitgas (via TENP) (Passo Gries) (9) Germany TAG (Tarvisio) (23,8) Russia Slovenia PIPELINE Rovigo(6,2) Panigaglia (1,1) Livorno (0,3) REGASSIFICATORS Le inportazioni di gas in Italia nono diminuite lo scorso anno di 5.648 Mmc ed ammontano a 61.738 Mmc. Per lo più il gas arriva nel nostro paese tramite gasdotto (89%). Nel 2013 dall Algeria sono stati importati 9 G(m3) in meno di gas rispetto all anno precedente. Il vistoso calo (-42%), da attribuire anche all instabilità del quadro socio-politico nei Paesi del Nord Africa è stato compensato con +5,4 Gmc di gas dalla Russia diventato il primo importatore in Italia. Algeria Transmed (Mazara del Vallo) (20,6) Greenstream (Gela) (6,5) Lybia I primi tre importatori di gas nel 2012

GNL Il Gas Naturale Liquefatto (GNL) è un gas composto principalmente da metano; dopo l estrazione e l eliminazione delle impurità viene raffreddato fino a -162 C. A questa temperatura si trasforma in liquido, riducendo di 600 volte il proprio volume ed allo stato liquido viene stoccato in serbatoi, immesso nelle navi metaniere e trasportato per lunghe distanze fino ai mercati finali di consumo, dove viene rigassificato e distribuito. La flotta mondiale di navi metaniere è cresciuta esponenzialmente, passando da 100 navi nel 1998 a 400 unità nel marzo 2012, le cui capacità variano dai 30 km3 ai 260 km3 delle più recenti metaniere del Qatar. Il GNL è una delle fonti di energia il cui utilizzo cresce più velocemente. La domanda globale di GNL dovrebbe raggiungere all incirca i 500 milioni di tonnellate all anno entro il 2030, con un incremento del 200% rispetto al 2005. Il GNL rappresenta attualmente circa il 25% del mercato internazionale di gas, in Italia, tuttavia, incide solo per l 11% sul totale delle importazioni di gas.

GNL Terminale operativo Con autorizzazione finale In costruzione Terminale con decreto VIA In attesa di autorizzazione finale Terminale in attesa di decreto VIA finale Panigaglia (espansione) -4,5 Bcm - Onshore OLT Offshore (Livorno) - 3,75 Bcm - Offshore Gioia Tauro - 12 Bcm - Onshore Sicilia LNG (Porto Empedocle) - 8 Bcm - Onshore Ionio Gas (Priolo Augusta) - 8 Bcm - Onshore Terminale Alpi Adriaticio (Monfalcone-Trieste) - 8 Bcm - Offshore Trieste (Zaule) - 8 Bcm - Onshore Adriatic LNG (Rovigo) - 8 Bcm - Offshore Falconara (Marche) -4 Bcm - Off-shore Tritone (Porto Recanati) - 5 Bcm - Offshore3 Brindisi - 8 Bcm - Onshore Taranto - 8 Bcm - Onshore Vantaggi GNL vs pipes: Accesso a riserve di gas naturale distanti dai centri di consumo (un tempo ritenuti non economicamente sfruttabili); Accesso, per i produttori, a differenti e più ampi mercati; migliorare la sicurezza delle forniture diversificando produttori, eliminando la dipendenza fisica dai gasdotti dei produttori tradizionali che attraversano paesi politicamente instabili, in particolare nei periodi caratterizzati da tensioni sia sul fronte dei prezzi che di politica internazionale

STOCCAGGIO Lo stoccaggio di gas naturale è un processo che consente di iniettare il gas nella roccia porosa di un giacimento esaurito che già lo conteneva riportandolo, in una certa misura, al suo stato originario. Una volta immesso, il gas può essere erogato secondo le richieste del mercato e utilizzato per garantire le forniture industriali e il riscaldamento nel periodo invernale. Obiettivi: - rispondere in tempo reale alle richieste di gas del mercato; - assicurare un alto margine di elasticità alla gestione delle strutture produttive e di trasporto; - garantire il mantenimento di riserve strategiche da utilizzare esclusivamente per fronteggiare situazioni eccezionali (condizioni meteorologiche particolari, crisi internazionali). In Italia la capacità di stoccaggio è attribuita ai diversi operatori sulla base del volume dei clienti civili serviti. E inoltre attivo un mercato secondario dello stoccaggio

STOCCAGGIO COLLALTO CELLINO Space G.Y 2012-13 Bcm/year 15,6 Modulazione 10.5 67% 15,6 15,1 0,5 Edison 3% Stogit 97% Strategico 33% 5,1 Servizio Operatore Stogit Edison 150 Il primo stoccaggio di gas fu realizzato negli Stati Uniti nel 1915; in Italia il primo impianto fu realizzato nel 1964 a Cortemaggiore (Emilia) e fu tra i primissimi in Europa. In Italia sono attivi 10 campi di stoccaggio, tutti realizzati in corrispondenza di giacimenti di gas esauriti. Otto di questi campi sono gestiti dalla società Stogit e i rimanenti dalla società Edison Stoccaggio. Sono localizzati in Abruzzo, Emilia Romagna, Lombardia e Veneto. Il quantitativo di gas presente nei giacimenti di stoccaggio working gas può essere prelevato ed erogato secondo le richieste di punta del mercato ed è pari a 15,6 miliardi di metri cubi, di cui 5,1 mmc destinati a riserva strategica.

STOCCAGGIO MOVIMENTATO E GIACENZA 2011-2012 Giorno per giorno, la differenza tra produzione (P) ed importazioni (I) e consumi (C) ed esportazioni (E) determina il movimentato: se P+I > C+E il sistema inietta gas, ossia immette gas negli stoccaggi (abitualmente tra aprile ed ottobre) se P+I < C+E il sistema eroga gas cioè preleva gas dagli stoccaggi (da novembre a marzo) La capacità di iniezione e di erogazione del sistema è in funzione del livello di giacenza La giacenza misura la quantità di gas presente negli stoccaggi, e raggiunge il suo massimo al termine della campagna di iniezione (Ottobre), ed il suo minimo al termine della campagna di erogazione (Marzo)

TRASPORTO & DISPACCIAMENTO I trasportatori nazionali prendono in carico il gas presso i punti di consegna, situati in connessione con le linee di importazione, con i terminali GNL, e con i centri di produzione e di stoccaggio dislocati in Italia e lo riconsegnano agli operatori attivi nel mercato italiano negli oltre 7.500 punti di consegna, connessi alle reti di distribuzione locale ed alle grandi utenze industriali e termoelettriche. Ogni 100-200 chilometri vengono installate stazioni di compressione che ristabiliscono la pressione sufficiente a far muovere il metano a una velocità di 20-30 chilometri l ora. La capacità di trasporto, espressa in mcs/giorno, rappresenta il massimo volume di gas che ciascun Utente può immettere e prelevare dal sistema presso i citati punti su base giornaliera. Snam Rete Gas conferisce capacità di trasporto ai soggetti che ne fanno richiesta, i quali acquisiscono il diritto di immettere e ritirare, in qualsiasi giorno dell anno termico, rispettivamente ai punti di entrata e di uscita della Rete Nazionale, ai punti di riconsegna sulla Rete Regionale di trasporto di Snam Rete Gas e al Punto di Scambio Virtuale, un quantitativo di gas non superiore alla portata giornaliera conferita. Per dispacciamento si intende l attività di controllo della rete di trasporto volta a mantenere il bilancio richiesta/disponibilità del sistema utilizzando il gas importato, il gas prodotto, quello stoccato e quello ottenibile dai serbatoi GNL, variando, entro certi limiti, la loro pressione.

SNAM Rete Gas La rete di trasposto gas è gestita da 10 imprese: Snam Rete Gas è una società che appartiene al gruppo Snam ed è leader in Italia nel trasporto e dispacciamento di gas naturale. Si occupa di progettare, realizzare e gestire una rete di metanodotti (circa 32.000 km) che si estende su gran parte del territorio nazionale (95% del totale).i suoi principali azionisti sono Cassa Depositi e Prestiti (30%) ed ENI (20%). Il secondo operatore è il gruppo Edison, che complessivamente amministra 1442 km di rete. Vi sono poi altri 7 operatori minori che possiedono piccoli tratti di rete regionale. Reti delle società di trasporto nel 2013

SNAM Snam (Società Nazionale Metanodotti) è un gruppo integrato che presidia le attività regolate del settore Gas in Italia.

DISTRIBUZIONE La distribuzione si occupa del trasporto del gas attraverso reti di gasdotti locali a bassa pressione e con diametro ridotto, per la consegna agli utenti finali, si tratti di un'impresa, di una centrale termoelettrica o di una famiglia. Rientrano fra i compiti della distribuzione anche la manutenzione e la gestione della rete fisica di trasporto con gli oneri che ne derivano. Quella della distribuzione è un attività di pubblico servizio, il cui affidamento avviene tramite gara ad evidenza pubblica e i rapporti tra ente affidante e soggetto gestore vengono disciplinati con un contratto di servizio e regolati da una tariffa. Primi 20 gruppi (su circa 250 totali) operanti nella distribuzione di gas naturale nel 2013 Volumi di gas naturale distribuito in M(m3)

VENDITA L attività di vendita di gas naturale comprende le operazioni di approvvigionamento di gas all interno del territorio nazionale, di marketing operativo, di gestione commerciale e di bolletta, finalizzate alla vendita al dettaglio di clienti finali. Dal 2003 tutti i clienti sono considerati idonei. Vendite dei principali grossisti nel 2012 M(m³)

VENDITE GAS PER REGIONE 19,9% 40,0% 24,2% 15,9% Impianti di Distribuzione Clienti finali Industriali Clienti finali Termoelettrici Altro

DETERMINANTI DELLA DOMANDA DI GAS NATURALE

I MERCATI DEL GAS (TO DO)

CONTRATTI OTC Contratto di fornitura di energia elettrica concluso al di fuori dei mercati organizzati tra un soggetto venditore ed un soggetto acquirente. Il prezzo di fornitura e i profili di immissione e prelievo sono definiti liberamente dalle parti. La registrazione del contratto avviene su PSV. I contratti OTC sono di due tipi: 1) Take or pay: l'acquirente è tenuto a corrispondere comunque il prezzo di una quantità minima di gas prevista dal contratto, anche nell'eventualità che non ritiri tale gas. I contratti top più standard sono scambiati sulle piattaforme di brokeraggio (sistema contrattazione continua bid-ask) 2) Flessibili: l acquirente ha il diritto di esercitare clausole di flessibilità volumetrica: a) intervalli di ritiro annuale: x% del volume annuale (ACQ, Annuale Contract Quantity); b) intervalli di ritiro giornaliero: max DCQ, min DCQ (Daily Contract Quantity). VENDITORE 1....... VENDITORE i....... VENDITORE m MWh MWh programmate da MWh acquirente con flessibilità giornaliera ACQUIRENTE 1....... ACQUIRENTE i....... ACQUIRENTE m

-LONG TERM CONTRACTS CONTRATTI OTC Essendo la filiera del gas naturale caratterizzato da alta intensità di capitale ed elevato grado di rischio (si pensi alle attività exploration and production E &P), le forniture di gas naturale sono basate su contratti di lungo termine, con durata 20-25 anni, che sono una condizione necessaria per giustificare gli investimenti a monte della produzione. I long term contracts presentano caratteristiche di 1) flessibilità volumetrica 2) pricing basato sul mercato dell Oil in quanto: il gas è un bene sostituto di alcuni derivati del petrolio (Es: gasoil per il riscaldamento) la lunghezza della curva forward e quindi la capacità di valutazione, oltreché la disponibilità di prezzi la familiarità dei produttori di Gas con le dinamiche del mercato Oil (i giacimenti spesso contengono entrambe le commodities) la possibilità di bloccare in anticipo il valore degli investimenti attraverso azioni di Hedging Struttura dei contratti (annuali e pluriennali) attivi nel 2013, secondo la durata residua

MERCATO A PRONTI GAS Il GME organizza e gestisce il mercato del gas naturale (MGAS), nell ambito del quale gli operatori, possono acquistare e vendere quantitativi di gas naturale a pronti. Su tale mercato il GME svolge il ruolo di controparte centrale delle transazioni concluse dagli operatori. MGAS si articola in: 1. Mercato del giorno prima del gas (MGP-GAS). Il MGP-GAS si svolge in due fasi successive tra loro, nella prima fase le negoziazioni si svolgono secondo le modalità di negoziazione continua, nella seconda fase secondo le modalità di asta. Sul MGP-GAS vengono selezionate offerte di acquisto e di vendita di gas relative al giorno-gas di calendario successivo a quello in cui termina la sessione della negoziazione ad asta. 2. Mercato infragiornaliero del gas (MI-GAS). Il MI-GAS si svolge in un unica sessione secondo le modalità della negoziazione continua. Sul MI-GAS vengono selezionate offerte di acquisto e di vendita di gas relative al giorno-gas corrispondente a quello in cui termina la sessione. Ai fini del mercato: periodo rilevante: il giorno-gas (periodo di 24 ore consecutive che inizia alle ore 06:00 di ciascun giorno di calendario e termina alle ore 06:00 del giorno di calendario successivo); l unità di misura della quantità di gas è il MWh/giorno, senza specificazione di decimali; l unità di misura dei prezzi unitari del gas è l Euro/MWh, con specificazione di tre decimali.

PIATTAFORMA PER IL BILANCIAMENTO (PB-GAS) Il GME organizza e gestisce la piattaforma per il bilanciamento del gas naturale (PB-GAS), nell ambito della quale gli utenti abilitati (gli utenti dei servizi di stoccaggio, ad eccezione delle imprese di trasporto e degli utenti del solo servizio di stoccaggio strategico), offrono giornalmente, in acquisto e in vendita, le risorse di stoccaggio nella propria disponibilità. Periodo rilevante: giorno gas Allo stesso modo Snam Rete Gas, in qualità di soggetto responsabile del bilanciamento, offre sulla PB-GAS, in acquisto o in vendita, una quantità di gas corrispondente allo sbilanciamento complessivo del sistema, al fine di approvvigionarsi delle risorse offerte dagli operatori che si rendano necessarie per mantenere bilanciato il sistema gas. La selezione delle offerte accettata sulla PB-GAS avviene secondo le modalità della negoziazione ad asta. La sessione della PB-GAS si svolge con cadenza giornaliera ed si conclude nel giorno-gas immediatamente successivo a quello rispetto al quale sono riferite le negoziazioni. Corrispettivi di sbilanciamento: per ogni giorno gas G il corrispettivo di sbilanciamento applicato all utente è dato dal prezzo che si forma nella sessione di bilanciamento del giorno G (senza penalizzazioni). L utente riceverà il corrispettivo se nel giorno gas G è risultato lungo e dovrà versare il corrispettivo se è risultato corto

PIATTAFORMA PER IL BILANCIAMENTO (PB-GAS) DETERMINAZIONE ESITI DELLA PB-GAS: Marginal price system Sistema corto Le offerte sono definite come una coppia quantità (GJ\giorno gas) - prezzi ( \GJ) Il responsabile del bilanciamento del sistema (SNAM) compra o vende le risorse necessarie al mantenimento in equilibrio del sistema degli operatori Sistema lungo

Gli HUB Per hub si intende un punto contrattuale e di interconnessione dove convergono compratori e venditori per effettuare transazioni di gas naturale. Un hub può essere fisico o virtuale. HUB FISICI: Punto di incontro da più infrastrutture (gasdotti internazionali, rigassificatori, stoccaggi). - sono utilizzati normalmente come punto di consegna del gas in quanto punti di incontro di gas da proveniente da diverse origini -Nel tempo intorno a questi punti si possono trovare servizi che facilitano il trading

Gli HUB HUB VIRTUALI: -Sono punti virtuali all interno di una rete di trasporto; -Sono punti convenzionali, quindi normalmente sono definiti dalla regolazione; -Permettono la possibilità di scambiare gas già in rete NPB (UK): primo hub in Europa; TTF (Title Transfer Facility - Olanda): è il mercato più liquido dell Europa continentale anche per la partecipazione dell operatore dominante (Gas Terra); Quotazione mensili sui principali hub europei

PSV (PUNTO DI SCAMBIO VIRTUALE) Il PSV è il sistema di scambi\cessioni di gas presso un punto virtuale concettualmente localizzato tra i punti di entrata ed i punti di uscita della rete nazionale, ed è organizzato e gestito da Snam Rete Gas. Volumi delle transazioni nei punti di entrata della rete nazionale M(m3) standard da 38,1 MJ; le transazioni effettuate si riferiscono a gas immesso in rete dall utente cedente Nota (1): fino a Novembre 2005 la categoria PSV GNL è inserita nella voce Punti di entrata della rete nazionale Nota (2): nella voce PSV mercato spot sono evidenziati i volumi delle nuove piattaforme gestite dal GME per i mercati spot Orari nomine PSV 0 16 Nomina Intraday D -21 12.30 D-1 D D+1 E possibile effettuare registrazioni su PSV fino alle ore 12.30 del D-1, e dalle 0.00 alle 16.00 del giorno D (sessione intraday)

PREZZI PSV: Stagionalità Da una forte stagionalità della domanda

PREZZI PSV: Stagionalità..anche i prezzi risentono di questa stagionalità 35 33 31 29 27 25 23 21 19 17 15 Prezzi (in MWh) della PB-Gas durante l anno termico 2013-14

Gj/giorno Giacenza Gj GESTIONE PORTAFOGLIO GAS Ogni giorno, la differenza tra gli acquisti (contratti OTC, LT, mercato spot) e vendite (consumi industriali, civili, termo, OTC, spot) determina il movimentato (+ iniezione; - erogazione)(linea verde) 400.000,00 18.000.000 300.000,00 200.000,00 Iniezione Adeguata Erogazione Adeguata "Iniezione (-) Erogazione (+) "Giacenza" 16.000.000 14.000.000 La giacenza rappresenta la quantità di gas presenza negli stoccaggi e viene aggiornata ogni giorno dal movimentato. (linea viola) 12.000.000 100.000,00 10.000.000-100.000,00 0,00 ottobre-11 dicembre-11 febbraio-12 aprile-12 giugno-12 agosto-12 8.000.000 6.000.000 In funzione della giacenza vengono determinate le capacità di iniezione \erogazione. (linea rossa\blu) 4.000.000-200.000,00 2.000.000-300.000,00 - La gestione del portafoglio gas deve garantire che, giornalmente, il movimentato sia compatibile con la capacità di erogazione\iniezione. Per far ciò ci si serve degli strumenti di flessibilità offerti dal portafoglio (contratti OTC, LTC, produzione termoelettrica)