Stoccaggio di gas naturale

Il servizio di stoccaggio di gas naturale

L’attività di stoccaggio del gas naturale in Italia è svolta in regime di concessione e ha la funzione di compensare le diverse esigenze tra la fornitura e il consumo del gas. L’approvvigionamento, infatti, ha un profilo sostanzialmente costante durante tutto l’anno, mentre la domanda di gas è caratterizzata da una rilevante variabilità stagionale, con una domanda invernale significativamente superiore a quella estiva. L’attività di stoccaggio si distingue sostanzialmente in due fasi: (i) la fase di iniezione, generalmente concentrata nel periodo fra aprile e ottobre, che consiste nell’iniezione in stoccaggio del gas naturale proveniente dalla rete nazionale di trasporto; (ii) la fase di erogazione, solitamente concentrata nel periodo tra novembre e il mese di marzo dell’anno successivo, nella quale il gas naturale è erogato dal giacimento, trattato e riconsegnato agli Utenti attraverso la rete di trasporto. L’attività di stoccaggio è svolta avvalendosi di un insieme integrato di infrastrutture composto dai giacimenti, dagli impianti di trattamento gas, dagli impianti di compressione, e dal sistema di dispacciamento operativo.

Stogit, la società del Gruppo che svolge attività di stoccaggio del gas naturale, è oggi il maggiore operatore italiano e uno dei principali operatori europei del settore attraverso otto campi operativi di stoccaggio localizzati in Lombardia (quattro), Emilia Romagna (tre) e Abruzzo (uno). La Società mette a disposizione, secondo criteri di efficienza tecnica ed economica, le capacità di stoccaggio di cui dispone, utilizzando un sistema integrato in grado di assicurare, compatibilmente con le capacità di stoccaggio disponibili, le prestazioni di modulazione richieste.

Stogit - La presenza


Stogit - La presenza

Premessa

Come indicato nei capitoli precedenti, gli effetti associati al consolidamento di Stogit decorrono dal 30 giugno 2009, data di perfezionamento dell’operazione di acquisizione. Al fine di valutare compiutamente l’andamento della gestione del relativo settore, le performance gestionali realizzate dal settore di attività stoccaggio sono analizzate prendendo a riferimento l’intero esercizio 2009; sono altresì fornite le informazioni comparative per l’esercizio 2008.

Principali indicatori di performance(milioni di €)20082009Var. ass.Var. %
Ricavi della gestione caratteristica (*) 304 344 40 13,2
Costi operativi 68 64 (4) (5,9)
Utile operativo 172 214 42 24,4
Utile netto 83 121 38 45,8
Investimenti tecnici 266 282 16 6,0
Capitale investito netto al 31 dicembre 1.874 2.093 219 11,7
Concessioni (numero) 10 10
- di cui operative 8 8
Gas naturale movimentato in stoccaggio (miliardi di metri cubi) 11,57 16,52 4,95 42,8
- di cui iniezione 6,30 7,81 1,51 24,0
- di cui erogazione 5,27 8,71 3,44 65,3
Capacità disponibile di stoccaggio (miliardi di metri cubi) (**) 8,6 8,9 0,3 3,5
Clienti (numero) 48 56 8 16,7
Dipendenti in servizio al 31 dicembre (numero) 303 301 (2) (0,7)

(*) Prima delle elisioni di consolidamento.
(**) Capacità di working gas per i servizi di modulazione, minerario e bilanciamento. Il valore indicato rappresenta la massima capacità disponibile e può non coincidere con il massimo riempimento conseguito.

Risultati

I ricavi della gestione caratteristica ammontano a 344 milioni di euro, in aumento di 40 milioni di euro, pari al 13,2%, rispetto all’esercizio 2008. L’aumento è dovuto principalmente ai maggiori ricavi per il servizio di stoccaggio, (+12,2%), connessi alla remunerazione della spesa per i nuovi investimenti.

I ricavi di stoccaggio conseguiti nell’esercizio 2009 sono pari a 341 milioni di euro, di cui 273 e 68 milioni di euro riferiti rispettivamente allo stoccaggio di modulazione e allo stoccaggio strategico (304 milioni di euro nel 2008, di cui 241 e 63 riferiti allo stoccaggio di modulazione e allo stoccaggio strategico).

L’utile operativo conseguito nel 2009 ammonta a 214 milioni di euro, in aumento di 42 milioni di euro, pari al 24,4% rispetto all’esercizio 2008. Il miglioramento della performance operativa è dovuto principalmente ai maggiori ricavi della gestione caratteristica (+40 milioni di euro).

L’utile netto pari a 121 milioni di euro aumenta di 38 milioni di euro, pari al 45,8%, rispetto all’esercizio 2008 per effetto del maggior utile operativo (+42 milioni di euro) e della riduzione degli oneri finanziari netti (+13 milioni di euro), dovuta ai minori tassi di interesse di mercato, i cui effetti sono stati in parte assorbiti dalle maggiori imposte sul reddito (-17 milioni di euro) connesse al maggior utile prima delle imposte.

Andamento operativo

Gli investimenti tecnici del 2009 ammontano a 282 milioni di euro, in aumento di 16 milioni di euro, pari al 6,0%, rispetto all’esercizio 2008.

Ai sensi della Deliberazione n. 50/06 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, relativa al secondo periodo di regolazione (1°aprile 2006-31 marzo 2010), l’incentivazione agli investimenti consiste nel riconoscimento incrementale del 4% rispetto al tasso di remunerazione base per una durata pari a 8 anni per i potenziamenti di capacità esistenti, e per una durata di 16 anni per lo sviluppo di nuovi campi.

Investimenti tecnici(milioni di €)20082009Var. ass.Var. %
Sviluppo di nuovi campi 135 221 86 63,7
Investimenti con incentivo del 4% per 16 anni 135 221 86 63,7
Potenziamento di capacità 111 36 (75) (67,6)
Investimenti con incentivo del 4% per 8 anni 111 36 (75) (67,6)
Mantenimento e altro 20 25 5 25,.0
266 282 16 6,0

Incidenza investimenti per incentivo (% sul totale investimenti):  Sviluppo nuovi campi: 2008 - 51%, 2009 - 78%; Potenziamento capacità: 2008 - 42%, 2009 - 13%; Mantenimento e altro: 2008 - 7%, 2009 - 9%;Gas naturale movimentato in stoccaggio (miliardi di m3): Erogazione: 2008 - 5,27, 2009 - 8,71; Iniezione: 2008 - 6,30, 2009 - 7,81; Erogazione: 2008 - 11,57, 2009 - 16,52;�D;�A;

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo del 4% per sedici anni hanno riguardato lo sviluppo dei nuovi livelli della concessione di Fiume Treste che hanno comportato, come da programma, un primo incremento delle capacità di 150 milioni di standard metri cubi (MSmc), messe a disposizione per l’anno termico 2009-2010, rispetto ad un volume totale finale previsto pari a 1.100 MSmc.

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo del 4% per otto anni hanno riguardato lo sviluppo di sovrapressioni relative a campi già in esercizio e la realizzazione di nuovi pozzi al fine di massimizzare le prestazioni di erogazione.

Gas naturale movimentato in stoccaggio

I volumi di gas movimentati nel Sistema di Stoccaggio nell’esercizio 2009 ammontano a 16,52 miliardi di metri cubi, con un incremento di 4,95 miliardi di metri cubi, pari al 42,8%, rispetto al 2008. Tale incremento è attribuibile:

  • al consistente prelievo di gas in relazione alla crisi dell’approvvigionamento russo del gennaio 2009 e agli ulteriori prelievi registrati in funzione dell’andamento del prezzo del gas sui mercati;
  • alla conseguente maggiore iniezione per il ripristino dei volumi erogati e per il progressivo riempimento della capacità addizionale resa disponibile per l’anno termico 2009-2010, con consuntivo di iniezione che, peraltro, ha registrato un riempimento non totale (circa il 95%) della capacità;
  • alla rilevante erogazione, rilevata a partire dal mese di ottobre, e proseguita in modo particolarmente intenso per il mese di dicembre.

La capacità complessiva di stoccaggio al 31 dicembre 2009 è pari a 13,9 miliardi di metri cubi con un aumento dell’1,5% rispetto al 2008.

Clienti

Al 31 dicembre 2009 il Gruppo svolge il servizio di stoccaggio e modulazione di gas naturale per 56 Società (48 Società al 31 dicembre 2008), di cui 54 Società terze rispetto all’Eni.

Regolamentazione

Deliberazione ARG/gas 50/06 - “Criteri per la determinazione delle tariffe per l’attività di stoccaggio e modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 21 giugno 2005, n. 119/05 e alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 29 luglio 2005, n. 166/05” e Deliberazione ARG/gas 38/09 – “Approvazione dei corrispettivi d’impresa e determinazione dei corrispettivi unici per l’attività di stoccaggio, relativi all’anno termico 2009-2010, in attuazione della deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 3 marzo 2006, n. 50/06”.

Con la deliberazione 50/06, del marzo 2006, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha stabilito i criteri per la determinazione delle tariffe di stoccaggio per il secondo periodo di regolazione, la cui scadenza è il 31 marzo 2010, prevedendo un meccanismo misto di ricavi consentiti (sui termini di capacità) e “price cap“ (sul gas movimentato - commodity), stabilendo inoltre una tariffa unica a livello nazionale.

Con la deliberazione 38/09, pubblicata in data 30 marzo 2009, l’Autorità ha approvato le tariffe di stoccaggio per l’anno termico 2009-2010, stabilite sulla base di una RAB al 31 dicembre 2008 pari a 2,8 miliardi di euro.

Deliberazione ARG/gas 165/09 - “Interventi urgenti di adeguamento della disciplina del bilanciamento e della regolazione dei servizi di stoccaggio del gas naturale ai sensi del decreto legge 1 luglio 2009, n. 78”.

Con tale deliberazione, pubblicata in data 3 novembre 2009, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, in applicazione del decreto legge n. 78/09 che ha disposto misure per la riduzione del costo dell’energia per le imprese prevedendo tra l’altro in capo al Regolatore la promozione di servizi di punta e di stoccaggio ai clienti finali industriali e termoelettrici, ha definito criteri per permettere alle imprese di stoccaggio l’offerta su base mensile agli utenti del sistema di trasporto di ulteriori prestazioni di flessibilità, prevedendo la possibilità per l’impresa di trattenere quota parte dei ricavi derivanti dalle eventuali assegnazioni delle prestazioni offerte. A tal fine Stogit ha predisposto una proposta di aggiornamento del proprio Codice di Stoccaggio, approvata dalla Deliberazione ARG/gas 178/09, che definisce l’offerta del cosiddetto Servizio Bilanciamento Utenti.