Trasporto di gas naturale

Risultati

I ricavi totali ammontano a 1.008 milioni di euro, in aumento di 22 milioni di euro, pari al 2,2%, rispetto al primo semestre 2016 (986 milioni di euro). Al netto delle componenti che trovano contropartita nei costi⁸, i ricavi totali ammontano a 918 milioni di euro, in aumento di 20 milioni di euro, pari al 2,2%, rispetto al corrispondente periodo dell’anno precedente.

l ricavi regolati (993 milioni di euro) si riferiscono ai corrispettivi per il servizio di trasporto di gas naturale (973 milioni di euro) e a proventi a fronte delle cessioni di gas naturale effettuate ai fini del bilanciamento del sistema gas (16 milioni di euro)⁹ e degli incentivi riconosciuti al Responsabile del Bilanciamento (RdB) (4 milioni di euro) a seguito delle azioni poste in atto, così come previsto dalla delibera 554/2016/R/gas. I ricavi regolati, al netto delle componenti che trovano contropartita nei costi, ammontano a 903 milioni di euro, in aumento di 22 milioni di euro, pari al 2,5%, rispetto al primo semestre 2016. L’incremento è dovuto essenzialmente ai maggiori ricavi derivanti dal contributo degli investimenti effettuati nel 2015 (+41 milioni di euro) e dai maggiori volumi di gas naturale immesso nella rete (+8 milioni di euro). Tali fattori sono stati in parte compensati dagli effetti dell’aggiornamento del capitale investito riconosciuto ai fini regolatori RAB (-30 milioni di euro).

I ricavi non regolati (15 milioni di euro) registrano una riduzione di 2 milioni di euro, pari al 11,8%, rispetto al primo semestre 2016, dovuta principalmente ai minori proventi derivanti dalle cessioni di gas da magazzino (-2 milioni di euro).

L’utile operativo ammonta a 536 milioni di euro, in aumento di 21 milioni di euro, pari al 4,1%, rispetto a quello conseguito nel primo semestre 2016. Il suddetto incremento è riconducibile ai maggiori ricavi (+20 milioni di euro; +2,2%) e ai minori costi operativi (+10 milioni di euro; pari al 7,9%), dovuti principalmente alle minori minusvalenze registrate nel periodo (+5 milioni di euro) e ai minori prelievi per cessioni di gas naturale (+2 milioni di euro). Tali effetti sono stati in parte compensati dai maggiori ammortamenti (-9 milioni di euro; pari al 3,5%), a seguito prevalentemente dell’entrata in esercizio di nuove infrastrutture.

Gli investimenti tecnici del primo semestre 2017 ammontano a 378 milioni di euro, in aumento di 59 milioni di euro (+18,5%) rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente (319 milioni di euro). Gli investimenti sono stati classificati in coerenza con la delibera 514/2013/R/gas dell’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas ed il Sistema Idrico (di seguito anche AEEGSI o Autorità), che ha individuato differenti categorie di progetti cui è associato un diverso livello di remunerazione.

I principali investimenti di sviluppo di nuova capacità di trasporto sulla Rete Nazionale funzionale alla capacità di importazione ed esportazione, per i quali è prevista una maggiore remunerazione del 2,0% (127 milioni di euro) riguardano principalmente:

• nell’ambito dell’iniziativa di supporto del mercato nell’area Nord Occidentale del Paese e per consentire l’inversione dei flussi fisici di trasporto nei punti di interconnessione con il Nord Europa (119 milioni di euro) nell’area della Pianura Padana: (i) il completamento dei lavori relativi al metanodotto Zimella-Cervignano; (ii) il proseguimento dei lavori di costruzione del metanodotto Cervignano-Mortara; (iii) il proseguimento delle attività relative alle forniture di turbocompressori relativi alle Nuove Centrali di Sergnano e Minerbio;
• nell’ambito dei progetti di potenziamento della rete di trasporto dai punti di entrata del Sud Italia (5 milioni di euro): (i) il proseguimento dei lavori complementari del metanodotto Biccari-Campochiaro, in Campania-Puglia-Molise; (ii) il proseguimento dei lavori di costruzione dei ricollegamenti del metanodotto Massafra-Biccari.

I principali investimenti di sviluppo di nuova capacità di trasporto sulla Rete Regionale e sulla Rete Nazionale, per i quali è prevista una maggiore remunerazione dell’1,0% (46 milioni di euro) riguardano numerose opere finalizzate al potenziamento della rete ed al collegamento di nuovi punti di riconsegna regionale e nazionale, tra cui si segnalano:

• il proseguimento dei lavori di costruzione dei metanodotti e allacciamenti connessi all’iniziativa di metanizzazione della Regione Calabria (20 milioni di euro), tra cui la Derivazione per Montebello J. e Melito Porto Salvo;
• il proseguimento dei lavori complementari di costruzione relativi al potenziamento del metanodotto Gavi-Pietralavezzara, in Piemonte-Liguria (5 milioni di euro).

Gli investimenti di sostituzione e altri investimenti con remunerazione base (205 milioni di euro), riguardano principalmente opere volte al mantenimento dei livelli di sicurezza e qualità degli impianti (168 milioni di euro), la realizzazione di nuovi impianti di odorizzazione dei punti di riconsegna (7 milioni di euro) nell’ambito del progetto di Upgrading dei Punti di Riconsegna (PDR), per la realizzazione progetti relativi allo sviluppo di nuovi sistemi informativi e all’implementazione degli esistenti (18 milioni di euro), opere di rivalse su terzi (5 milioni di euro) e l’acquisto di altri beni strumentali all’attività operativa (4 milioni di euro), tra cui investimenti per acquisto automezzi (2 milioni di euro).

Andamento operativo

Immissioni e prelievi di gas nella rete di trasporto

I volumi di gas sono espressi in Standard metri cubi (Smc) con Potere Calorifico Superiore (PCS) convenzionalmente pari a 38,1 MJ/Smc (10,572 Kwh/Smc). Il dato elementare è misurato in energia (MJ) ed è ottenuto moltiplicando i metri cubi fisici effettivamente misurati per il relativo potere calorifico.

I volumi di gas immesso in rete nel primo semestre 2017 ammontano complessivamente a 38,08 miliardi di metri cubi, in aumento di 4,0 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2016 (+11,7%). L’aumento è attribuibile essenzialmente alla maggiore domanda di gas in Italia (+3,46 miliardi di metri cubi; +9,6%), registrata in tutti i settori, rispettivamente nel settore termoelettrico (+2,14 miliardi di metri cubi; + 21,2%), a fronte principalmente della riduzione della produzione di energia idroelettrica e del proseguimento del fermo di alcuni impianti nucleari francesi nei primi due mesi dell’anno, industriale (+0,61 miliardi di metri cubi; +7,3%) e residenziale e terziario (+0,50 miliardi di metri cubi; +3,0%).

La domanda di gas in termini normalizzati per la temperatura è stimata pari a 39,92 miliardi di metri cubi, in aumento di 2,74 miliardi di metri cubi, pari al 7,4%, rispetto al corrispondente valore del primo semestre 2016 (37,18 miliardi di metri cubi).

Le immissioni in Rete dai campi di produzione nazionale o dai loro centri di raccolta e trattamento sono state pari a 2,57 miliardi di metri cubi, in riduzione di 0,14 miliardi di metri cubi (-5,2%) rispetto al primo semestre 2016.

I volumi di gas immesso in rete per punti di entrata sono stati pari a 35,51 miliardi di metri cubi, in aumento di 4,14 miliardi di metri cubi, pari al 13,2%, rispetto al primo semestre 2016. L’aumento è attribuibile principalmente ai maggiori volumi immessi dai punti di entrata di Mazara del Vallo (+1,38 miliardi di metri cubi; +15,9%), Passo Gries (+1,26 miliardi di metri cubi; +47,9%) e Tarvisio (+0,76 miliardi di metri cubi; +5,3%).

Regolamentazione

Deliberazione 82/2017/R/gas – “Avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe e qualità del servizio di trasporto del gas naturale, per il quinto periodo di regolazione (5PRT)”

Con deliberazione 82/2017/R/gas, pubblicata in data 24 febbraio 2017, l’Autorità ha avviato il procedimento per definire la regolazione tariffaria del prossimo periodo regolatorio del trasporto del gas naturale, ipotizzando di posticiparne l’avvio al 2019, rispetto al 2018. Il procedimento avviato comprende la ridefinizione dell’assetto dell’attività di misura.

Documento di consultazione 413/2017/R/gas – “Criteri di regolazione delle tariffe e della qualità del servizio di trasporto del gas naturale per il quinto periodo di regolazione. Inquadramento generale e linee di intervento”

Con il documento di consultazione 413/2017/R/gas, pubblicato in data 12 giugno 2017, l’AEEGSI ha presentato gli orientamenti per l’aggiornamento dei criteri tariffari del servizio di trasporto del gas naturale. In particolare, viene proposta l’introduzione di un periodo transitorio della durata di 2 anni (2018 e 2019), in cui si prevede il sostanziale mantenimento dei principi della regolazione vigente, e l’inizio del quinto periodo di regolazione a partire dal 2020, della durata prevista di 4 anni.

I criteri per il periodo transitorio saranno oggetto di uno specifico provvedimento che sarà adottato entro il prossimo mese di agosto, mentre le ipotesi regolatorie per il quinto periodo verranno illustrate in successivi documenti di consultazione.

Altre informazioni

Deliberazione 608/2015/R/gas – Procedimento per la determinazione della quota parte degli oneri derivanti dai crediti non riscossi, da riconoscere al responsabile del bilanciamento gas

Con Deliberazione del 5 aprile 2013 n. 145/2013/R/gas, l’AEEGSI ha avviato un “procedimento per la determinazione della quota parte degli oneri derivanti dai crediti non riscossi, da riconoscere al responsabile del bilanciamento gas, per il periodo 1 dicembre 2011-23 ottobre 2012”.Tale procedimento scaturisce dagli esiti dell’istruttoria conoscitiva avviata con Deliberazione 282/2012/R/gas avente ad oggetto le modalità di regolazione delle partite economiche del bilanciamento e delle azioni adottate a tutela del sistema relativamente al periodo 1 dicembre 2011-31 maggio 2012.

Ad esito del procedimento l’AEEGSI, con Deliberazione 608/2015/R/gas dell’11 dicembre 2015, ha ritenuto di non riconoscere la quota parte dei crediti non riscossi in relazione alle specifiche fattispecie oggetto di istruttoria, il cui valore nominale complessivo ammonta a circa 130 milioni di euro.

La Società ha provveduto negli esercizi precedenti ad accantonare un fondo svalutazione crediti a copertura degli oneri derivanti dal procedimento in oggetto e, ritenendo che vi fossero i presupposti per il riconoscimento della quota parte degli oneri derivanti dai crediti non riscossi e oggetto del procedimento in questione, ha impugnato la Deliberazione 608/2015/R/gas dinanzi all’autorità giudiziaria competente.

Il 17 gennaio 2017 è stata celebrata l’udienza di merito. Con sentenza n. 942/2017, pubblicata in data 21 aprile 2017, il TAR Milano ha parzialmente accolto il ricorso di Snam Rete Gas ritenendo che, in relazione ad alcune delle fattispecie oggetto dell’istruttoria, vi fossero i presupposti per il riconoscimento, in tutto o in parte, degli oneri derivanti dai relativi crediti non riscossi per un importo complessivo di circa 38 milioni di euro.

Entrambe le parti hanno proposto appello parziale alla succitata sentenza. Si resta in attesa della fissazione dell’udienza innanzi al Consiglio di Stato.

Biometano

Nel corso del 2016 con le delibere n. 204/2016 e n. 809/2016 l’AEEGSI ha approvato le proposte di Codice di Rete di Snam Rete Gas sulle condizioni di accesso per le produzioni di biometano, aprendo il mercato a nuovi operatori che possono connettersi alla rete di trasporto immettendolo in rete. In data 30 giugno 2017 il primo biometano è stato immesso nella rete nazionale da parte dell’azienda Montello S.p.A., leader italiano ed europeo nel recupero e riciclo dei rifiuti organici da raccolta differenziata (FORSU). La produzione annua di biometano a Montello prevista a regime sarà paria a circa 32 milioni di standard metri cubi, che rappresenta l’equivalente quantitativo di biocarburante per una percorrenza di circa 640 milioni di chilometri da parte di “autoveicoli bio”.

Eventi successivi

Nomina CEO Snam Rete Gas

Il Consiglio di Amministrazione di Snam Rete Gas, riunitosi il 24 luglio 2017, ha cooptato Marco Alverà quale nuovo componente del Consiglio in sostituzione di Luca Schieppati che ha rassegnato le dimissioni in considerazione della carica di Managing Director in Trans Adriatic Pipeline (“TAP”). Il Consiglio ha nominato Marco Alverà Amministratore Delegato della società; carica che assume mantenendo quella di Amministratore Delegato di Snam.