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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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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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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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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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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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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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
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