Trasporto di gas naturale

Il servizio di trasporto di gas naturale

Il trasporto del gas naturale è un servizio integrato che consente la movimentazione del gas a partire dai punti di entrata nella Rete Nazionale di gasdotti9 fino ai punti di riconsegna della Rete Regionale, dove il gas viene riconsegnato agli utilizzatori del servizio.

Snam Rete Gas conferisce capacità di trasporto ai soggetti che ne fanno richiesta, i quali acquisiscono il diritto (in qualità di Utenti) 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 Virtuale10, un quantitativo di gas non superiore alla portata giornaliera conferita. Il gas immesso nella Rete Nazionale proviene dalle importazioni e in minor quantità dalla produzione nazionale.

Il gas naturale proveniente dall’estero viene immesso nella Rete Nazionale attraverso 7 punti di entrata, in corrispondenza delle interconnessioni con i metanodotti di importazione (Tarvisio, Gorizia, Passo Gries, Mazara del Vallo, Gela) e dei terminali di rigassificazione GNL (Panigaglia e Cavarzere). Il gas di produzione nazionale viene immesso in corrispondenza dei 67 punti di entrata11 dai campi di produzione o dai loro centri di raccolta e trattamento. Anche i campi di stoccaggio gas sono collegati con la rete di trasporto (2 punti virtuali di entrata/uscita verso gli “hub” di stoccaggio). Il gas in uscita dalla Rete Nazionale è trasportato sulla Rete Regionale fino ai punti di riconsegna, nei quali avviene il ritiro del gas da parte degli Utenti.

Snam Rete Gas è il principale operatore italiano di trasporto e dispacciamento di gas naturale sul territorio nazionale, disponendo della quasi totalità delle infrastrutture di trasporto in Italia, con oltre 31.500 km di gasdotti in alta e media pressione (circa il 94% dell’intero sistema di trasporto).

Snam Rete Gas - Infrastruttura di rete


Snam Rete Gas - Infrastruttura di rete


Principali indicatori di performance (milioni di €) 2007 2008 2009 Var. ass. Var. %
Ricavi della gestione caratteristica (*) 1.769 1.882 1.865 (17) (0,9)
Costi operativi (*) 347 388 399 11 2,8
Utile operativo 1.015 1.017 974 (43) (4,2)
Utile netto 589 528 530 2 0,4
Investimenti tecnici 725 1.038 926 (112) (10,8)
- di cui incentivati 614 916 793 (123) (13,4)
- di cui non incentivati 111 122 133 11 9,0
Capitale investito netto al 31 dicembre 9.312 9.736 10.060 324 3,3
Volumi di gas naturale immessi nella Rete Nazionale Gasdotti (miliardi di metri cubi) 83,28 85,64 76,90 (8,74) (10,2)
Rete dei gasdotti (chilometri in esercizio) 31.081 31,474 31.531 57 0,2
- di cui Rete Nazionale 8.548 8.779 8.871 92 1,0
- di cui Rete Regionale 22.533 22.695 22.660 (35) (0,2)
Dipendenti in servizio al 31 dicembre (numero) 2.270 2.252 2.254 2 0,1

(*) Prima delle elisioni di consolidamento.

Risultati

L’utile operativo conseguito nel 2009 ammonta a 974 milioni di euro, in lieve riduzione rispetto all’esercizio 2008 (-4,2%) nonostante il consistente calo della domanda gas in Italia (-8,0%) e la conseguente riduzione dei volumi di gas naturale trasportati (-10,2%). La minore performance del settore è essenzialmente attribuibile ai minori ricavi di trasporto, all’aumento dei costi operativi, connessi essenzialmente a maggiori accantonamenti al fondo rischi e oneri, e all’incremento degli ammortamenti, a seguito dell’entrata in esercizio di nuove infrastrutture di trasporto.

Andamento operativo

Gli investimenti tecnici del 2009 ammontano a 926 milioni di euro, in riduzione di 112 milioni di euro rispetto al 2008 (-10,8%).

Investimenti tecnici (milioni di €) 2007 2008 2009 Var. ass. Var. %
Sviluppo 526 813 692 (121) (14,9)
Investimenti con incentivo del 3% 302 578 451 (127) (22,0)
Investimenti con incentivo del 2% 224 235 241 6 2,6
Mantenimento e altro 199 225 234 9 4,0
Investimenti con incentivo dell'1% 88 103 101 (2) (1,9)
Investimenti non incentivati 111 122 133 11 9,0
725 1.038 926 (112) (10,8)

Gli investimenti sono stati classificati in coerenza con la deliberazione ARG/gas 184/09 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, che ha individuato differenti categorie di progetti cui è associato un diverso livello di incentivo12.

L’86% degli investimenti è previsto beneficino di una remunerazione incentivata. La suddivisione per categorie degli investimenti 2009 sarà sottoposta all’Autorità in sede di approvazione delle proposte tariffarie per l’anno 2011.

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo del 3% hanno riguardato:

  • nell’ambito dell’iniziativa della nuova infrastruttura di trasporto sul versante Adriatico (158 milioni di euro) l’acquisizione dei materiali per la realizzazione del metanodotto Massafra-Biccari, in Puglia-Basilicata;
  • nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture di importazione in Sicilia e Calabria (128 milioni di euro): (i) i lavori di costruzione dei metanodotti Montalbano-Messina ed Enna-Montalbano, in Sicilia, e Rende-Tarsia in Calabria; (ii) i lavori complementari dei metanodotti Mazara-Menfi in Sicilia e Tarsia-Morano in Calabria; (iii) le prime rate relative alla fornitura del turbocompressore della centrale di Montesano;
  • nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture d’importazione dal Nord Est (49 milioni di euro): (i) i lavori di montaggio del nuovo turbocompressore da 24 MW per il potenziamento della centrale di Malborghetto, in Friuli Venezia Giulia; (ii) i lavori di costruzione del metanodotto Tarvisio-Malborghetto e le attività di montaggio del gas cooler della centrale di Istrana;
  • nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture di trasporto in Valle Padana relativa all’aumento della capacità d’importazione (31 milioni di euro): (i) la progettazione di dettaglio e i materiali per la realizzazione del metanodotto Poggio Renatico-Cremona, in Emilia
    Romagna-Lombardia; (ii) i ricambi e i lavori di finitura per la centrale di Poggio Renatico.

Incidenza investimenti per incentivo (% sul totale investimenti)

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo del 2% hanno riguardato:

  • nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture di trasporto in Valle Padana relativa all’aumento della capacità di trasporto nazionale (49 milioni di euro): (i) i materiali per la realizzazione dei metanodotto Cremona-Sergnano, in Lombardia; (ii) la progettazione del metanodotto Zimella-Cervignano, in Veneto-Lombardia;
  • il potenziamento della rete gasdotti nel Sud Piemonte (22 milioni di euro), le cui attività si riferiscono ai lavori di costruzione dei metanodotti Cherasco-Cuneo e Oviglio-Ponti e ai lavori complementari dei metanodotti Mortara-Alessandria e Alessandria-Oviglio.

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo dell’1% hanno riguardato numerose opere volte al mantenimento di adeguati livelli di sicurezza e qualità degli impianti. Particolare rilevanza, con una spesa nel 2009 di 14 milioni di euro, ha assunto il progetto di sostituzione delle unità TC 1-2-3 della centrale di Messina, con le attività relative alla progettazione e le prime rate relative alla fornitura dei turbocompressori.

Gli investimenti non incentivati includono progetti di sostituzione di beni e impianti e progetti relativi all’implementazione di nuovi sistemi informativi, allo sviluppo degli esistenti, e all’acquisto di altri beni strumentali all’attività operativa.

Bilancio gas della Rete di Trasporto Nazionale

Disponibilità di gas naturale

La disponibilità di gas naturale in Italia nel 2009 è stata pari a 77,68 miliardi di metri cubi, in riduzione di 6,84 miliardi di metri cubi (-8,1%) rispetto al 2008.

Disponibilità di gas naturale (miliardi di m3) 2007 2008 2009 Var. ass. Var. %
Da importazioni 73,50 76,52 68,67 (7,85) (10,3)
Da produzione nazionale 9,78 9,12 8,23 (0,89) (9,8)
Totale gas immesso in Rete 83,28 85,64 76,90 (8,74) (10,2)
Saldo netto prelievi/immissioni stoccaggio (*) 1,25 (1,12) 0,78 1,90
Totale disponibilità di gas naturale 84,53 84,52 77,68 (6,84) (8,1)

(*) Inteso come saldo tra prelievo da stoccaggio (+) e immissioni in stoccaggio (-).

Prelievi di gas naturale (miliardi di m3) 2007 2008 2009 Var. ass. Var. %
Riconsegna al mercato nazionale 83,30 83,34 76,66 (6,68) (8,0)
Esportazioni 0,48 0,60 0,48 (0,12) (20,0)
Consumi ed emissioni Snam Rete Gas 0,39 0,42 0,34 (0,08) (19,0)
Gas non contabilizzato e altre variazioni (*) 0,36 0,16 0,20 0,04 25,0
Totale prelievi di gas naturale 84,53 84,52 77,68 (6,84) (8,1)

(*) Include la variazione dell’invaso rete. Per la definizione di Gas Non Contabilizzato (GNC) si veda il successivo paragrafo “Prelievi di gas naturale”.

I quantitativi di gas immesso nella Rete di Trasporto Nazionale sono diminuiti del 10,2%, raggiungendo i 76,90 miliardi di metri cubi. La riduzione dei quantitativi di gas immesso nella Rete di Trasporto Nazionale è dovuta alle minori importazioni (-7,85 miliardi di metri cubi; -10,3%) e alla minore produzione nazionale (-0,89 miliardi di metri cubi; -9,8%).

Alla riduzione dei volumi immessi in rete, ha altresì inciso il saldo negativo tra i prelievi (-) da stoccaggio e le immissioni in stoccaggio (+), pari a circa -0,8 miliardi di metri cubi, a fronte di una situazione opposta registrata nel 2008, quando le immissioni di gas in stoccaggio sono state superiori ai prelievi di 1,12 miliardi di metri cubi.

L’analisi delle importazioni per punto di entrata è la seguente:

Importazioni per punti di entrata (miliardi di m3) 2007 2008 2009 Var. ass. Var. %
Punti di entrata
Tarvisio 24,04 24,58 22,92 (1,66) (6,8)
Mazara del Vallo 22,52 24,77 21,66 (3,11) (12,6)
Passo Gries 15,12 15,69 12,02 (3,67) (23,4)
Gela 9,24 9,87 9,17 (0,70) (7,1)
Cavarzere (GNL) 1,53 1,53
Panigaglia (GNL) 2,38 1,52 1,32 (0,20) (13,2)
Gorizia 0,20 0,09 0,05 (0,04) (44,4)
73,50 76,52 68,67 (7,85) (10,3)

Rispetto all’esercizio 2008, si evidenziano minori importazioni (-10,3%), in particolare, dal punto di entrata di Passo

Gas naturale immesso in Rete per punti di entrata

(% sul totale immesso)



Gries (-23,4%), Mazara del Vallo (-12,6%) e da quello di Tarvisio (-6,8%), anche a seguito della crisi nei rapporti tra Russia e Ucraina che ha determinato il blocco delle importazioni nel mese di gennaio 2009.

La riduzione dei volumi di gas naturale immessi in Rete nel 2009 (-10,2%) si è concentrata principalmente su Eni (-23,5%) e Enel Trade (-11,9%).

Prelievi di gas naturale

Il gas naturale prelevato dalla Rete di Trasporto Nazionale nel 2009 (77,68 miliardi di metri cubi) è stato destinato principalmente: (i) alla riconsegna agli Utenti presso i punti di uscita dalla rete (76,66 miliardi di metri cubi); (ii) alle esportazioni (0,48 miliardi di metri cubi), principalmente in Slovenia; (iii) ai consumi delle centrali di compressione e alle emissioni di gas dalla rete e dagli impianti di Snam Rete Gas (0,34 miliardi di metri cubi).

Nel bilancio energetico redatto da Snam Rete Gas è definito convenzionalmente Gas Non Contabilizzato (GNC) la differenza fisiologica tra la quantità di gas misurato all’ingresso della rete e la quantità di gas misurato all’uscita, derivante dalla tolleranza tecnica degli strumenti di misura. Fino al 2009 il GNC è riconosciuto dall’Autorità a carico degli Utenti della Rete13.

Volumi di gas naturale immessi in Rete per Utente (miliardi di m3) 2007 2008 2009 Var. ass. Var. %
Eni 52,39 51,80 39,63 (12,17) (23,5)
Enel Trade 9,36 9,82 8,65 (1,17) (11,9)
Altri 21,53 24,02 28,62 4,60 19,2
83,28 85,64 76,90 (8,74) (10,2)

La domanda di gas in Italia nel 2009 è stata pari a 78,13 miliardi di metri cubi, in riduzione di 6,75 miliardi di metri cubi (-8,0%) rispetto al 2008 a seguito degli effetti della crisi economica. La riduzione si è concentrata, in particolare, nel settore termoelettrico (-15,5%) ed industriale (- 14,6%), in parte compensata dall’incremento della domanda del settore residenziale e terziario (+4,9%), dovuto principalmente all’effetto termico.

Gli interventi di sviluppo e potenziamento delle infrastrutture di trasporto hanno permesso di incrementare, all’inizio dell’anno termico 2009-2010, la capacità di trasporto della rete a 365,4 milioni di metri cubi/giorno (+13,8%).

Domanda gas per settore (% sul totale domanda gas)


Riconduzione tra quantitativi prelevati dalla Rete e domanda Italia (miliardi di m3) 2007 2008 (*) 2009 Var. ass. Var. %
Quantitativi prelevati 84,53 84,52 77,68 (6,84) (8,1)
Esportazioni (-) (0,48) (0,60) (0,48) 0,12 (20,0)
Gas immesso su rete regionale di altri operatori 0,12 0,09 0,08 (0,01) (11,1)
Altri consumi (**) 0,73 0,87 0,85 (0,02) (2,3)
Totale domanda Italia 84,90 84,88 78,13 (6,75) (8,0)

(*) La domanda di gas è stata allineata a quella pubblicata dal Ministero dello Sviluppo Economico.
(**) Comprende i consumi del terminale GNL di Panigaglia, i consumi delle centrali di compressione per stoccaggio e delle centrali per il trattamento della produzione.

Domanda gas Italia (miliardi di m3) 2007 2008 (*) 2009 Var. ass. Var. %
Residenziale e terziario 28,18 30,18 31,65 1,47 4,9
Termoelettrico 34,29 33,90 28,66 (5,24) (15,5)
Industriale (**) 20,89 19,31 16,49 (2,82) (14,6)
Altro 1,54 1,49 133 (0,16) (10,7)
84,90 84,88 78,13 (6,75) (8,0)

(*) La domanda di gas è stata allineata a quella pubblicata dal Ministero dello Sviluppo Economico.
(**) Comprende i consumi dei settori Industria, Agricoltura e Pesca, Sintesi Chimica e Autotrazione.

Capacità di trasporto Anno termico 2007-2008 Anno termico 2008-2009 Anno termico 2009-2010
Punti di entrata Capacità disponibile Capacità conferita Saturazione (%) Capacità disponibile Capacità conferita Saturazione (%) Capacità disponibile Capacità conferita Saturazione
Tarvisio 112,6 92,2 81,9 106,0 97,8 92,2 119,7 102,8 85,9
Mazara del Vallo 90,7 80,4 88,7 101,8 93,2 91,6 103,6 98,7 95,3
Passo Gries 63,5 59,6 93,8 64,9 60,8 93,7 64,9 59,0 90,9
Gela 30,3 29,5 97,3 30,5 30,5 100,0 33,0 32,9 99,7
Cavarzere (GNL) 26,4 21,0 79,5
Panigaglia (GNL) 13,0 11,4 87,7 13,0 11,4 87,7 13,0 7,2 55,4
Gorizia 4,8 0,5 9,4 4,8 4,8
314,9 273,5 86,9 321,0 293,7 91,5 365,4 321,6 88,0

L’incremento è attribuibile principalmente alla disponibilità di capacità di trasporto di nuova realizzazione in corrispondenza del punto di entrata interconnesso con il terminale GNL di Cavarzere ed all’aumento delle capacità di trasporto di Tarvisio, Gela e Mazara del Vallo, in seguito all’entrata in esercizio di alcuni potenziamenti sulle infrastrutture di importazione dalla Russia e dal Nord Africa.

La capacità disponibile della rete ha permesso di soddisfare, anche per l’anno termico 2009-2010, tutta la domanda di capacità da parte degli Utenti, con un incremento della capacità conferita pari al 9,5%.

In aggiunta alle capacità sopra descritte, relative ai punti di entrata interconnessi con l’estero e con i terminali GNL, sono disponibili capacità di trasporto ai punti di entrata interconnessi con le produzioni nazionali per un totale di 35,2 milioni di metri cubi/giorno.

Snam Rete Gas ha predisposto il piano a lungo termine delle disponibilità di capacità di trasporto, comunicato al Ministero dello Sviluppo Economico in data 16 giugno 2009 e pubblicato sul sito di Snam Rete Gas. Il documento evidenzia i dati delle capacità in tutti i punti di entrata interconnessi con l’estero e con i terminali GNL, per l’anno termico 2009-2010 e per i successivi anni fino al 30 settembre 2019.

Capacità di trasporto gas e saturazione



Regolamentazione

Deliberazioni nn. 166/05 e 102/08 - “Criteri per la determinazione delle tariffe per il trasporto e dispacciamento del gas naturale” e “Approvazione delle proposte tariffarie relative ai corrispettivi di trasporto e dispacciamento del gas naturale”. Con la deliberazione n. 166/05 “Criteri per la determinazione delle tariffe per il trasporto e dispacciamento del gas naturale”, pubblicata il 30 luglio 2005, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha definito i criteri per la definizione delle tariffe di trasporto del gas naturale sulla Rete Nazionale e Regionale dei gasdotti per il secondo periodo di regolazione (1° ottobre 2005 - 30 settembre 2009). Per la determinazione dei livelli tariffari sono stati confermati i meccanismi già in vigore nel primo periodo di regolazione, ed è stato definito un tasso di remunerazione del capitale investito pari al 6,7% in termini reali prima delle imposte. Gli investimenti sono stati incentivati anche per il secondo periodo di regolazione tramite il riconoscimento di un tasso di remunerazione maggiorato da 1 a 3 punti percentuali rispetto a quello riconosciuto sul capitale esistente al termine dell’esercizio 2004 (6,7%), e per una durata compresa tra 5 e 15 anni. Sia l’incremento del tasso di remunerazione sia la durata sono differenziati in funzione delle diverse tipologie di investimento. I ricavi associati ai nuovi investimenti vengono riconosciuti a partire dall’anno termico successivo a quello in cui i costi sono stati sostenuti (“spending”) e sono garantiti indipendentemente dai volumi trasportati.

La metodologia di aggiornamento delle tariffe “price cap” viene applicata alle sole componenti dei ricavi di riferimento relative ai costi operativi e agli ammortamenti che vengono aggiornati con l’inflazione e ridotti di un coefficiente di produttività, fissato pari al 2% per la componente correlata alla capacità e 3,5% per quella correlata ai volumi trasportati. La componente dei ricavi correlata alla remunerazione viene determinata sulla base dell’aggiornamento annuale del capitale investito netto al 31 dicembre 2004 (RAB).

La struttura tariffaria, basata sul modello entry/exit, è stata confermata anche per il secondo periodo di regolazione, ad eccezione del corrispettivo fisso, sostituito da uno specifico corrispettivo di misura.

Con deliberazione ARG/gas 102/08 - “Approvazione delle proposte tariffarie relative ai corrispettivi di trasporto e dispacciamento del gas naturale, in attuazione della deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 29 luglio 2005, n. 166/05”, pubblicata in data 31 luglio 2008, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha approvato le tariffe di trasporto del gas naturale relative all’anno termico 2008-2009. Le tariffe sono determinate sulla base dell’aggiornamento dei ricavi di riferimento, di ricavi addizionali di 39 milioni di euro relativi agli investimenti di sviluppo realizzati nel primo periodo di regolazione e di ricavi addizionali di 233 milioni di euro relativi agli investimenti realizzati negli anni 2005–2006–2007.

Il capitale investito netto al 31 dicembre 2007 (RAB) è di 12,2 miliardi di euro. L’Autorità ha inoltre confermato, per l’anno termico 2008–2009, l’introduzione di un corrispettivo tariffario addizionale a copertura dei maggiori oneri sostenuti per l’acquisto di gas per la compressione e le perdite di rete.

Deliberazione ARG/gas 184/09 - “Approvazione della parte II - Regolazione delle tariffe per il servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale per il periodo di regolazione 2010-2013 (RTTG), approvazione della parte III - Regolazione delle tariffe per il servizio di misura del trasporto di gas naturale per il periodo di regolazione 2010-2013 (RMTG), disposizioni in materia di corrispettivo transitorio per il servizio di misura del trasporto gas per l’anno 2010 e modifiche all’Allegato A della deliberazione n. 11/07”.

Con la deliberazione ARG/gas 184/09, pubblicata in data 2 dicembre 2009, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha definito i criteri per la definizione delle tariffe di trasporto e di misura del gas naturale sulla Rete Nazionale e Regionale dei gasdotti per il terzo periodo di regolazione (1° gennaio 2010-31 dicembre 2013) 14.

L’autorità ha inoltre fissato in 33,6 milioni di euro l’ammontare da riconoscere a Snam Rete Gas per i costi addizionali sostenuti dalla Società nell’anno termico 2007-2008 per l’acquisto del gas combustibile utilizzato per l’alimentazione delle centrali di compressione.

La valutazione del capitale investito netto (RAB) viene effettuata sulla base della metodologia del costo storico rivalutato. Il tasso di remunerazione (WACC) del capitale investito netto è stato fissato pari al 6,4% in termini reali prima delle imposte.

Sono stati confermati gli incentivi ai nuovi investimenti, prevedendo una maggiore remunerazione rispetto al tasso base (WACC) variabile, in relazione alla tipologia di investimento, dall’1% al 3% e per un periodo da 5 a 15 anni.

Gli ammortamenti delle infrastrutture di trasporto (metanodotti) sono calcolati sulla base di una vita economico-tecnica pari a 50 anni e vengono sottratti dal meccanismo del price cap.

I costi operativi riconosciuti vengono determinati sulla base dei costi operativi effettivamente sostenuti nell’esercizio 2008 e incrementati del 50% dei maggiori recuperi di produttività realizzati nel secondo periodo di regolazione.

Il fuel gas viene riconosciuto come pass-through ed escluso dal meccanismo del price cap.

La quota parte dei ricavi correlata ai volumi effettivamente trasportati viene determinata sulla base dei costi operativi riconosciuti e risulta pari a circa il 15% dei ricavi di riferimento.

Deliberazione ARG/gas 192/09 - “Modifiche della deliberazione 17 luglio 2002, n. 137/02 per la definizione di criteri per il trattamento delle partite di gas naturale non oggetto di misura (gas di autoconsumo, perdite di rete, svaso/invaso della rete e gas non contabilizzato) nell’ambito del servizio di bilanciamento”.

Con la deliberazione ARG/gas 192/09, pubblicata in data 15 dicembre 2009, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, in applicazione dei nuovi criteri tariffari disposti con la deliberazione ARG/gas 184/09, ha definito le modalità di corresponsione in natura, da parte degli utenti del servizio all’impresa maggiore di trasporto, dei quantitativi di gas a copertura del fuel-gas, delle perdite di rete e del gas non contabilizzato, dovuti in quota percentuale dei quantitativi rispettivamente immessi e prelevati dalla rete di trasporto.

Deliberazione ARG/gas 198/09 - “Approvazione delle proposte tariffarie relative ai corrispettivi di trasporto e dispacciamento del gas naturale e del corrispettivo transitorio per il servizio di misura del trasporto gas per l’anno 2010”.

In base ai criteri descritti, con la deliberazione ARG/gas 198/09, l’Autorità ha approvato le tariffe di trasporto, dispacciamento e misura per l’anno 2010.

Le tariffe sono state determinate sulla base dei ricavi di riferimento riconosciuti pari a 1.703 milioni di euro, (al netto di tutti i costi pass-through, ivi inclusi il fuel gas e le perdite di rete), dei ricavi addizionali relativi agli incentivi per gli investimenti di sviluppo realizzati nel primo periodo di regolazione, pari a circa 28 milioni di euro, e dei ricavi associati ai costi per il bilanciamento del sistema, pari a circa 23 milioni di euro.

I ricavi effettivi dell’anno 2010 dovranno inoltre tenere conto della crescita dei volumi trasportati rispetto al valore di riferimento, assunto pari a 75,7 miliardi di metri cubi.

La quota parte dei ricavi associata alla capacità di trasporto è garantita e risulta pari a circa l’85% dei ricavi di riferimento.

La RAB al 31 dicembre 2008 per l’attività di trasporto, dispacciamento e misura è di 12,8 miliardi di euro.

Deliberazione VIS 8/09 - “Chiusura dell’istruttoria conoscitiva avviata con la deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 15 aprile 2008, VIS 41/08, sulla corretta applicazione delle previsioni in materia di gas non contabilizzato delle reti di trasporto del gas naturale nel periodo 2004-2006”.

Con la deliberazione VIS 8/09, pubblicata in data 5 febbraio 2009, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha concluso l’indagine preliminare per l’acquisizione delle informazioni relative all’andamento del Gas Non Contabilizzato (GNC) nel sistema di trasporto con riferimento al periodo 2004- 2006 e ha avviato un’istruttoria conoscitiva in merito all’adeguatezza prestazionale e di manutenzione di una parte del parco impianti di misura della rete di trasporto la cui chiusura, fissata per il 30 settembre 2009, è stata prorogata al 31 marzo 2010 con deliberazione VIS 96/09.

(8) I settori di attività (Trasporto di gas naturale, Rigassificazione di GNL, Distribuzione e Stoccaggio di gas naturale), coerenti con la reportistica interna, sono stati individuati dal management e sono riconducibili alle attività svolte, in via prevalente, rispettivamente da Snam Rete Gas, GNL Italia, Italgas e le sue imprese controllate e da Stogit.
(9) I criteri per la definizione della Rete Nazionale sono riportati dal Decreto del ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato del 22 dicembre 2000 su delega del Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (c.d. Decreto Letta).
(10) Punto Virtuale presso il quale gli Utenti possono effettuare, su base giornaliera, scambi e cessioni di gas immesso nella Rete Nazionale.
(11) Numero di punti di entrata al 31 dicembre 2009.
(12) Gli incentivi agli investimenti sono gli stessi previsti per il secondo periodo di regolazione.
(13) La Deliberazione ARG/gas 192/09 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, in applicazione dei nuovi criteri tariffari per il 3° periodo di regolazione disposti con la deliberazione ARG/gas 184/09, ha fissato, a partire dal 1° gennaio 2010, nuove modalità per il riconoscimento dei costi relativi al GNC e al gas necessario al funzionamento delle centrali di compressione. Tali informazioni sono fornite al successivo paragrafo “Regolamentazione”.
(14) L’Autorità con deliberazione ARG/gas 135/09, pubblicata il 28 settembre 2009, ha prorogato per il periodo 1° ottobre - 31 dicembre 2009 la validità delle tariffe approvate per l’anno termico 2008-2009.