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1/37 Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto di gas naturale 2016-2025 8 settembre 2016
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Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto di gas naturale
2016-2025
8 settembre 2016
V
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Indice delle figure .................................................................................................................................... 3
Indice delle tabelle ................................................................................................................................... 4
Indice dei termini utilizzati ...................................................................................................................... 5
1. Executive summary .......................................................................................................................... 6
2. Profilo della società .......................................................................................................................... 9 2.1. Chi siamo ..................................................................................................................................... 9 2.2. Cosa facciamo .............................................................................................................................. 9
3. Panoramica e trend prospettici del mercato del gas naturale .......................................................... 10 3.1. Introduzione ............................................................................................................................... 10 3.2. Situazione ed evoluzioni attese in Europa ...................................................................................... 10 3.3. Situazione ed evoluzioni attese in Italia ......................................................................................... 12
4. Progetti di sviluppo della rete di ITG S.p.A. ................................................................................... 14 4.1. Progetti post-FID ........................................................................................................................ 14 4.2. Progetti pre-FID .......................................................................................................................... 14
4.2.1. Progetto Piombino-Isola d’Elba ............................................................................................ 15 a) Razionale ........................................................................................................................... 15 b) Caratteristiche tecniche ........................................................................................................ 16 c) Tempi ................................................................................................................................ 16 4.2.2. Analisi Economica e Finanziaria del progetto ........................................................................ 17 a) Approccio utilizzato ............................................................................................................ 17 b) Assunzioni e risultati ........................................................................................................... 18 4.2.3. Ulteriori vantaggi e compatibilità con altri progetti ................................................................ 19 4.2.4. Conclusioni ........................................................................................................................ 19
5. Appendice – Metodologia dell’analisi Costi Benefici ....................................................................... 21 5.1. Metodologia CBA ....................................................................................................................... 21 5.2. Approccio applicato al progetto Piombino – Isola d’Elba ............................................................... 23
6. Appendice - Risultati del PS-CBA per il progetto ........................................................................... 25 6.1. Analisi Economica ...................................................................................................................... 25
a) Assunzioni .......................................................................................................................... 25 b) Risultati .............................................................................................................................. 25 c) Analisi di sensitività ............................................................................................................ 27 d) Analisi scenario addizionale ................................................................................................. 30
6.2. Analisi Finanziaria del progetto .................................................................................................... 32 a) Approccio ........................................................................................................................... 32 b) Assunzioni .......................................................................................................................... 34 c) Risultati .............................................................................................................................. 35
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Indice delle figure
Figura 1: Collegamento Piombino- Cavo ................................................................................ 16
Figura 2: Dinamiche evolutive di prezzo secondo i due scenari di analisi .............................. 22
Figura 3: Redditività economica del progetto .......................................................................... 27
Figura 4: Dinamiche evolutive di prezzo secondo i due scenari di analisi .............................. 31
Figura 5: Redditività economica del progetto .......................................................................... 32
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Indice delle tabelle
Tabella 1: Caratteristiche tecniche collegamento Piombino-Isola d’Elba. .............................. 16
Tabella 2: Diagramma delle tempistiche relative al progetto Piombino-Isola d’Elba ............. 17
Tabella 3: Sintesi consumi ed emissioni differenziali legati alla realizzazione del progetto .. 25
Tabella 4 : Sintesi costi e benefici economici derivanti dal progetto ...................................... 26
Tabella 5: Analisi di sensitività relativa alla variazione del costo dell’investimento .............. 28
Tabella 6: Analisi di sensitività relativa alla variazione dei costi operativi ............................ 29
Tabella 7: Analisi di sensitività ad un ritardo nella partenza della fase operativa ................... 29
Tabella 8: Redditività finanziaria del progetto ........................................................................ 36
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Indice dei termini utilizzati
Elenco di sigle o termini specifici utilizzati nel testo:
ACQ: Annual Contracted Quantity
CAM: Capacity Allocation Mechanisms
CMP: Congestion Management Process
ENTSOG: European Network of Transmission System Operators for Gas
ESW: Energy System Wide
EU ETS: European Emission Trading System
FER: Fonti Energetiche Rinnovabili
FEED: Front-End Engineering Design
FID: Final Investment Decision
GNL : Gas Naturale Liquefatto
GRIP: Gas Regional Investment Plan
ITG: Infrastrutture Trasporto Gas SpA
NC: Network Code
OTC: Over-The-Counter
PCI: Project of Common Interest
PS: Project Specific
SECA: SOx Emission Control Areas
SEN: Strategia Energetica Nazionale
TEN-E: Trans-European Energy Networks
TPA: Third Party Access
TSO: Transmission System Operator
UIOLI: Use-It-Or-Lose-It
WACC: Weighted Average Cost of Capital
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1. Executive summary
1. In ottemperanza alle vigenti norme comunitarie e nazionali, Infrastrutture Trasporto Gas S.p.A. (di
seguito anche “ITG” o la “Società”) pubblica annualmente il proprio piano di sviluppo decennale
delle reti di trasporto di gas naturale (di seguito anche solo il “Piano”), a beneficio delle imprese
del sistema gas e di tutti i soggetti interessati.
2. Il quadro strategico e competitivo del futuro mercato del gas in Europa sembra essere sempre più
influenzato dal contesto extra europeo:
(i) il rallentamento della crescita della domanda asiatica e la contestuale entrata in esercizio dal
2016 al 2020 di impianti di liquefazione (principalmente in USA ed Australia) potrebbero
invertire il rapporto tra domanda e offerta per i prossimi 10 anni, portando a una situazione di
mercato “lungo” del GNL; tale situazione già mostra le prime evidenze, tra cui la quasi
completa erosione del premio che tradizionalmente ha accompagnato i prezzi nel Far East;
(ii) anche considerando la saturazione in via prioritaria di altri mercati GNL, ciò implica la
necessità per i detentori di volumi di GNL di competere anche in Europa, che passerà da
essere un mercato “di ripiego” rispetto all’Asia ad un mercato “pivotale” per il GNL, con la
conseguente contrapposizione con gli approvvigionamenti via gasdotto, generando un trend di
diminuzione del prezzo, ed in particolare con il gas russo, reso tra l’altro particolarmente
competitivo dalla svalutazione del rublo e che ha portato ad una forte riduzione del costo di
produzione espresso in euro, almeno fino alla frontiera europea;
(iii) a ciò si somma la strutturale debolezza delle quotazioni di greggio (che spinge al ribasso la
parte ancora sostanziale di contratti di import gas legati ai prodotti petroliferi); nel lungo
termine invece, l’impatto delle politiche ambientali volte a ridurre le emissioni clima alteranti,
e che vedono nel carbone il “nemico pubblico numero 1”, potrebbero portare ad un
incremento dei prezzi del gas.
3. Di fronte tale situazione, ci aspettiamo:
(i) una moderata ripresa dei consumi gas in Europa, il cui livello dipenderà dalle politiche
ambientali e da quanto l’uscita del carbone sarà appannaggio del gas, in luogo delle energie
rinnovabili o del nucleare, qualora i progetti di nuovi impianti in UK (Hinkley Point) avessero
anche un seguito altrove;
(ii) un periodo di prezzi “calmierati” dalla competizione GNL - gas russo, soprattutto nei paesi
dell’Europa Nord Occidentale, i più dotati di capacità di rigassificazione.
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4. A tal proposito, ITG ritiene di fondamentale importanza lo sviluppo di interconnessioni
transfrontaliere di trasporto intra-europee, per consentire di diffondere il beneficio della
competizione attraverso la riduzione dei colli di bottiglia infrastrutturali ancora esistenti tra gli
Stati Membri.
5. Per quanto riguarda l’Italia, le prospettive di diventare un “hub” del gas per l’Europa
Mediterranea, intercettando volumi sia dal Nord Africa attraverso le infrastrutture esistenti, sia
dall’Asia Centrale, attraverso un Corridoio Sud, appaiono in questa fase meno “solide”,
soprattutto per le grandi incertezze relative al pieno sviluppo del Corridoio Sud (basti citare al
ruolo della Russia nella regione) a fronte invece del “momento” industriale e politico raccoltosi
intorno all’espansione del Nord Stream per il trasporto del gas russo in Germania, bypassando
l’Ucraina.
6. In merito agli sviluppi progettuali proposti, ITG ha individuato come proprio obiettivo ai fini dello
sviluppo della rete nazionale italiana l’estensione del mercato del gas naturale ad aree fino ad oggi
escluse dal processo di metanizzazione. Da qui un approccio integrato, finalizzato allo sviluppo di
una iniziativa tesa a consentire la metanizzazione delle isole Elba, Corsica e Sardegna, attuando un
progetto tecnicamente efficiente, con il minore investimento possibile.
7. A tal proposito, è doveroso segnalare che il progetto di metanizzazione delle isole Elba, Corsica e
Sardegna:
(i) si caratterizzava per essere alternativo al progetto GALSI, quindi aveva come presupposto
l’abbandono definitivo dell’iniziativa GALSI, circostanza questa ultima non ancora
realizzata;
(ii) richiedeva l’identificazione di un soggetto promoter per la realizzazione delle tratte di
metanodotto con partenza da Bastia (Corsica) per poi raggiungere Ajaccio, il c.d. progetto
Cyrenee, e in seguito la Sardegna; tuttavia il progetto Cyrenee appare definitivamente
“congelato” dal suo promoter GRTGaz;
(iii) non ha suscitato particolare interesse politico da parte delle istituzioni nazionali che non sono
intervenute per promuovere l’iniziativa, rimasta pertanto senza una base programmatica in
comune tra Italia e Francia; le istituzioni a livello regionale e nazionale, sembrano favorire
invece altre iniziative, come gli SSLNG sull’onda di ritorni adeguati e garantiti da un mercato
locale, non interconnesso con i principali hub continentali;
8. Assunto quanto indicato al precedente punto, l’iniziativa di sviluppo di ITG descritta con il
presente Piano si limita quindi al solo tratto Piombino – Isola d’Elba (presso Cavo) propedeutico
per la metanizzazione dell’isola toscana, avente impatto esclusivamente nazionale.
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9. Il progetto è stato valutato con il metodo di analisi costi-benefici sviluppato ed armonizzato a
livello Europeo da ENTSOG ed approvato dalla Commissione europea (metodologia ESW CBA -
Energy System Wide Cost Benefits Analysis).
10. I risultati della valutazione in questione, illustrati nel presente documento, mostrano che il
progetto, porterebbe ai seguenti vantaggi per i territori interessati 1
:
(i) un beneficio economico netto, a regime, superiore a 8 M€/anno
(ii) una riduzione di emissioni di CO2 pari, a regime, ad oltre 11.500 Ton/anno
11. Inoltre, non sono da sottovalutare i vantaggi derivanti sull’indotto turistico e recettivo dell’isola
dati dalla maggior sicurezza degli approvvigionamenti che il gasdotto garantirebbe rispetto a tutte
le altre possibili forme di approvvigionamento energetico.
1 Stime in base alla valutazione economica effettuata secondo la metodologia ESW-CBA, sulla base degli scenari
macroeconomici forniti da ENTSOG.
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2. Profilo della società
2.1. Chi siamo
12. ITG è una società controllata al 100 % dal gruppo Edison S.p.A. a sua volta controllato dal gruppo
Électricité de France (EDF).
13. ITG, in qualità di Gestore di Trasporto Indipendente, certificato in conformità al D.Lgs. 93/2011,
contribuisce al corretto funzionamento della rete di trasporto da cui dipende l’accesso al gas
naturale per i consumatori italiani.
2.2. Cosa facciamo
14. Attualmente, ITG possiede e gestisce in TPA (Third Party Access) il metanodotto
Cavarzere-Minerbio che permette di collegare il terminale di rigassificazione off-shore posto a
largo di Porto Viro (Provincia di Rovigo), di proprietà e gestito da Terminale Adriatic LNG, con.
la rete di trasporto nazionale gas di Snam Rete Gas presso il punto di interconnessione di Minerbio
(Provincia di Bologna).
15. L’infrastruttura gioca un ruolo fondamentale nella diversificazione e nella sicurezza degli
approvvigionamenti energetici Italiani. Il metanodotto Cavarzere-Minerbio, unica
interconnessione con il terminale di Rovigo, ha infatti permesso l’apertura di un nuovo entry point
nazionale, la costituzione del punto di scambio fisico in Minerbio e, con una capacità di trasporto
di oltre 9 GSm3 all’anno, ha consentito, a partire dal 2009, l’importazione di quantità di gas
mediamente pari a circa il 10% del fabbisogno nazionale di gas.
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3. Panoramica e trend prospettici del mercato del gas naturale
3.1. Introduzione
16. Nel 2015 la domanda gas in Europa ha registrato una leggera ripresa, per l’effetto combinato di
fattori climatici favorevoli rispetto all’anno precedente e di un recupero di competitività nel
segmento termoelettrico nei confronti del carbone, il cui prezzo ha “seguito” la discesa del gas, ma
con una traiettoria meno accentuata. In tale contesto, si prevede che il trend di moderata crescita
della domanda perduri anche al 2020 ed oltre, seppur senza raggiungere i livelli pre-crisi, per
effetto della riduzione della generazione elettrica da carbone e, per alcuni mercati, da nucleare.
17. Dal lato dell’offerta, a causa dell’attesa contrazione della produzione domestica, la necessità di
import è destinata ad aumentare anche qualora la domanda gas fosse stagnante, creando così i
presupposti per una competizione tra gas russo e GNL, che ad oggi rappresentano le due tipologie
di fonti di approvvigionamento più realistiche in termini di fruibilità per il mercato europeo nel
medio termine.
18. In questo quadro competitivo, si profila una necessità a livello continentale (così come a livello
nazionale) di potenziare le infrastrutture esistenti e di crearne di nuove, al fine di poter cogliere
eventuali opportunità di forniture “competitive” negli anni a venire e di diversificare, per quanto
possibile, le fonti di approvvigionamento.
3.2. Situazione ed evoluzioni attese in Europa
19. Nonostante l’attesa crescita del contributo delle rinnovabili per il soddisfacimento del fabbisogno
di energia primaria e il forte stimolo ad interventi di efficienza energetica, le previsioni sui
consumi gas in Europa sono stabili, se non in leggero rialzo, grazie alla prevista parziale
sostituzione di parte della generazione elettrica da carbone ed altre fonti fossili per effetto delle
direttive comunitarie in materia di emissioni2, nonché sul phase out di impianti nucleari atteso in
alcuni mercati, in primis la Germania.
20. In un’ottica di medio-lungo termine, a causa della progressiva riduzione della produzione locale e
dell’approssimarsi della scadenza di numerosi contratti di fornitura long-term, lo spazio
competitivo potenziale per nuove fonti di approvvigionamento si amplierà fino a superare la soglia
dei 100 GSm3 al 2025.
2 Direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 24 novembre 2010 , relativa alle emissioni industriali
(prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento), recepita in Italia con D. Lgs. 4 marzo 2014, n. 46, entrato in vigore
l’11 aprile 2014.
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21. In tale scenario competitivo, le due fonti principali che si sfideranno per aggiudicarsi la domanda
contendibile sul mercato risultano essere il gas russo (fornitura tramite pipeline) e il GNL, in larga
parte probabilmente di origine statunitense
(i) Per quanto riguarda il gas russo, si prevede una crescita della capacità di export nei confronti
dell’UE28, a seguito di un rilassamento delle tensioni geopolitiche riscontrate negli ultimi anni (si
considera probabile, infatti, un ampliamento della capacità sull’attuale corridoio Nord Stream)
(ii) Per quanto riguarda le forniture di GNL, l’ormai acclarata minor crescita della domanda asiatica
rispetto alle previsioni ed il contestuale aumento di offerta di GNL causeranno nei prossimi anni
una sovraccapacità produttiva. Conseguentemente i produttori e/o detentori di contratti GNL
torneranno a guardare all’Europa come possibile sbocco commerciale ed a competere con le
forniture via pipeline per assicurarsi domanda, con un probabile trend ribassista dei prezzi.
22. Si ritiene che le altre potenziali fonti di approvvigionamento difficilmente potranno rispondere alle
crescenti necessità europee, almeno nel medio termine. Nello specifico:
(i) Azerbaijan: al netto della produzione già contrattualizzata per Shah Deniz II e destinata al TAP
(ca. 10 GSm3), eventuali aumenti di volumi sono ad oggi in dubbio, e sarebbero comunque di
modesta entità (al massimo ulteriori 10 GSm3) in considerazione della crescita del fabbisogno di
import Europeo;
(ii) Turkmenistan: la produzione di gas turkmeno rimarrà quasi totalmente asservita alle forniture
dell’area asiatica, in particolare del mercato cinese, dove risultano già in essere numerosi contratti
long-term a dimostrazione di un consolidato rapporto di collaborazione tra i governi dei due paesi
nel settore dell’esplorazione e produzione di idrocarburi;
(iii) Iran: lo sfruttamento delle risorse iraniane è subordinato alla realizzazione di ingenti investimenti
infrastrutturali che realisticamente richiederanno molti anni. Inoltre, l’aumento di produzione gas
attesa in Iran sarà inizialmente destinata ad usi interni, data la crescita della domanda e le esigenze
dell’industria petrolifera (il gas è usato anche per estrarre petrolio con reiniezioni). L’Iran potrà
dunque avere un ruolo rilevante nel panorama dell’export gas solo dopo il 2025;
(iv) Nord Africa: i tradizionali Paesi produttori sono attraversati da ingenti problemi di
rimpiazzamento delle riserve (es. Algeria) o da tensioni geopolitiche (es. Libia) tali da rendere
problematico il mantenimento del livello di export degli scorsi anni. Inoltre, recenti scoperte di
giacimenti gas in altri Paesi (es. Zohr, in Egitto), saranno prevalentemente utilizzati per rispondere
alla crescente domanda locale;
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(v) Israele/Cipro: le riserve del “Bacino del Levante” (tra cui le recenti scoperte del campo di
produzione Leviathan), saranno utilizzate, in campo Israeliano, prioritariamente per il
soddisfacimento dei bisogni nazionali, con un tetto massimo alle esportazioni fissato al 40% della
produzione totale; mentre in generale aspetti di natura geopolitica (e.g. rapporti tra Cipro, Israele e
Turchia) hanno un effetto disincentivante su eventuali investitori interessati all’export.
23. Questo contesto di competizione tra il gas russo ed il GNL appare comunque favorevole alla domanda
Europea nei prossimi 10 anni, per via dell’esigenza di dover ripagare gli investimenti fatti (soprattutto
lato GNL) anche al costo di vendere “sottocosto” la commodity. Tuttavia, alcune considerazioni sono
d’obbligo:
(i) ad oggi le infrastrutture idonee ad accogliere i nuovi volumi di GNL attesa sono concentrate
soprattutto nel Nord Europa ed in Spagna (peraltro limitate da vincoli di rete verso l’Europa);
(ii) il problema di una sicurezza di approvvigionamenti “competitivi” si ripresenterà post 2025,
quando, nella situazione attuale, il fabbisogno di import sarà tale da rendere la fonte di gas
russo nuovamente “pivotale” per il mercato.
3.3. Situazione ed evoluzioni attese in Italia
24. Per quanto riguarda il mercato italiano, si prevede che la lieve ripresa dei consumi nel 2015 (a seguito
del record negativo del 2014 dovuto alle straordinarie condizioni climatiche) si consoliderà nei
prossimi anni, pur senza mai tornare ai livelli pre-crisi (le previsioni al 2025 sono di un fabbisogno
nazionale sostanzialmente inferiore agli 80 Bcm) a causa della crescente spinta per investimenti in
efficienza energetica e del ruolo ormai strutturale delle fonti rinnovabili nel parco di generazione
elettrico.
25. La moderata ripresa dei consumi è soprattutto dovuta al recupero della produzione dei cicli combinati e
del fabbisogno del comparto industriale, a cui si affianca un crescente interesse per il metano come
combustibile nel settore dei trasporti. Tali previsioni, peraltro, non tengono in considerazione possibili
ulteriori espansioni della rete nazionale ad aree ad oggi “non-metanizzate”, tra cui la più importante è la
Sardegna, che potrebbe portare consumi addizionali a regime per quasi 1 GSm3/anno.
26. Dal punto di vista dell’offerta, ad oggi l’unico possibile apporto ad una crescita della produzione
nazionale (le cui previsioni sono ad oggi stabili, se non in leggera decrescita) potrà arrivare dalla
produzione di bio-metano, il cui contributo sarà peraltro limitato e fortemente subordinato agli schemi
di incentivazione riconosciuti a livello regolatorio.
27. Allo stesso tempo, sembrano ridursi le prospettive che il paese possa imporsi quale polo attrattore del
gas naturale nell’area Mediterranea a seguito del già citato accordo per l’espansione della capacità di
trasporto lungo la tratta del Nord Stream, che renderà più solida la direttrice Russia-Europa e al
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contempo ridurrà la rilevanza del “Corridoio Sud” quale significativa rotta di import di gas alternativo
al gas russo.
28. In tale contesto, e considerando anche la naturale scadenza di alcuni contratti di approvvigionamento
long-term ad oggi in essere, si aprirà uno spazio competitivo per nuove fonti di approvvigionamento tra
5 e 10 Bcm al 2025, che richiederà un migliore utilizzo ed un potenziamento delle infrastrutture ad oggi
esistenti per poter cogliere appieno le opportunità che si manifesteranno sul mercato (ad es. la già citata
possibile convergenza di GNL a prezzi competitivi sul mercato europeo).
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4. Progetti di sviluppo della rete di ITG S.p.A.
4.1. Progetti post-FID
29. ITG non ha in corso di realizzazione nuovi tratti di metanodotto, né è nell’imminenza di inizio di
tali attività. La società non ha inoltre ricevuto formale richiesta di sviluppo della rete da parte di
utenti del trasporto ai sensi del codice di rete vigente.
4.2. Progetti pre-FID
30. ITG non ha in corso progetti in stato pre-FID in fase avanzata, ossia non sono in corso
procedimenti di natura autorizzativa, ma ha approfondito negli ultimi due anni un progetto in fase
di pre-fattibilità che prevede il collegamento delle isole maggiori tirreniche (Sardegna, Corsica ed
Elba) al continente nella zona di Piombino
31. In riferimento al progetto di cui sopra, come già sopra anticipato, si è assistito recentemente alla
rinuncia da parte GRTgaz al progetto Cyrenèe e dunque sono venute meno per ITG le condizioni
di coordinamento con l’altro TSO circa il raggiungimento dell’isola francese. Ciò si è ripercosso
sulla possibilità di raggiungimento della Sardegna, dato che nel progetto era previsto la
costruzione del collegamento Bastia-Olbia in fasi successive alla realizzazione dei collegamenti
Toscana-Elba e Toscana-Corsica. Oltretutto tale realizzazione presuppone un preventivo accordo
di programma tra i due governi, francese ed italiano, al fine di identificare il quadro di riferimento
normativo ed ambientale entro cui realizzare le opere;
32. Per questi motivi, l’azienda focalizza la sua attenzione sul collegamento della rete di trasporto
nazionale, in prossimità di Piombino, con l’Isola d’Elba per consentire la metanizzazione di
quest’isola, rimandando a un successivo piano le valutazioni circa futuri sviluppi verso Corsica e
Sardegna, nel momento in cui dovessero crearsi le condizioni economiche e politiche per la
realizzazione di questo progetto, secondo i termini già enunciati nel Piano decennale di sviluppo
europeo del 2015 (TYNDP 15-24).
33. In assenza di diverse indicazioni, per motivi di coerenza, saranno anche per questo progetto,
sebbene di esclusiva valenza nazionale, adottati i medesimi criteri di valutazione
dell’infrastruttura vigenti in ambito europeo; si è valutato, dunque, il progetto sulla base della
metodologia costi-benefici sviluppata da ENTSO-G (Cost Benefit Analysis - CBA). Il presente
documento riporta dunque le analisi economiche e finanziarie previste nell’ambito della
metodologia CBA per una valutazione dei benefici attesi dal progetto.
34. I dati finanziari sono basati su stime preliminari e comunque conservative, in aderenza alla
regolamentazione tariffaria vigente (Deliberazione AEEGSI 583/2015/R/Com e Deliberazione
AEEGSI 514/2013/R/Gas). A tal proposito, ITG sottolinea come le considerazioni di seguito
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riportate vengono forniti come indicazione di massima e necessitano di ulteriori approfondimenti
ai fini della decisione finale di realizzazione dell’iniziativa.
4.2.1. Progetto Piombino-Isola d’Elba
a) Razionale
35. Una delle principali aree di interesse per lo sviluppo infrastrutturale della rete nazionale italiana è
il collegamento delle aree non ancora metanizzate del paese, e nello specifico di questo progetto
dell’Isola d’Elba. L’attuale pianificazione energetica dell’Isola d’Elba (Piano d’azione per
l’Energia Sostenibile dell’Isola d’Elba - PAES), non fornisce previsioni circa la sua
metanizzazione. Fino a qualche anno fa, ciò era associato alla realizzazione del progetto GALSI
(Gasdotto Algeria-Sardegna-Italia). In vero il progetto GALSI non ha come finalità
l’approvvigionamento di gas naturale dell’Isola d’Elba, che pertanto rimarrebbe priva di
metanodotti di interconnessione con la terra ferma.
36. In questo quadro, ITG propone una iniziativa finalizzata alla metanizzazione dell’Isola d’Elba,
attraverso un allacciamento con partenza da Piombino e arrivo a Cavo (Elba) dunque in un quadro
infrastrutturale più limitato, con l’intento di minimizzarne i costi, fattore critico in considerazione
della dimensione del mercato potenziale dell’Isola d’Elba.
37. ITG ritiene che esista un sostanziale beneficio economico per il sistema legato alla realizzazione
dell’opera infrastrutturale che ne giustifichi pienamente la logica.
38. Tuttavia, va precisato, che l’intervento previsto da parte di ITG non include la realizzazione di una
dorsale interna con finalità di distribuzione del gas all’interno dell’Isola d’Elba, che rientrerebbe
negli obiettivi realizzativi della società di distribuzione.
39. A questo riguardo è auspicabile, sia pure in termini di opzione realizzativa, l’inserimento nella
gara d’ambito più prossima del territorio e dei comuni elbani, la realizzazione di tale rete di
distribuzione.
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b) Caratteristiche tecniche
40. Il collegamento tra Piombino e l’Isola l’Elba, consiste nella realizzazione di un gasdotto di circa
30 Km di lunghezza per una capacità di trasporto totale pari a circa 60.000 Sm3/giorno, per una
previsione di consumo di circa 20 milioni Sm3/anno. Il punto di arrivo della connessione è stato
individuato nella frazione di Cavo, all’estremità nord-orientale dell’Isola d’Elba. Tramite tale
connessione, sarebbe possibile sostituire con il gas naturale gran parte del gasolio e del GPL ad
oggi utilizzati per i consumi civili. Non è previsto l’insediamento di industria particolarmente
energivora, in termini di gas, successivamente alla realizzazione della connessione.
Figura 1: Collegamento Piombino- Cavo
Fonte: elaborazioni ITG
Tabella 1: Caratteristiche tecniche collegamento Piombino-Isola d’Elba.
Fonte: elaborazioni ITG *Ipotesi preliminare
c) Tempi
41. La realizzazione del progetto è prevista su un orizzonte temporale di circa quattro anni e mezzo
(54 mesi) ed è stata suddivisa in tre macro-fasi, a partire dalla seconda metà dell’anno solare in
corso. Un diagramma delle fasi di progetto è presentato in Tabella 2:
Tratta Lunghezza (Km) Diametro Esterno ('') Capacità (Mmc/anno) Pressione Operativa (Bar)
Piombino- Cavo 30 4 20 50
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Tabella 2: Diagramma delle tempistiche relative al progetto Piombino-Isola d’Elba
Basic & Front-end
Engineering Design
Permitting
Engineerging, Procurement;
Construction & Commissioning
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Fonte: elaborazioni ITG
4.2.2. Analisi Economica e Finanziaria del progetto
a) Approccio utilizzato
42. In accordo con le linee guida presenti nella metodologia CBA sviluppata da ENTSOG, ITG ha
effettuato un’analisi economica dei costi e dei benefici generati dal progetto a livello di sistema.
43. Per quanto concerne i benefici, sono state individuate due aree di interesse:
(i) risparmi derivanti da un efficientamento del mix energetico e, quindi, da un minore consumo
dei combustibili ad oggi utilizzati nelle aree non metanizzate (quali, ad esempio, gasolio, GPL
od olii combustibili);
(ii) risparmi derivanti dall’impatto ambientale positivo conseguente ai minori consumi dei
combustibili sopracitati e alla conseguente riduzione delle emissioni di CO2 ad essi legate.
44. Dal punto di vista dei costi addizionali che il sistema dovrebbe sostenere, sono stati considerati:
(i) i costi relativi ai consumi di gas necessari per rimpiazzare i combustibili sopracitati
all’interno del mix energetico delle isole;
(ii) i costi relativi alle emissioni di CO2 associate a tali volumi di gas;
(iii) i costi relativi agli investimenti infrastrutturali ed impiantistici necessari per il trasporto e
la distribuzione del gas nelle aree individuate dal progetto e per la conversione delle abitazioni
civili che ad oggi non risultano adibite all’utilizzo del gas naturale.
45. In aggiunta all’analisi economica a livello di sistema, ITG ha inoltre valutato la sostenibilità
economica e finanziaria del progetto dal punto di vista del soggetto promotore, in coerenza con le
linee guida del CBA, considerando come ipotesi l’applicazione di meccanismi di remunerazione
previsti dalla regolazione vigente (Deliberazione AEEGSI 583/2015/R/Com e Deliberazione
AEEGSI 514/2013/R/Gas) in ambito tariffario per il sistema italiano. La remunerazione, tuttavia,
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dovrà essere affrontata anche considerando le tempistiche di realizzazione ed ultimazione
dell’opera in riferimento al periodo regolatorio in vigore.
b) Assunzioni e risultati
46. Si esplicitano qui di seguito le principali assunzioni utilizzate per l’analisi economica.
47. Innanzitutto, in ottemperanza alle linee guida presenti nella metodologia CBA, tutte le analisi sono
state svolte tenendo in considerazione i tre scenari di evoluzione del contesto globale del settore
Energy (Scenario “Slow Progression”, Scenario “Blue Transition” e Scenario “Green
Revolution”) previsti dalla stessa ENTSOG. Questi scenari forniscono un’indicazione dei prezzi
medi annui a tendere per gas naturale, petrolio, carbone e certificati di emissioni di anidride
carbonica.
48. I prezzi utilizzati all’interno dell’analisi rispecchiano gli scenari forniti da ENTSOG, la quale
rimanda al documento IEA World Energy Outlook 2015, e tramite analogie (regressioni lineari o
spread medi) per quanto riguarda i prezzi dei combustibili non esplicitamente presenti nella
pubblicazione (GPL, gasolio etc.).
49. Dal punto della vista della domanda di gas, è stata presa in considerazione la domanda potenziale
del settore “Residenziale”, attraverso una progressiva sostituzione dei consumi di gasolio e GPL
ad oggi presenti nell’Isola d’Elba, con il raggiungimento del target a regime dopo un periodo di
transizione di 3 anni, in ragione delle limitate dimensioni geografiche. Il target assunto equivale
all’attuale penetrazione gas media della Regione Toscana.
50. I risultati ottenuti hanno confermato la bontà dell’iniziativa a livello di sistema, mostrando:
(i) Un beneficio netto medio a regime di oltre 8 M€/anno in tutti gli scenari macroeconomici, con
un valore attualizzato complessivo in un orizzonte ventennale, secondo i requisiti ENTSOG,
di oltre 84 M€ nello scenario Slow Progression, di quasi 66 M€ nello scenario Blue transition
e 51 M€ in Green Revolution;
(ii) Un tasso interno di ritorno economico (EIRR) superiore al 10% per gli scenari Slow
Progression e Blue transition; valore che si attesta invece al 9% nello scenario Green
Revolution;
(iii) Una forte resilienza dei vantaggi a fronte di variazioni di capex (+/-30%), opex
(+/-5%) e tempi di realizzazione (1 - 3 anni), con diminuzioni del vantaggio economico
ottenibile non superiore al 2 - 4%, rispettivamente per Slow transition e Green Revolution del
valore base per tutti i casi previsti nell’analisi di sensibilità richiesta dalla metodologia CBA.
19/37
51. In sintesi, il progetto risulta notevolmente “robusto” dal punto di vista delle ricadute economiche
positive sul territorio interessato, con un beneficio positivo per la collettività anche nei casi di
maggiore sollecitazione dei parametri di progetto.
52. Dal punto di vista della sostenibilità economico-finanziaria per il soggetto promotore, il progetto
presenta un tasso interno di rendimento in linea con il WACC base proposto dall’Autorità per il
periodo regolatorio 2016-21.
4.2.3. Ulteriori vantaggi e compatibilità con altri progetti
53. Tali risultati confortano gli sforzi nel proseguire l’iniziativa. Un ulteriore vantaggio è dato
dall’alto livello di affidabilità dell’infrastruttura di trasporto gas via metanodotto, con indici
statistici di “fuori servizio” di gran lunga inferiori se confrontati con qualsiasi altro sistema di
vettoriamento energetico.
54. In aggiunta ai benefici economici diretti sulle aree interessate, il progetto “Piombino-Isola d’Elba”
presenta anche vantaggi di natura economica e ambientale che non sono stati oggetto di
valutazione quantitativa, ma che indubbiamente rappresentano un fattore di interesse per
sensibilizzare gli stakeholder istituzionali sulla iniziativa. Il più importante è sicuramente il
possibile impulso positivo al tessuto economico-turistico dell’Isola d’Elba, per la semplificazione
dell'approvvigionamento di combustibile.
55. Per quanto concerne i possibili impatti ambientali derivanti dalla realizzazione dell’opera, gli
effetti sugli ecosistemi e sulle componenti ambientali (aria, acqua, suolo) generati dalla presenza e
dall’esercizio delle opere in questione saranno oggetto di valutazione all’interno della procedura di
impatto ambientale, ma notoriamente i più bassi in assoluto rispetto a tutte le possibili soluzioni di
vettoriamento energetico (inclusi gli elettrodotti). Gli impatti più rilevanti, infatti, sono da
considerarsi limitati alla fase di cantierizzazione, che quindi hanno natura temporanea, legata cioè
ai tempi di cantiere necessari allo scavo ed alla posa in opera. Peraltro, saranno adottate le migliori
procedure ad oggi in essere e prescritte dagli enti preposti alla salvaguardia del notevole
patrimonio paesaggistico dell’Isola d’Elba.
4.2.4. Conclusioni
56. ITG ritiene che la propria iniziativa progettuale costituisca la migliore soluzione per raggiungere
l’obiettivo della metanizzazione dell’area interessata. Minore costo di investimento, basso costo di
gestione, basso impatto ambientale, alta affidabilità ed elevato grado di sicurezza costituiscono i
punti di forza della proposta.
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57. Sotto il profilo economico, il ritorno economico per il sistema, quantificabili in 50-80 M€ di valore
attualizzato netto (ENPV) a seconda degli scenari considerati, e il valore sociale dell’opera
proposta sono tali da giustificare ampiamente l’iniziativa.
58. Il progetto nel suo sviluppo complessivo assume dimensioni piuttosto contenute, che riducono le
complessità insite nel progetto, fermo restando comunque i vantaggi che la realizzazione dello
stesso potrebbe portare al sistema.
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5. Appendice – Metodologia dell’analisi Costi Benefici
5.1. Metodologia CBA
59. Al fine di valutare i progetti presentati su basi comuni e condivise con i TSO locali, ENTSOG ha
predisposto una metodologia di riferimento per i promoter, tramite la quale i progetti vengono
valutati per la loro capacità di generare benefici per la collettività e per la sostenibilità finanziaria
in termini di costi e ricavi di pertinenza degli operatori stessi. Tale metodologia prende il nome di
Project Specific Cost-Benefit Analysis (PS- CBA) Methodology.
60. Tale metodologia si inserisce nel contesto più generale dell’Energy System Wide Cost Benefits
Analysis, che consente alle singole Autorità Nazionali ed Europee la valutazione comparata dei
costi e benefici delle proposte di nuove infrastrutture e alla conseguente selezione dei Progetti di
Interesse Comune (PCI - Project of Common Interest).
61. L’orizzonte temporale di riferimento per le analisi proposte da ENTSOG è uguale per qualunque
tipo di progetto e consiste nei primi 20 anni di operatività del progetto.
62. Nella stesura dell’Energy System-Wide Cost-Benefit Analysis, ENTSOG ha previsto due fasi
distinte. Nella prima fase (TYNDP-Step), ENTSOG ha predisposto un quadro di riferimento per la
selezione dei PCI, attraverso la creazione di differenti scenari di riferimento e la creazione di un set
condiviso di parametri di base (livelli di domanda, offerta, flussi nelle diverse aree, prezzi delle
materie prima. Nella seconda fase (PS-Step), i promoter dovranno valutare il singolo impatto di
ciascun specifico progetto sul sistema europeo, attraverso una valutazione economica e finanziaria
sulla base del set di dati condivisi ricevuti a valle della prima fase.
63. Nella prima fase, ormai in fase di ultimazione da parte di ENTSOG, sono stati raccolti i dati
necessari alle valutazioni seguenti, secondo due scenari di contesto del settore:
(i) Scenario “Slow Progression”: lo scenario corrisponde alle proiezioni WEO 2015 “Current
Policies”, sviluppati da IEA nel suo report World Energy Outlook 2015. In tale scenario, si
prevedono i prezzi più bassi per le commodity legate al carbon per una spinta moderata da
parte della Comunità internazionale nella direzione della carbon tax.
(ii) Scenario “Green Revolution”: lo scenario corrisponde alle proiezioni WEO 2015 “450”,
sviluppati da IEA nel suo report World Energy Outlook 2015. In tale scenario si suppone un
forte rialzo del prezzo dei certificati di emissione di anidride carbonica in seguito
all’introduzione di una carbon tax e una progressiva disconnessione delle logiche di
formazione del prezzo del gas da quello dei prodotti petroliferi, con conseguente mitigazione
della crescita del prezzo del gas naturale negli anni a venire.
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(iii) Scenario “Blue Transition”: lo scenario corrisponde alle proiezioni WEO 2015
“New Policies”, sviluppati da IEA nel suo report World Energy Outlook 2015. In tale scenario
si suppone una situazione fondamentalmente intermedia tra i due precedenti scenari in termini
di spinta sul prezzo dei certificati di emissione di anidride carbonica.
In Figura 2 è possibile osservare le dinamiche evolutive in termini di prezzo dei principali
prodotti rilevanti ai fini dell’analisi, nei due scenari proposti da ENTSOG.
Figura 2: Dinamiche evolutive di prezzo secondo i due scenari di analisi
Fonte: ENTSOG, Energy System Wide Cost-Benefit Analysis Methodology - IEA WEO 2015
64. La successiva fase (PS-Step) prevede diversi step da completare, alcuni di competenza del
promoter, altri della ENTSOG che sono ancora in fase di implementazione.
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5.2. Approccio applicato al progetto Piombino – Isola d’Elba
65. In accordo con le linee guida ENTSOG3 solo i progetti che abbiano raggiunto un adeguato livello
di maturità e che abbiano a disposizione dei dati di progetto (data di Commissioning, status
FID, …) puntuali ed affidabili, sono obbligati a presentare le analisi relativi al PS-Step della
metodologia CBA. Sono altresì tenuti a presentare le evidenze risultanti da tali analisi, tutti i
promoter di progetti transfrontalieri o che necessitino di finanziamenti da enti comunitari.
66. La lista seguente riporta le 5 valutazioni4 richieste agli operatori nel quadro del PS-Step e
l’eventuale applicabilità nel caso del progetto presentato da ITG:
(i) Valutazione dell’indicatore “bidirezionale”: l’indicatore misura l’equilibrio nella capacità
tecnica in entrambe le direzioni di un punto di interconnessione. Si può calcolare solo a livello
di interconnettori cross-zonali, per progetti che creino o accrescano capacità bidirezionale, per
cui il calcolo non è stato effettuato nel progetto presentato.
(ii) Analisi incrementale in caso di rimozione/aggiunta del progetto in accordo con gli scenari
di sviluppo infrastrutturale (scenari ”High” e “Low). L’approccio non è applicabile nel caso
del progetto in questione, in quanto le aree servite dalle infrastrutture proposte risultano ad
oggi non metanizzate.
(iii) Calcolo degli indicatori di performance economica e finanziaria: gli indicatori in questa
categoria misurano la redditività del progetto dal punto di vista della collettività e del
promoter rispettivamente. Il calcolo dei due set di indicatori è stato incluso nelle analisi
effettuate da ITG.
(iv) Analisi di sensitività sui dati specifici di progetto: a valle dell’analisi economica, ITG ha
provveduto a valutare la stabilità delle soluzioni proposte in situazioni di particolare stress dei
parametri specifici di progetto. In particolare l’analisi è stata condotta su 3 parametri: costo
dell’investimento (variazione: +/- 30%), costi operativi (+/- 5%), partenza della fase operativa
(fino a 3 anni di ritardo).
(v) Analisi qualitativa di ulteriori benefici potenziali: al termine delle valutazioni monetarie,
un’ulteriore studio di tipo qualitativo è stato effettuato per evidenziare eventuali ulteriori
benefici derivanti dalla realizzazione del progetto (riduzione delle emissioni di altri agenti
inquinanti in aggiunta a quelle di anidride carbonica, impatto sulla competitività industriale
delle aree interessate, …)
3ENTSOG, Energy System Wide Cost-Benefit Analysis Methodology, pag. 4 Art. 1.1.
4 ENTSOG, Energy System Wide Cost-Benefit Analysis Methodology, pag. 42.
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67. Poiché il progetto Piombino-Isola d’Elba non rientra nelle categorie elencate nel paragrafo 65,
nessuna delle analisi previste nel PS-Step della metodologia CBA risulta obbligatoria. Tuttavia,
ITG, con l’obiettivo di dimostrare il proprio commitment riguardo le proposte in questione, ha
provveduto ad effettuare le suddette analisi nei limiti dell’applicabilità al contesto in questione.
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6. Appendice - Risultati del PS-CBA per il progetto
6.1. Analisi Economica
a) Assunzioni
Per quanto riguarda le assunzioni in merito agli scenari di prezzo e di domanda potenziale
considerata, si rimanda ai paragrafi 47 - 49 del presente documento.
b) Risultati
68. Una sintesi dei risultati in termini di consumi ed emissioni differenziali in caso di realizzazione del
progetto è presentata in Tabella 3:
Tabella 3: Sintesi consumi ed emissioni differenziali in esercizio legati alla realizzazione del progetto
Fonte: elaborazioni ITG
69. Il cambiamento del mix energetico e la conseguente riduzione di emissioni di anidride carbonica,
si traduce nei benefici netti monetari (inclusivi del valore residuo a conclusione del progetto)
riportati in Tabella 4.
AnnoEmissioni CO2
(Mt/anno)Gasoil GWht/y GPL GWht/y
2021 630,8 8,6 3,0
2022 4263,6 57,8 20,2
2023 7896,4 107,1 37,3
2024 11529,2 156,4 54,5
2025 11529,2 156,4 54,5
2026 11529,2 156,4 54,5
2027 11529,2 156,4 54,5
2028 11529,2 156,4 54,5
2029 11529,2 156,4 54,5
2030 11529,2 156,4 54,5
2031 11529,2 156,4 54,5
2032 11529,2 156,4 54,5
2033 11529,2 156,4 54,5
2034 11529,2 156,4 54,5
2035 11529,2 156,4 54,5
2036 11529,2 156,4 54,5
2037 11529,2 156,4 54,5
2038 11529,2 156,4 54,5
2039 11529,2 156,4 54,5
2040 11529,2 156,4 54,5
(Ton/anno)
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Tabella 4 : Sintesi benefici economici netti derivanti dal progetto.
Slow Green Blue
AnnoBenefici netti
M€
Benefici netti
M€
Benefici netti
M€
2016 0,0 0,0 0,0
2017 -1,0 -1,0 -1,0
2018 -5,3 -5,3 -5,3
2019 -12,2 -12,2 -12,2
2020 -52,8 -52,8 -52,8
2021 -1,6 -1,7 -1,6
2022 1,6 1,3 1,4
2023 5,2 4,4 4,7
2024 9,1 7,8 8,3
2025 9,6 8,1 8,7
2026 10,2 8,4 9,1
2027 10,8 8,8 9,5
2028 11,5 9,2 10,0
2029 12,2 9,5 10,5
2030 12,9 9,9 11,0
2031 13,2 10,0 11,3
2032 13,5 10,1 11,5
2033 13,8 10,2 11,7
2034 14,1 10,2 11,9
2035 14,4 10,3 12,2
2036 14,7 10,4 12,4
2037 14,8 10,3 12,5
2038 15,1 10,3 12,7
2039 15,3 10,3 12,9
2040 15,6 10,4 13,1
2041 15,8 10,4 13,3
2042 57,1 51,4 54,5
Fonte: elaborazioni ITG; Nota: 2042 include attualizzazione dei benefici fino a vita utile dell’opera
70. Dal punto di vista del sistema, il valore economico generato dal progetto può essere sintetizzato
nei 3 indicatori predisposti da ENTSOG all’interno della Metodologia CBA: Economic Internal
Rate of Return, Economic Net Present Value e Economic Benefit/Cost Ratio, come riportato in
Figura 3.
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Figura 3: Redditività economica del progetto
Fonte: elaborazioni ITG
c) Analisi di sensitività
71. Avendo eliminato l’incertezza legata al contesto ambientale, tramite la duplicazione degli scenari
di valutazione economica dei benefici e dei costi a livello di sistema, la metodologia CBA richiede
una serie di analisi di sensitività per valutare la solidità dei risultati a fronte di incertezze specifiche
di progetto
72. . In particolare ENTSOG ha definito 3 assi di investigazione, vale a dire:
(i) Variazione del costo dell’investimento (Capex variation) in un intervallo di +/-30%
(ii) Variazione dei costi operativi di progetto (Opex variation) in un intervallo di +/-5%
(iii) Ritardo nella partenza della fase operativa (Delay in first full year of operations) fino ad un
massimo di 3 anni
73. In Tabella 5 sono riportati i risultati relativi all’analisi di sensitività sulla variazione dei costi
dell’investimento, in tutti gli scenari predisposti da ENTSOG:
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Tabella 5: Analisi di sensitività relativa alla variazione del costo dell’investimento
-30% -20% -10% 0% 10% 20% 30%
ENPV (M€) 103,72 97,46 91,21 84,96 78,70 72,45 66,20
EIRR 15,7% 14,0% 12,6% 11,4% 10,4% 9,5% 8,7%
EB/C 2,68 2,38 2,15 1,96 1,81 1,68 1,58
-30% -20% -10% 0% 10% 20% 30%
ENPV (M€) 70,20 63,94 57,69 51,44 45,19 38,93 32,68
EIRR 13,1% 11,5% 10,1% 9,0% 8,1% 7,3% 6,6%
EB/C 2,14 1,91 1,73 1,58 1,47 1,37 1,28
-30% -20% -10% 0% 10% 20% 30%
ENPV (M€) 85,24 78,99 72,74 66,48 60,23 53,98 47,73
EIRR 14,3% 12,6% 11,2% 10,1% 9,1% 8,3% 7,5%
EB/C 2,38 2,12 1,92 1,75 1,62 1,51 1,42
Green Revolution
Blue transition
Slow Progression
Fonte: elaborazioni ITG
74. Per quanto riguarda l’analisi di sensitività relativa alla variazione dei costi operativi di progetto, i
risultati sono riportati in Tabella 6.
29/37
Tabella 6: Analisi di sensitività relativa alla variazione dei costi operativi
-5% 0% 5%
ENPV (M€) 87,53 84,96 82,25
EIRR 11,6% 11,4% 11,2%
EB/C 2,02 1,96 1,90
-5% 0% 5%
ENPV (M€) 54,01 51,44 48,73
EIRR 9,3% 9,0% 8,8%
EB/C 1,63 1,58 1,54
-5% 0% 5%
ENPV (M€) 69,06 66,48 63,78
EIRR 10,3% 10,1% 9,9%
EB/C 1,81 1,75 1,70
Slow Progression
Green Revolution
Blue transition
Fonte: elaborazioni ITG
75. Infine, per quanto riguarda l’analisi di sensitività relativa ad un possibile ritardo nella partenza
della fase operativa di progetto, si è ipotizzato di simulare un’interruzione dei lavori nella fase di
permitting per ritardi nella concessione delle licenze necessarie ad avviare l’attività di trasporto
del gas. I risultati sono riportati in Tabella 7.
Tabella 7: Analisi di sensitività ad un ritardo nella partenza della fase operativa
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+ 1 anno + 2 anni + 3 anni
ENPV (M€) 81,13 77,48 73,92
EIRR 11,1% 10,8% 10,6%
EB/C 1,95 1,93 1,92
+ 1 anno + 2 anni + 3 anni
ENPV (M€) 48,89 46,47 44,09
EIRR 8,8% 8,6% 8,4%
EB/C 1,57 1,56 1,55
+ 1 anno + 2 anni + 3 anni
ENPV (M€) 71,16 60,39 57,48
EIRR 9,9% 9,6% 9,4%
EB/C 1,83 1,73 1,71
Slow Progression
Green Revolution
Blue transition
Fonte: elaborazioni ITG
76. In sintesi, alla luce delle evidenze emerse dalle analisi di sensitività esposte nel presente paragrafo,
si può constatare come il progetto risulti robusto dal punto di vista della redditività economica a
livello di sistema, con un beneficio positivo per la collettività anche nei casi di maggiore
sollecitazione dei parametri di progetto.
d) Analisi scenario addizionale
77. Alla luce delle recenti evoluzioni dei prezzi delle commodities, ITG ha ritenuto opportuno
sviluppare una analisi CBA anche in riferimento ad uno scenario di prezzi più vicino agli attuali
andamenti. Per questo, si è optato per lo scenario “Low oil” riportato da IEA in World Energy
Outlook 2015. Questo scenario prevede un andamento low-side del prezzo dei prodotti petroliferi e
il mantenimento delle logiche di formazione del prezzo del gas da quello dei prodotti petroliferi.
In Figura 4 è possibile osservare le dinamiche evolutive in termini di prezzo dei principali prodotti rilevanti
ai fini dell’analisi nello scenario Low oil.
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Figura 4: Dinamiche evolutive di prezzo secondo i due scenari di analisi
Fonte: ENTSOG, Energy System Wide Cost-Benefit Analysis Methodology – IEA WEO 2015
78. Ovviamente si è applicata a questo scenario la medesima metodologia di analisi adottata per i
precedenti scenari. Si riportano di seguito i risultati dell’analisi costi-benefici: Economic NPV,
Economic IRR e Economic B/C.
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Figura 5: Redditività economica del progetto
Fonte: ENTSOG, Energy System Wide Cost-Benefit Analysis Methodology. Elaborazioni: ITG
79. Come si può osservare, l’introduzione del low oil scenario determina un sensibile abbassamento di
tutti gli indicatori economici dato che impatta sul prezzo dei prodotti petroliferi rimpiazzati
dall’avvento del gas naturale. Tuttavia, i risultati economici mostrano ancora dei valori piuttosto
positivi in termini di beneficio complessivo per il sistema tali da giustificare l’implementazione
del progetto.
6.2. Analisi Finanziaria del progetto
a) Approccio
80. In aggiunta all’analisi economica presentata nella sezione precedente, ENTSOG richiede a
ciascuno dei promoter di presentare un’analisi finanziaria relativa alla sostenibilità commerciale
del progetto per il promoter stesso.
81. In accordo con le linee guida presenti nella metodologia CBA, l’analisi è stata prodotta in termini
nominali, per cui i flussi di cassa presentati sono da considerare al netto dell’effetto inflattivo, così
come il tasso di attualizzazione utilizzato è quello nominale.
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82. A questo proposito, ITG ha stilato un prospetto degli introiti e dei costi ad essa imputabili
all’interno del perimetro di progetto. Dal punto di vista degli esborsi a carico dell’operatore, le
seguenti voci sono state considerate:
(i) Investimenti relativi alle attività PRE-FEED: tutte le attività preliminari (precedenti alla
fase di Front-End Engineering Design) sono state incluse nell’analisi come investimenti non
capitalizzabili. Questi costi sono sostenuti nei primi 2/3 anni di analisi e riguardano le attività
di Market Test, Pre-Feed study e Studio di Impatto Ambientale.
(ii) Investimenti relativi alle attività FEED: i rimanenti investimenti (relativi alle fasi di
Contractor Selection, Permitting, Engineering, …) sono stati inclusi nell’analisi come
investimenti capitalizzabili. Questa seconda tranche di investimenti è da considerarsi
consequenziale sia dal punto di vista logico che cronologico rispetto alla precedente. Il totale
degli investimenti PRE-FEED e FEED ammonta a 21,2 M€
(iii) Costi operativi di progetto: i costi relativi all’attività operativa del progetto sono stati
suddivisi nelle componenti variabili e fisse, evidenziando, per quest’ultime le voci eleggibili
per il riconoscimento di un’eventuale remunerazione in tariffa secondo la vigente
regolamentazione tariffaria nazionale. Il totale dei costi operativi di progetto è quantificato nel
3% annuale del totale CAPEX.
83. Dal punto di vista degli introiti, le seguenti voci sono state incluse:
(i) Ritorno sul Capitale Investito Netto (CIN): la tariffa di remunerazione del CIN è stata
calcolata considerando il TIWACC base definito dall’autorità (5,4%)5 e aggiungendo a questo
il WACC addizionale (1%) riconosciuto a tutti gli investimenti effettuati a partire dal 1
Gennaio 20146. Al valore risultante da questa sommatoria è stato infine aggiunto, per 10 anni,
un 1% addizionale per gli investimenti appartenenti alla tipologia T3 (investimenti destinati
alla realizzazione di nuova capacità di trasporto di rete nazionale). La remunerazione viene
effettuata con un ritardo temporale di due anni rispetto all’anno della spesa.
(ii) Remunerazione degli ammortamenti economico-tecnici: gli ammortamenti relativi ai
cespiti capitalizzati vengono rimborsati nella loro totalità con un ritardo temporale di due anni
a seguito dell’entrata in esercizio del progetto.
5 AEEGSI, Regolazione delle Tariffe per il servizio di Trasporto e dispacciamento del Gas naturale (Deliberazione
583/15 All. A art. 8.1) per il periodo di regolazione 2016-21, art. 8.1 Tab. 5). 6 AEEGSI, Regolazione delle Tariffe per il servizio di Trasporto e dispacciamento del Gas naturale (RTTG) per il
periodo di regolazione 2014-17, art. 3.2 b).
34/37
(iii) Remunerazione dei costi operativi fissi: la componente fissa dei costi operativi relativi
all’attività operativa delle infrastrutture proposte vengono rimborsati in toto, al netto delle
spese assicurative (non eleggibili per il riconoscimento). Anche in questo caso il rimborso
viene effettuato con un ritardo temporale di due anni.
(iv) Remunerazione dei costi operativi variabili: la componente variabile dei costi operativi, a
copertura dei costi sostenuti dal TSO per il bilanciamento operativo della propria rete, è
passante dal punto di vista dell’operatore, per cui all’interno dello stesso esercizio viene
sempre contrapposto a queste voci di spesa il corrispettivo rimborso.
(v) Valore terminale degli asset: in accordo con la metodologia proposta da ENTSOG, il valore
residuo delle infrastrutture di progetto è stato calcolato come differenza tra il costo storico
dell’investimento e gli ammortamenti cumulati sino all’ultimo anno dell’orizzonte temporale
di analisi7.
84. Ai fini del calcolo sono stati considerati un ammortamento a rate costanti su 50 anni per i gasdotti
e di 20 anni sulle altre componenti progettuali (terminali di arrivo e di partenza, stazioni di
metering)8.
b) Assunzioni
85. L’analisi finanziaria proposta da ENTSOG non specifica un tasso di sconto univoco da utilizzare
al fine di attualizzare i flussi di cassa generati dal progetto. A tal proposito, la metodologia CBA9
permette al promoter di scegliere tra due alternative:
(i) Un tasso di sconto che rifletta lo specifico contesto regolatorio in cui si inserisce il progetto
presentato
(ii) Un tasso di sconto che rifletta lo specifico costo del capitale (e quindi la sottostante struttura
finanziaria) dell’operatore
86. ITG ha deciso di optare per l’alternativa (ii), facendo quindi riferimento alla propria struttura
finanziaria in termini di mezzi propri e mezzi terzi. Tale struttura finanziaria prevede un rapporto
D/E pari a ca. 2.3 (approssimativamente 70% debito e 30% mezzi propri).
7 ENTSOG, Energy System Wide Cost-Benefit Analysis Methodology, pag. 44.
8 AEEGSI, Regolazione delle Tariffe per il servizio di Trasporto e dispacciamento del Gas naturale (RTTG) per il
periodo di regolazione 2014-17, Allegato A. 9 ENTSOG, Energy System Wide Cost-Benefit Analysis Methodology, pag. 44, Tav. 10.
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87. Il costo del capitale risultante dalla struttura finanziare sopracitata, in termini nominali (in
coerenza con le linee guida proposte da ENTSOG è pari a ca. 5.3%.
88. Per quanto riguarda gli oneri finanziari passivi maturati in relazione agli investimenti effettuati, in
seguito alle più recenti indicazioni ricevute da ENTSOG, ITG ha provveduto all’omissione degli
stessi nel computo finale dei risultati finanziari. Questa scelta ha avuto un duplice impatto sulla
redditività del progetto:
(i) Impatto positivo: i flussi di cassa che si ottengono nella fase di operatività delle infrastrutture
non vengono nettati della componente relativa agli oneri finanziari che ITG deve sostenere a
causa del ricorso a capitale di debito nel finanziamento del progetto
(ii) Impatto negativo: la mancata inclusione degli oneri finanziari capitalizzati durante la fase di
investimento del progetto, riduce la base regolatoria su cui viene calcolata la remunerazione
dell’operatore
c) Risultati
89. ENTSOG richiede a tutti i promoter di declinare le evidenze dell’analisi finanziaria in tre
indicatori di performance in modo da poter valutare in maniera comparativa la sostenibilità
commerciale dei diversi progetti. Il set comune di indicatori proposto da ENTSOG include:
Financial Net Present Value, Financial Internal Rate of Return e Financial Benefit/Cost Ratio
90. Un prospetto dei flussi di cassa nella finestra temporale di progetto e una sintesi dei risultati
ottenuti per il progetto in analisi sono presentati in Tabella 8 e 9:
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Tabella 8: Flussi di cassa da benefici netti nella finestra temporale di progetto
AnnoBenefici
netti M€
2016 0,0
2017 -0,3
2018 -1,6
2019 -11,2
2020 -7,8
2021 0,8
2022 1,3
2023 0,9
2024 0,9
2025 2,0
2026 1,9
2027 1,9
2028 1,8
2029 1,8
2030 1,8
2031 1,7
2032 1,7
2033 1,6
2034 1,6
2035 1,4
2036 1,4
2037 1,3
2038 1,3
2039 1,3
2040 1,2
2041 1,2
2042 11,4 Fonte: elaborazioni ITG
Tabella 9: Redditività finanziaria del progetto
Fonte: elaborazioni ITG
91. Come si può osservare dalla tavola sinottica riportata nel paragrafo precedente, il valore attuale
netto dei ritorni di progetto è leggermente positivo, con un tasso interno di rendimento in linea con
il WACC base proposto dall’Autorità per il periodo regolatorio 2016-21.
92. In ragione della auspicata maturazione dell’iniziativa proposta, possibile a valle e sulla base delle
risultanze del presente Piano di Sviluppo Decennale della Rete, si valuterà l’opportunità di
Indicatori Finanziari
FNPV (€) 365.824
FIRR 5,5%
FB/C ratio 1,02
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procedere con una fase di pre-fattibilità avanzata, con lo sviluppo anche delle attività di ingegneria
autorizzativa. Solo in seguito a questo passaggio sarà dunque possibile procedere ad una più
dettagliata pianificazione finanziaria di progetto, che allo stato attuale sarebbe estremamente
prematura
