Roma, 11 maggio 2010

Seminario “Proposte per l’avvio della borsa del Gas Naturale”

Progetto “Gas Market Assessment”

RISERVATO ED ESCLUSIVOÈ severamente vietato qualsiasi utilizzo del presente materiale senza specifica autorizzazione di McKinsey & Company

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MIL-BRD010-04022010-72483/CSlp

Agenda

▪ Il mercato gas italiano

▪ Modelli di mercato europei

▪ Proposta di riforma del mercato italiano

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37

42

47

78

98

89

4315 36 49

4431 31 38

4847 36 17

85362 24 40

9445 31 24

100% = 105 bcm

41% 15 44

1 Consumi riferiti al 2008, suddivisione tra gli utilizzi riproporzionato dai dati 2007, tranne che in Italia2 Secondo indicazione Snam Rete Gas che include tutti gli utenti collegati alla rete di distribuzione, che sono in larga misura domestici più altre utenze

come scuole, ospedali e piccole azienda, anche se con consumi >200.000 m3/anno

FONTE: Eurostat; International Energy Agency (IEA); Snam Rete Gas

Consumo totale1

2008-2009Miliardi di metri cubi (bcm), per cento

Dipendenza energetica da gas naturale2007, utilizzo gas per settorePer cento

Residenziale Industriale Power Generation

22

31

50

43

N.d.

59%

35

29

38

36

34

N.d.

28

5

54

15

38

N.d.

Residenziale

Industriale

Power Generation

RegnoUnito

Germania

Italia

Francia

PaesiBassi

Spagna

2008

2009E

2008

2009E

2008

2009E

2008

2009E

2008

2009E

2008

2009E

L‘Italia è il terzo mercato europeo del gas per consumi e il primo per dipendenza energetica

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FONTE: Relazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) 2009; bilanci 2008

7,004,0 1,51,72,7

SorgeniaGaz de France

PlurigasEdison

7,8

1,2

2,0 0,6

Enel Trade

9,8

2,8

Eni1

46,1

~5,3~3,1

~20,7

~17,0

Algeria

Russia

Libia

Norvegia

Paesi Bassi

Altri

Nigeria2

89% delle importazioni totali

Il gas importato dalla Libia è rivenduto alla frontiera a Edison, GdF, Sorgenia

La quasi totalità della domanda italiana di gas naturale è coperta dalle importazioni2008Miliardi di metri cubi (bcm)

Il gas importato dalla Libia è rivenduto alla frontiera a Edison, GdF, Sorgenia

Domanda

84,8

Algeria

Russia

Libia

Norvegia

Paesi BassiAltri

1 Proporzione tra importazioni totali per 81,65 bcm su vendite per l’Italia di 46,1 bcm (esclusi autoconsumi per 5,6 bcm e gas release alla frontiera per 11,25 bcm)

2 Contratti swap con GdF su gas proveniente da Algeria e Russia consegnato a Panigaglia, Baumgarten e Oltingue (Svizzera), Eni consegna da questo punto

Import

3,4 (4)

5,3 (7)

9,8(13)

77,0

8,0 (10)

24,6 (32)

25,9 (34%)

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Breve Termine Medio/Lungo Termine

Crescita sostenuta con fonti tradizionali

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

Scenari di domanda

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

74,2

82,5

97,2

88,3

80,8

79,5

87,6

85,4

78,0

84,8

Crescita lenta con sviluppo di fonti alternative

▪ Moderata ripresa economica ▪ Pressione da parte dei paesi

UE per il raggiungimento degli obiettivi 20-20-20

Economia stagnante con fonti tradizionali

▪ Prolungamento della crisi economica

Crescita sostenuta con sviluppo di fonti alternative

▪ Ripresa economica sostenuta

▪ Nuovo picco nel prezzo delle materie prime

▪ Piano nucleare del Governo▪ Obiettivi 20-20-20 attuati

La domanda stimata per il 2025 potrebbe variare tra i 74 e i 97 miliardi di metri cubi secondo quattro diversi scenariMiliardi di metri cubi (bcm)

▪ Crescita economica sostenuta

▪ Obiettivi 20-20-20 non raggiunti

▪ Limitata efficienza energetica

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Nel 2009 la disponibilità di gas è cresciuta del 14% rispetto al 2008 e ulteriori progetti sono in via di sviluppo

Miliardi di metri cubi (bcm)/anno

FONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; rassegne stampa

▪ Nel 2009, sono stati completati incrementi di capacità per 13,3 bcm2, di cui 5,4 bcm su gasdotti con espansione del TAG (1,8 bcm), del TTPC (0,6 bcm), del Greenstream (0,8 bcm) e aumento della capacità interrompibile (2,2 bcm) e 7,9 su LNG con inizio attività LNG Rovigo

▪ Prevista un’ulteriore espansione di Greenstream Gela per circa 0,3 bcm nel 2010 e 0,7 bcm nel 2011, come da indicazioni di Snam Rete Gas

▪ Per gli anni successivi al 2011 valutati 2 scenari

159,6159,6131,6

114,6114,6113,9131,6

114,6114,6

2013 2014 2015

109,61

96,31

Possibili volumi annuali di importazione

1 Calcolati con la capacità di punta giornaliera sommata alla capacità interrompibile giornaliera per 300 giorni, secondo le indicazione di Snam Rete Gas2 Come da indicazioni di Snam Rete Gas3 Di diversi progetti annunciati, ne sono stati considerati solo una parte

Scenario 1 - Conservativo: ▪ OLT Toscana (4,0 bcm) entro il 2010▪ IGI e Galsi (17 bcm) entro il 2013▪ Altri LNG3 (28 bcm) nel 2014

Scenario 2 - Aggressivo:▪ OLT Toscana (4,0 bcm) entro il 2010▪ IGI e Galsi (17 bcm) entro il 2015▪ Altri LNG3 (28 bcm) dopo il 2015

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1 Capacità di prelievo marginale alla minima pressione utile

FONTE: Relazione Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; rassegne stampa

Volumi di stoccaggioMiliardi di metri cubi (bcm)

5,1

6,6

1,5

18,2

8,8

Totale 24,8

Autorizzati dal Ministero

2,0

In istruttoria 3,2

V.I.A. positiva 1,8

Autorizzati 3,92,4

Capacità di stoccaggio attuale (2009)

13,9

Capacità minima di picco1

Mcm/giorno

152,3

32,2

26,8

34,5

22,0

267,8

Riserva strategica

L'aumento della capacità di stoccaggio è legato a una serie di progetti annunciati non ancora completati

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Min domanda

Max domanda

Disponibilità di import1

Contrattualizzato + produzione domestica

Disponibilità di import1+ produzione domestica

Sulla base degli attuali scenari il sistema gas italiano è in equilibrio…Consumo annuale, miliardi di metri cubi (bcm)

1 Considerato lo scenario conservativo

FONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Terna; analisi del gruppo di lavoro

▪ Forte contrazione della domanda dovuta alla crisi

▪ Domanda in ripresa sui livelli del 2008 nel medio termine

▪ Entrata in linea di parte delle infrastrutture di import previste

▪ Sistema comunque in equilibrio anche nello scenario di domanda più ottimista, senza ulteriore crescita di disponibilità di import

74,280,779,576,378,084,884,5

162,0163,7

138,5

121,7117,7

105,2103,6

159,6

54,3

100,1

103,1

2,44,16,97,88,18,99,1

2025

97,2

2020

91,4

71,4

159,6

2015

87,6

131,6

2010

77,0

113,9

2009

109,6

2008

93,4

96,3

2007

90,8

94,5

Oggi Medio periodo Lungo periodo

Produzione domestica

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Domanda di picco3 min

Domanda di picco3 max

2025

480,5

392,9

502,8

655,1

661,8

2020

458,5

417,4

502,8

655,1

666,4

2015

443,8

413,1

426,1

578,4

597,4

2010

403,5

400,7

377,2

529,5

550,8

2009

385,0

365,4

517,7

540,0

2008

410,0

321,0

473,3

497,7

2007

429,0

314,9

467,0

491,9

Capacità di import1

Capacità di import1+ stoccaggio2

Capacità totale (import1+stoccaggio2+domestico)

Oggi Medio periodo Lungo periodo

Caso conservativo in cui si mantiene la capacità di stoccaggio

pari a quella del 2009

… anche rispetto al consumo di puntaConsumo di picco, milioni di metri cubi/giorno

1 Considerato lo scenario conservativo 2 Assume capacità marginale di prelievo da stoccaggio alla minima pressione utile costante rispetto al 20093 Previsione domanda di picco basata sul massimo degli scostamenti percentuali rispetto alla media per gli anni 2006, 2007 e 2008

FONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Terna; analisi del gruppo di lavoro

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Agenda

▪ Il mercato gas italiano

▪ Modelli di mercato europei

▪ Proposta di riforma del mercato italiano

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In Europa esistono tre tipologie di mercato del gas con diversa struttura e liquidità2008

Hub Volumi trattati Miliardi di metri cubi

Liquidità finanziaria (volumi trattati come multi-pli di quelli consegnati)Miliardi di metri cubi

Liquidità fisica (Volumi fisici scambiati)Miliardi di metri cubi

Percentuale sul consumo del paese/ volumi TSOPer cento

Media escluso NBP

1,9

2,5

2,2

3,5

2,1

1,5

4,9

3,5

9,5

2,2

15,0

4,4

7,5

11,7

9,4

18,4

23,79

7,78

8,9

26,0

26,47

19,76

41,85

10,5 107,2 101,3

Osservazioni

▪ Liquidità media: punto di interconnessione tra i principali gasdotti dell’Europa Nord-Occidentale

1 Include NBP OTC, ICE, OCM e APX GB2 Include Zeebrugge OTC e APX Zeebrugge3 Include TTF OTC, Endex e APX NL4 Dati 20075 Calcolato solo sul consumo olandese, non su consumo più export

6 Pari al 19,7% dei volumi fisici transitati per Zeebrugge nel 2008 (47,5 bcm)7 Percentuale su volumi E.on Gastransport 20088 Pari al 7,7% dei volumi fisici transitati per Baumgarten nel 2008 (57 bcm)9 Percentuale su volumi Gasunie Deutschland 2008

▪ Liquidità elevata: produzione domestica frammentata

FONTE: Prospex 2009; TSO sito Web; analisi del gruppo di lavoro

98

OTC Borse

NBP1 1.1241.026

5

0

0

016

15

16

20

BEB (GUD)4

PSV

PEGs

15

17

CEGH

17

64

Zeebrugge2 4646

61 3

0

TTF3

28EGT (NCG) 26 2

▪ Liquidità moderata: mercati dipendenti da import

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FONTE: Prospex 2009; TSOs; borse; analisi del gruppo di lavoro

1.200,2

10,3

1.321,70,319,0 91,9

Over the Counter (OTC)

OTC presentati in borsa per clearing Futures Spot Balancing

NBP

TTF

Zeebrugge

NCG

PEGs

PSV

CEGH

Altri

OTC Trade

1.200,2

1.008,6

59,3

46,1

26,1

16,516,2

15,412,0

ICE

Endex

EEX

OTC presentati in borsa per clearing

19,0

16,9

1,9

0,2

ICE

Endex

EEX

Power-next

Futures

91,9

87,8

2,6

1,3

0,2

EEX

APX NL

APX Zee

APX UK

Spot

0,31

0,11

0,07

0,07

0,03

0,03

Power-next OCM

UK

Power-next

Balancing

10,3

10,1

0,2

2008, considerati hub e borse di Gran Bretagna, Francia, Belgio, Olanda, Germania, Austria, ItaliaMiliardi di metri cubi (bcm)

In tutti i mercati le transazioni avvengono su base bilaterale con un ruolo marginale delle borse

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La liquidità nei mercati europei viene assicurata dall'incumbent wholesale o dai principali produttori nazionali

FONTE: Direttorato della Competizione della Commissione Europea (2007); relazione dell’ Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; analisi del gruppo di lavoro

90

80

70

60

50

40

30

20

10

100

0PSVPEGsBaum-

gartenBEB (GUD)

TTFZee-

bruggeNBP

Trader puri

New entrants

Produttori

IncumbentVolumi di gas acquistati su hub2003/2004Per cento

32

Molto piccoli (< 100 mcm)

Piccoli (tra 0,1 e 1 bcm)

Medi (tra 1 e 10 bcm)

Grandi (> 10 bcm)

Eni

Vendita

2

26

40

1

Acquisto

4

37

53

51%

Volumi di gas trattati al PSV2008Per cento

Negli ultimi 3 mesi del 2009, il PSV ha mostrato forti incrementi di

liquidità (+139% su base 2008), dovuti anche ad una maggiore

operatività dell’incumbent

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Borse1 Proprietà Commo-dities

Inizio degli scambi

Numero di trader

ICE ▪ Quotata (BP DB, Shell, Societé Generale, Goldman, Sachs,…)

▪ Oil ▪ Power▪ Gas▪ Coal▪ CO2

▪ 1997 (NBP) 84

APX ▪ Fluxys (4%)▪ TenneT (70%)▪ Gasunie (26%)

▪ Gas▪ Power

▪ 1999 (NBP)▪ 2005 (TTF)▪ 2005 (ZEE)

762113

ENDEX ▪ Gasunie (10%)▪ Eneco (10%)▪ Delta (10%)▪ Altri2

▪ Gas▪ Power

▪ 2006 (TTF)▪ 2008 (ZEE) 36

EEX ▪ Eurex (23%) (Deutsche Borse, jwx)

▪ Nord Pool▪ Sashsen▪ Vari player

elettrici e del gas

▪ Power▪ Gas▪ Coal▪ CO2

▪ 2007 (NCG)▪ 2007 (BEB)

Power-next▪ HGRT (53%)▪ GRTgaz▪ EDF, GdF,

Electrabel ▪ Altri

▪ Power▪ Gas▪ CO2

▪ 2007 (PEGs) 13

Spot/ forward

Futures

Location spreads

Swaps

Options

Balancing

Geografie

NBP TTF ZEE NCG BEB PEGs U.S.

APX

EEX

Po-wer-next

ENDEXICE

ICENY-MEX

ICE

1 Include le maggiori borse europee del gas (escluso Nord Pool)2 Essent, Moum, Electrabel e altri mid streamer FONTE: Siti Web aziendali; report annuali; analisi del gruppo di lavoro

Prodotti

49

PSV

I principali operatori europei hanno promosso la nascita di borse sugli hub nazionali per facilitare gli scambi

Le borse del gas sono nate dall’interesse di soggetti terzi a operare su hub “funzionanti correttamente”, per offrire prodotti finanziari “on top”

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MIL-BRD010-04022010-72483/CSlp

Dimensioni considerate

Identità del gestore

Prodotti scambiati

Servizi offerti

Partecipanti ▪ Shipper▪ Altri utenti se

indicano shipper com-pensatore

Gas spot /forward

Capacità

Storage

Derivati

Balancing

Piattaforma OTC bilaterali

Broker screens

Electronic trading

Clearing

Italia (PSV) Europa cont. Gran Bretagna

Hub

Europa cont. Gran Bretagna

Borse

▪ TSO ▪ TSO/ midstreamer

▪ TSO Gestori indipendenti partecipati dagli operatori del gas

(BE, NL)

(FR)

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro, siti internet, Prospex 2009

Altredifferenze

▪ Shipper▪ Altri utenti se hanno un

accordo con uno shipper▪ Altri utenti se dichiarano di

impegnarsi a chiudere le posizioni senza settlement fisico (Futures su EEX)

Contratti standard

N/A

N/A

N/A

N/A

Italia

▪ Nessuno

▪ Shipper▪ Altri utenti se hanno un

accordo con uno shipper▪ Altri utenti se dichiarano di

impegnarsi a chiudere le posizioni senza settlement fisico (Futures su EEX)

1

2

3

1 Introduzione del mercato ex-post dalla delibera 165/092 Contratti standard presenti ma non indicati come modalità privilegiata3 Presenza marginale di brokers

Differenze marcate

Il PSV differisce dagli altri hub europei per standardizzazione dei contratti, gamma prodotti e assenza di una borsa che operi all'hub

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MIL-BRD010-04022010-72483/CSlp

Confronto Italia Europa continentale (Germania, Francia) Gran Bretagna

Trasporto

Bilancia-mento

Stoccaggio

Distribuzione

Mercato retail

▪ RTPA con tariffa basata su PBR1-RAB

▪ Tariffa Entry-Exit

▪ RTPA a tariffa regolamentata (basata su– PBR1-RAB (Francia)– Cost plus (Germania)

▪ Tariffa Entry-Exit

▪ RTPA con tariffa basata su PBR1-RAB

▪ Tariffa Entry-Exit

▪ Tutti gli sbilanci sono chiusi a stoccaggio

▪ Operatori senza stoccaggio tenuti a comprare gas per chiudere lo sbilancio da riserva strategica a costi elevati

▪ Il gas per coprire gli sbilanciamenti è fornito dal TSO3 a prezzo di mercato, con l’aggiunta di penali (~10-30%)

▪ Esiste un mercato dello sbilanciamento su NBP

▪ TSO fornisce gas per il solo bilan-ciamento residuo a NBP (clearing)

▪ RTPA con priorità di assegnazione per i clienti residenziali

▪ Il proprietario dello stoccaggio si fa carico della proprietà del gas necessario a coprire il fabbisogno in caso di emergenza (riserva strategica)

▪ NTPA normalmente assegnata tramite asta

▪ Gli utenti dello stoccaggio hanno l’obbli-go di immagazzinare sufficiente gas per coprire il picco invernale (Francia)

▪ Gli utenti dello stoccaggio (non i proprietari) hanno l’obbligo di assicurare le forniture in caso di emergenza (Germania)

▪ NTPA per tutti i nuovi siti di stoccaggio

▪ Storicamente, minore rilevanza attribuita agli stoccaggi di emergenza per la presenza di rilevanti giacimenti domestici

▪ Mercato libero a tariffa regolamentata per clienti residenziali

▪ Prevista la figura dell’Acquirente Unico (L 99/09, art. 30 comma 5)

▪ Mercato libero a tariffa regolamentata per clienti residenziali solo in alcuni paesi (es., Francia2)

▪ Acquirente Unico non presente in alcun paese

▪ Mercato completamente libero privo di tariffe regolamentate

▪ Acquirente unico non presente

In linea con l’Europacontinentale

Non in linea con il resto dell’Europa

▪ RTPA con tariffa basata su RAB e PBR1

▪ RTPA con tariffa basata su RAB ePBR1

▪ RTPA con tariffa basata su RAB e PBR1

Approfondito in seguito

La normativa italiana si differenzia dal resto d’Europa su bilanciamento e regole di accesso agli stoccaggi

1 Performance based remuneration: i costi operativi, per essere remunerati, devono rispettare una curva di efficienza durante il periodo regolatorio2 Obbligo di fornitura per i clienti a tariffa regolamentata da parte del distributore3 Da dicembre 2009, in Francia il mercato del bilanciamento è diventato simile a quello inglese, con TSO e shipper che operano sullo stesso mercato

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

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MIL-BRD010-04022010-72483/CSlp

Elementi principali Confronto

Periodo per bilanciamento

Nomine

Costo dello sbilanciamento per lo shipper

Modalità di misura

In linea con l’EuropacontinentaleNon in linea conil resto dell’Europa

Italia Europa continentale Gran Bretagna

▪ Giorno ▪ Giorno in genere▪ Ora (Paesi Bassi, Belgio, parziale

Germania)

▪ Giorno

▪ Nomina da dichiarare day-ahead▪ Nessuna possibilità di rinomina▪ No scheduling charge1

▪ Nomina da dichiarare day-ahead▪ Possibilità di rinomina (Belgio,

Paesi Bassi, Francia, Germania)2

▪ No scheduling charge3 (eccetto Belgio)

▪ Nomine da dichiarare day-ahead▪ Possibilità di rinomine▪ Scheduling charge per mancato

rispetto delle nomine

▪ Nessuno, se lo shipper ha gas disponibile negli storage

▪ Prezzo gas strategico più penali di sbilanciamento del TSO e del SSO altrimenti

▪ Prezzo di mercato del gas più penale

▪ Prezzo di mercato– Senza penali within the day– Con penali per clearing da

parte del TSO

▪ Load profiles statici che non tengono conto delle variabili termiche

▪ Dati definitivi dopo 3 mesi▪ Clearing definitivo fino a 5 anni

dopo per soli fini commerciali

▪ Load profiles dinamici (parametrici sulle variabili termiche) ed esclusi dai calcoli del bilanciamento (Germania) oppure corretti ex post con le variabili termiche misurate (Austria, Paesi Bassi)

▪ Dati definitivi:– M+1 Germania– M+4 Paesi Bassi– M+14 Austria

▪ Load profiles dinamici e aggiornati durante il giorno

▪ Dati definitivi a G+6▪ Clearing definitivo l’anno

successivo per soli fini commerciali

▪ TSO da storage dello shipper (se disponibile)

▪ Proprietario dello storage che fornisce gas strategico altrimenti

▪ Approvata (ma ancora in corso di realizzazione tecnica) sessione di scambio volumi gas ex-post in W+1 riferiti ai giorni della settimana W

▪ TSO da mercato (Germania)▪ Shipper e TSO in una borsa

apposita within the day (Power next) (Francia)

▪ TSO da produttore nazionale (Paesi Bassi)

▪ Shipper e TSO in una borsa apposita within the day (OCM)

▪ TSO per clearingApprovvigiona- mento gas di sbilanciamento

L'Italia è l'unico mercato in cui il bilanciamento si chiude sullo stoccaggio e non sul mercato intraday

1 Penale per overrun capacity2 In Francia renomination solo fino alle ore 3:00 del giorno D; Nei Paesi Bassi fino a 2 ore prima il flusso che viene rinominato3 In Germania penale per overrun capacity su capacità annuale infra TSO

FONTE: REF; codici di rete dei diversi paesi; analisi del gruppo di lavoro

Pricnipali differenze

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MIL-BRD010-04022010-72483/CSlp

1 Rispetto al prezzo medio al PSV (mag.-ott. 2009), escluse penali di disequilibrio (vs TSO) e di iniezione/erogazione non prenotata (vs SSO)2 Riferito al solo sbilanciamento eccedente la tolleranza giornaliera/oraria non cumulata

FONTE: SSO e TSO dei mercati europei; analisi del gruppo di lavoro

Prezzo del gas di bilanciamento vs prezzo di riferimentoPer cento

Shipper con storage disponibile

Italia1

0

152%Shipper senza storage disponibile

Francia2

±30

±30

Germania

±10

±10

Gran Bretagna

±~4

±~4

Paesi Bassi2

+15-10

+15-10

Da consi-derare anche i costi di utilizzo dello stoccaggio

Il meccanismo italiano di bilanciamento discrimina tra lo shipper che dispone di capacità di stoccaggio e colui che non ne dispone

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MIL-BRD010-04022010-72483/CSlp

Confronto Italia Europa continentale Gran Bretagna

Riserva per eventi eccezionali

▪ Obbligo per gli importatori a detenere capacità di stoccaggio dedicata per fronteggiare inverni eccezionali o crisi

▪ Francia: riempimento obbligatorio all’85% degli stoccaggi riservati alla clientela residenziale (al 1°novembre) e dichiarazione dello shipper su metodi di approvvigionamento per inverni eccezionali

▪ Germania: nessun vincolo esplicito2

▪ Nessun vincolo per gli shipper

▪ Vincolo su quantità minima da mantenere negli stoccaggi per inverni eccezionali

Modalità di accesso

▪ RTPA ▪ Francia: NTPA▪ Germania: NTPA

▪ Sistema misto– NTPA (RTPA per LNG)– Aste– Possibili esenzioni dal

TPA

Servizi offerti agli utenti dello stoccaggio

▪ Spazio▪ Capacità di iniezione▪ Capacità di erogazione

▪ Francia: offerta bundle (volume e capacità)

▪ Germania: molteplicità di servizi non standardizzati

▪ Bundle capacità di iniezione, erogazione, volume e servizi non standardizzati

In linea con l’Europacontinentale

Non in linea conl’Europa continentale

Modalità di allocazione

▪ Priorità al gas strategico e al gas per usi residenziali

▪ Nuova procedura d’asta per offrire stoccaggio1 anche a shipper senza clienti residenziali

▪ Francia: priorità al gas per uso residenziale

▪ Germania: priorità per shipper già in possesso di capacità

▪ Nessuna priorità sulla base della clientela finale del gas

L'Italia, paese con stoccaggio totalmente regolato, ha una disciplina diversa sull'allocazione delle capacità

1 Da parte di utenti che usufruiscono di servizio di modulazione per utenti residenziali e che dispongono, nel corso dell’anno, di capacità non utilizzata2 In discussione presso il regolatore introduzione riserva strategica

FONTE: Regolatori nazionali; aziende di stoccaggio; Ricerche e Consulenze per l’Economia e la Finanza (REF); analisi del gruppo di lavoro

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L'attuale normativa non consente l'accesso allo stoccaggio per usi diversi dalla modulazione stagionale della clientela residenziale

1 Secondo indicazione Snam Rete Gas che include tutti gli utenti collegati alla rete di distribuzione, che sono in larga misura domestici più altre utenze come scuole, ospedali e piccole azienda, anche se con consumi >200.000 m3/anno; se calcolata sul solo consumo domestico, la capacità totale assegnata sarebbe pari a ~11 bcm

2 Alfonsine, Bordolano, San Potito

5,1

12,8

13,9

18,4

Stoccaggio disponibile

19,6

3,9

1,8

Totale necessario per legge per strategico e residenziali

Stoccaggio

per residenzialiStoccaggio strategico

+ minerario+ bilancia- mento

5,60,5

Oggi, 2009Miliardi di metri cubi (bcm)

Domani, 2015Miliardi di metri cubi (bcm)

Se invece di considerare i siti autorizzati e con V.I.A. positiva, venissero costruiti solo i siti già oggi autorizzati2 (3,9 bcm) il totale disponibile sarebbe 17,8 bcm, non sufficiente a coprire gli obblighi di legge secondo la normativa attuale

Stoccaggio residenziale ripartito pro quota

FONTE: Codice di stoccaggio STOGIT; Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Snam Rete Gas; analisi del gruppo di lavoro

▪ Il codice di stoccaggio Stogit assegna agli operatori il diritto di richiedere una capacità pari– Al 33,4% dei consumi residenziali per lo swing medio

stagionale (MRA media)– Al 25% della MRA media come capacità addizionale per

inverni freddi▪ Se si considera un consumo residenziale1 di ~31 bcm, la capacità

totale deve essere di circa 12,8 bcm

5,1

12,8

13,9

18,4

Stoccaggio disponibile

Totale necessario per legge per strategico e residenziali

Stoccaggio per residen- ziali

Stoccaggio strategico

+ minerario+ bilancia- mento

5,60,5

Stoccaggi 2009

Siti autorizzati

Siti con V.I.A. positiva

17,8

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In sintesi le criticità del mercato italiano riguardano accesso allo stoccaggio, bilanciamento e assetto del mercato organizzato

▪ Diversità del PSV rispetto agli altri mercati europei:– Contratti standard non

ufficiali– Pochi broker operanti– Gamma di prodotti più

limitata▪ Non esiste una borsa

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

▪ Mancanza di segnali di prezzo

▪ Uso inefficiente delle risorse

3. Mercato wholesale

2. Bilancia-mento

1. Stoccaggio

▪ Bilanciamento chiuso a stoccaggio con discriminazione tra soggetti titolari e non di capacità di stoccaggio

▪ Nessun incentivo alla corretta programmazione

▪ Flessibilità non valorizzabile▪ Metodi di stima dei consumi

statici

▪ Capacità disponibile regolata e allocata totalmente alla clientela residenziale per esigenze di modulazione

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Agenda

▪ Il mercato gas italiano

▪ Modelli di mercato europei

▪ Proposta di riforma del mercato italiano

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Gli interventi proposti su stoccaggio, bilanciamento e mercato wholesale consentono di migliorare l’efficienza del mercato e dare segnali di prezzo certi che orientino il comportamento degli operatori

Mercatopiù liquido

più efficientepiù trasparente

Creazione di liquidità mediante transazioni di bilanciamento

Creazione di liquidità mediante transazioni fisiche e temporali

Accesso alla flessibilità a prezzo di mercato

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

3. Mercato wholesale trasparente

2. Bilanciamento a mercato

1. Apertura disponibilità di stoccaggio

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1. Nuovi criteri di allocazione e uso della capacità di stoccaggio per rendere disponibili risorse a usi diversi dalla modulazione stagionale residenziale

▪Assicurare un uso efficiente della capacità di stoccaggio e un ampliamento dei servizi resi (es. capacità per flessibilità)

▪Assicurare un principio di allocazione non discriminatorio

Linee guida

▪Revisione criteri allocazione stoccaggio residenziale, al fine di liberare capacità da destinare ad altri utilizzi, assegnata tramite aste. In alternativa, per ragioni di politica industriale, è possibile prevedere criteri di assegnazione diretta nel transitorio (es. “zainetto”)

▪Revisione delibera 303/07 sull’utilizzo degli stoccaggi al fine di rendere più flessibile la capacità utilizzabile

▪Esplicita previsione normativa per tutta la nuova disponibilità di stoccaggio1 di operare in pura logica merchant, in esenzione totale o parziale

▪Tutta la capacità disponibile è allocata prioritariamente (e totalitariamente) a:– operatori con clienti

residenziali– riserva strategica

▪Nessuno stoccaggio disponibile per operatori senza clienti residenziali

▪Stoccaggio inteso come business regolato tout court

From To

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

1 Nuovi impianti o potenziamento degli esistenti

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▪Bilanciamento a mercato:– Gli shipper si

approvvigionano sul mercato intraday ai fini del bilanciamento

– TSO è soggetto di bilanciamento di ultima istanza (compra gas di bilanciamento a mercato1 e ribalta il costo su shipper sbilanciati)

▪Possibilità di rinomine nel giorno gas

▪Penali di sbilanciamento (on top al prezzo del gas) su volumi sbilanciati e sistema di tolleranze

▪Rivedere il meccanismo di bilanciamento secondo criteri di equità e incentivo a comportamenti virtuosi

▪Creare un meccanismo di mercato che consenta di prezzare e meglio allocare la flessibilità presente a sistema

▪Bilanciamento chiuso a stoccaggio

▪Disparità di trattamento tra shipper con stoccaggio (nessuna penalità di sbilancio) e shipper senza (fortemente penalizzato)

▪Nessun incentivo alla corretta programmazione

Linee guida From To

1 può comprare soltanto in un mercato anonimo e non OTC per evitare turbative del mercato

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

2. Evoluzione da “bilanciamento a stoccaggio” a “bilanciamento a mercato”

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Evoluzione dell'equazione di bilanciamento per incentivare comportamenti virtuosi nell'uso delle risorse e far emergere il vero valore della flessibilità

Bilanciamento a stoccaggio

-Pk GNCk DSk- =Ik

Sbilanciamento chiuso a stoccaggio

+Tkn

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

Ik -Pk +Sk +Tkn GNCk Bk BTk- = +

Bilancia-mento a mercato

Lo stoccaggio è disponibile a tutti gli utenti, ed è un dato e non un risultato

Bilanciamento dello shipper sulla borsa

Bilanciamento residuale del TSO sulla borsa

Per ogni shipper k:

Ik: immissioni in retePk: prelieviTk: transizioni al PSVGNCk: gas non contabilizzatoDSk: sbilanciamento chiuso a stoccaggio

Sk: immissioni nette da stoccaggioBk: scambi effettuati in borsaBTk: bilanciamento residuale sulla borsa

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Linee guida From To

3. Evoluzione del PSV in ottica europea e creazione di una borsa che operi sull'hub.

▪Allineamento PSV a best practice Europee:– Allargamento gamma

prodotti e introduzione contratti standard

– Accesso consentito a tutti i player con opportune garanzie

– Pubblicazione prezzi – Revisione normativa

(es. dichiarazione provenienza gas)

▪Nascita di una borsa sul PSV (e dei relativi sistemi di controllo):– Day ahead– Intraday– Medio termine (a regime)

▪Allineare le caratteristiche del PSV alle best practice europee per favorire un aumento della liquidità e fruibilità

▪Favorire la nascita di una borsa finanziaria sul PSV (e dei relativi sistemi di controllo)

▪Mercato fisico (PSV):– Gamma di prodotti

limitata – Contratti standard non

ufficiali– Pochi broker operanti– Accesso consentito ai

player privi di un contratto di trasporto solo indicando un soggetto compensatore

▪Assenza di borsa finanziaria

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

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Bilancia-mento

Stoccaggio

Mercato all’ingrosso

Breve periodo:Rimozione impedimenti attuali su stoccaggio

Medio periodo:Avvio meccanismi market based

Lungo periodo:Completamento roll out sistemi market based

▪ Nuovi criteri allocazione e uso dello stoccaggio

▪ Definizione normativa per i nuovi impianti o per i potenziamenti degli esistenti

▪ Definizione nuovi metodi di stima dei consumi e di sistemi di misura

▪ Messa in servizio nuovi gruppi di misura2

▪ Bilanciamento per tutti i clienti a mercato1

Stimee misure

▪ Test di nuovi metodi e sistemi

▪ PSV allineato a hub europei

▪ Bilanciamento per i clienti DM: a mercato

▪ Bilanciamento per i clienti non NDM: a stoccaggio

▪ Ingresso di nuova capacità di stoccaggio non regolata

1 Con il gas di sbilanciamento approvvigionato per tutti i clienti a mercato2 Entro il 2010 i clienti G40, come previsto dalla delibera 155/08, e poi anche per gli altri clienti

▪ Borsa finanziaria

▪ Utilizzo nuovi metodi e sistemi

FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

Percorso evolutivo del nuovo mercato del gas

2010 2013

▪ Bilanciamento per i clienti DM: a mercato basato sul merit order delle risorse di gas di stoccaggio

▪ Bilanciamento per i clienti non NDM: a stoccaggio

Proposta elaborata autonomamente dal tavolo tecnico di Confindustria