Trasporto di gas naturale

Il servizio di trasporto di gas naturale

Il trasporto del gas naturale è un servizio integrato che consiste nella messa a disposizione della capacità di trasporto, nonché nel trasporto del gas consegnato a Snam Rete Gas presso i punti di entrata della Rete Nazionale di gasdotti5 fino ai punti di riconsegna della Rete Regionale, dove il gas viene riconsegnato agli utilizzatori del servizio (Utenti).

La capacità di trasporto, espressa in metri cubi standard/giorno, rappresenta il massimo volume di gas che ciascun Utente può immettere e prelevare dal sistema presso i citati punti su base giornaliera. Snam Rete Gas conferisce capacità di trasporto ai soggetti che ne fanno richiesta, i quali acquisiscono il diritto (in qualità di Utenti) di immettere e ritirare, in qualsiasi giorno dell’anno termico, rispettivamente ai punti di entrata e di uscita della Rete Nazionale, ai punti di riconsegna sulla Rete Regionale di trasporto di Snam Rete Gas e al Punto di Scambio Virtuale6, un quantitativo di gas non superiore alla portata giornaliera conferita.

Il gas naturale immesso nella Rete Nazionale proviene dalle importazioni e, in minor quantità, dalla produzione nazionale. Il gas proveniente dall’estero viene immesso nella Rete Nazionale attraverso sette punti di entrata, in corrispondenza delle interconnessioni con i metanodotti di importazione (Tarvisio, Gorizia, Passo Gries, Mazara del Vallo, Gela) e dei terminali di rigassificazione GNL (Panigaglia, Cavarzere).

Il gas di produzione nazionale viene immesso nella Rete in corrispondenza dei 51 punti di entrata7 dai campi di produzione o dai loro centri di raccolta e trattamento. Anche i campi di stoccaggio gas sono collegati con la rete di trasporto (due punti virtuali di entrata/uscita verso gli “hub” di stoccaggio). Il gas in uscita dalla Rete Nazionale è trasportato sulla Rete Regionale fino ai punti di riconsegna, nei quali avviene il ritiro del gas da parte degli utenti.

Snam Rete Gas è il principale operatore italiano di trasporto e dispacciamento di gas naturale sul territorio nazionale, disponendo della quasi totalità delle infrastrutture di trasporto in Italia, con oltre 31.600 chilometri di gasdotti in esercizio in alta e media pressione (circa il 94% dell’intero sistema di trasporto).

Snam Rete Gas – Infrastruttura di Rete al 31 dicembre 2010

Principali indicatori di performance (milioni di euro) 2008 2009 2010 Var.ass. Var.%
Ricavi della gestione caratteristica (*) 1.882 1.865 1.929 64 3,4
- di cui ricavi di trasporto di gas naturale 1.867 1.848 1.873 25 1,4
Costi operativi (*) 388 399 343 (56) (14,0)
Utile operativo 1.017 974 1.185 211 21,7
Investimenti tecnici 1.038 926 902 (24) (2,6)
- di cui incentivati 916 793 763 (30) (3,8)
- di cui non incentivati 122 133 139 6 4,5
Capitale investito netto al 31 dicembre 9.736 10.060 10.404 344 3,4
Volumi di gas naturale immessi nella Rete Nazionale Gasdotti (miliardi di metri cubi) 85,64 76,90 83,32 6,42 8,3
Rete dei gasdotti (chilometri in esercizio) 31.474 31.531 31.680 149 0,5
- di cui Rete Nazionale 8.779 8.871 8.894 23 0,3
- di cui Rete Regionale 22.695 22.660 22.786 126 0,6
Dipendenti in servizio al 31 dicembre (numero) 2.252 2.254 2.636 382 16,9

(*) Prima delle elisioni di consolidamento.

Risultati finanziari

I ricavi di trasporto di gas naturale ammontano a 1.873 milioni di euro, in aumento di 25 milioni di euro, pari all’1,4% rispetto all’esercizio 2009. L’aumento è attribuibile ai maggiori volumi di gas naturale trasportati (+20 milioni di euro) e all’effetto derivante dal riconoscimento, da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, dei maggiori oneri sostenuti per l’acquisto del gas combustibile nel periodo 1° ottobre 2008-31 dicembre 2009 (55 milioni di euro; +21 milioni di euro rispetto al contributo di 34 milioni di euro iscritto nel bilancio 2009 come riconoscimento dei maggiori oneri sostenuti nell’anno termico 2007-2008). Tali fattori sono stati in parte assorbiti dall’applicazione dei nuovi criteri tariffari, in vigore dal 1° gennaio 2010, per effetto essenzialmente della corresponsione in natura, da parte degli utenti, del gas naturale utilizzato per la prestazione del servizio di trasporto8.

L’utile operativo del 2010 di 1.185 milioni di euro aumenta di 211 milioni di euro, pari al 21,7%, rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’aumento è dovuto principalmente: (i) ai minori costi operativi (+133 milioni di euro, al netto delle componenti che trovano contropartita nei ricavi), a seguito del riconoscimento in natura del gas naturale utilizzato nell’attività di trasporto, e all’utilizzo netto del fondo rischi e oneri a fronte di un accantonamento registrato nell’esercizio 2009 (+23 milioni di euro); (ii) alla riduzione degli ammortamenti (+69 milioni di euro) dovuta essenzialmente all’aumento della vita utile dei metanodotti (da 40 a 50 anni), oggetto di revisione ai fini tariffari da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; (iii) ai maggiori ricavi di trasporto (+10 milioni di euro, al netto delle componenti che trovano contropartita nei costi).

Andamento operativo

Investimenti tecnici (milioni di euro) 2008 2009 2010 Var.ass. Var. %
Sviluppo 813 692 671 (21) (3,0)
Investimenti con incentivo del 3% 578 451 456 5 1,1
Investimenti con incentivo del 2% 235 241 215 (26) (10,8)
Mantenimento e altro 225 234 231 (3) (1,3)
Investimenti con incentivo dell’1% 103 101 92 (9) (8,9)
Investimenti non incentivati 122 133 139 6 4,5
1.038 926 902 (24) (2,6)

Gli investimenti tecnici del 2010 ammontano a 902 milioni di euro, in riduzione di 24 milioni di euro rispetto al 2009 (-2,6%).

Gli investimenti sono stati classificati in coerenza con la deliberazione ARG/gas 184/09 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, che ha individuato differenti categorie di progetti cui è associato un diverso livello di incentivo9.

L’85% degli investimenti è previsto beneficino di una remunerazione incentivata. La suddivisione per categorie degli investimenti 2010 sarà sottoposta all’Autorità in sede di approvazione della proposta tariffaria per l’anno 2012.

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo del 3% (456 milioni di euro) hanno riguardato:

  • nell’ambito del progetto di allacciamento del terminale di rigassificazione Offshore LNG Toscana (OLT) di Livorno (136 milioni di euro) i lavori per la realizzazione di una infrastruttura di collegamento con l’impianto situato al largo della costa toscana, prevalentemente off-shore;
  • nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture di importazione in Sicilia e Calabria (101 milioni di euro): (i) i materiali ed i lavori di costruzione della centrale di Montesano, in Campania; (ii) i lavori complementari sui tratti già in esercizio ed i lavori di costruzione del tratto in galleria del metanodotto Montalbano-Messina, in Sicilia; (iii) i turbocompressori della centrale di Enna, in Sicilia; (iv) la realizzazione del tratto Bronte-Montalbano del metanodotto Enna-Montalbano, in Sicilia;
  • nell’ambito dell’iniziativa della nuova infrastruttura di trasporto sul versante Adriatico (93 milioni di euro): (i) i lavori di costruzione della linea principale e la progettazione dei ricollegamenti del metanodotto Massafra-Biccari, in Puglia-Basilicata; (ii) il completamento della progettazione e l’acquisizione dei permessi privati per la linea Sulmona-Foligno-Sestino-Minerbio, in Abruzzo-Emilia Romagna;
  • nell’ambito del progetto relativo al metanodotto Villesse-Gorizia (40 milioni di euro), in Friuli Venezia Giulia, i materiali ed i lavori di costruzione.

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo del 2% (215 milioni di euro) hanno riguardato:

  • nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture di trasporto in Valle Padana, relativa all’aumento di capacità di trasporto nazionale (55 milioni di euro): (i) i lavori di costruzione del metanodotto Cremona-Sergnano, in Lombardia; (ii) il completamento della progettazione e l’acquisizione dei permessi del metanodotto Zimella-Cervignano, in Veneto-Lombardia;
  • nell’ambito del progetto relativo al metanodotto Palaia-Collesalvetti (23 milioni di euro), in Toscana, i materiali per la realizzazione dell’infrastruttura.

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo dell’1% (92 milioni di euro) hanno riguardato numerose opere volte al mantenimento di adeguati livelli di sicurezza e qualità degli impianti.

Gli investimenti non incentivati (139 milioni di euro) includono progetti di sostituzione di beni ed impianti e progetti relativi all’implementazione di nuovi sistemi informativi, allo sviluppo degli esistenti e all’acquisto di altri beni strumentali all’attività operativa.

Bilancio gas della Rete di Trasporto Nazionale

Disponibilità di gas naturale (miliardi di m³) 2008 2009 2010 Var.ass. Var. %
Da importazioni 76,52 68,67 75,17 6,50 9,5
Da produzione nazionale 9,12 8,23 8,15 (0,08) (1,0)
Totale gas immesso in Rete 85,64 76,90 83,32 6,42 8,3
Saldo netto prelievi/immissioni stoccaggio (*) (1,12) 0,78 (0,64) (1,42)
Totale disponibilità di gas naturale 84,52 77,68 82,68 5,00 6,4

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

Prelievi di gas naturale (miliardi di m³) 2008 2009 2010 Var.ass. Var. %
Riconsegna al mercato nazionale 83,34 76,66 81,54 4,88 6,4
Esportazioni 0,60 0,48 0,54 0,06 12,5
Consumi ed emissioni Snam Rete Gas 0,42 0,34 0,47 0,13 38,2
Gas non contabilizzato e altre variazioni (*) 0,16 0,20 0,13 (0,07) (35,0)
Totale prelievi di gas naturale 84,52 77,68 82,68 5,00 6,4

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

Disponibilità di gas naturale

La disponibilità di gas naturale in Italia nel 2010 è stata pari a 82,68 miliardi di metri cubi, in aumento di 5 miliardi di metri cubi (+6,4%) rispetto al 2009.

I quantitativi di gas immesso nella Rete di Trasporto Nazionale sono aumentati dell’8,3%, raggiungendo gli 83,32 miliardi di metri cubi. L’aumento dei quantitativi di gas immesso nella Rete di Trasporto Nazionale è dovuto principalmente alle maggiori importazioni (+6,50 miliardi di metri cubi; +9,5%). La produzione nazionale di 8,15 miliardi di metri cubi è rimasta sostanzialmente invariata rispetto al 2009 (8,23 miliardi di metri cubi).

All’aumento dei volumi immessi in rete, ha altresì inciso il saldo positivo tra le immissioni in stoccaggio (+) e i prelievi (-) da stoccaggio, pari a circa +0,6 miliardi di metri cubi, a fronte di una situazione opposta registrata nel 2009, quando i prelievi da stoccaggio sono stati superiori alle immissioni di 0,8 miliardi di metri cubi.

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

Importazioni per punti di entrata (miliardi di m³) 2008 2009 2010 Var.ass. Var. %
Punti di entrata
Mazara del Vallo 24,77 21,66 26,29 4,63 21,4
Tarvisio 24,58 22,92 22,49 (0,43) (1,9)
Gela 9,87 9,17 9,41 0,24 2,6
Passo Gries 15,69 12,02 7,83 (4,19) (34,9)
Cavarzere (GNL) 1,53 7,04 5,51
Panigaglia (GNL) 1,52 1,32 1,98 0,66 50,0
Gorizia 0,09 0,05 0,13 0,08 160,0
76,52 68,67 75,17 6,50 9,5

Le importazioni (75,17 miliardi di metri cubi) registrano un aumento di 6,50 miliardi di metri cubi, pari al 9,5% rispetto all’esercizio 2009. In particolare, si evidenziano, oltre al contributo del gas immesso dal punto di ingresso di Cavarzere proveniente dal terminale GNL e operativo dal terzo trimestre 2009 (+5,51 miliardi di metri cubi), maggiori importazioni dal punto di entrata di Mazara del Vallo (+4,63 miliardi di metri cubi; +21,4%), parzialmente assorbite dalla riduzione del gas immesso dal punto di ingresso di Passo Gries (-4,19 miliardi di metri cubi; -34,9%) a seguito dell’interruzione, in territorio Svizzero, della linea di importazione che collega l’Italia con il Nord Europa.

Volumi di gas naturale immessi in Rete per Utente (miliardi di m³) 2008 2009 2010 Var.ass. Var. %
Eni 51,80 39,58 35,45 (4,13) (10,4)
Enel Trade 9,82 8,65 10,34 1,69 19,5
Altri 24,02 28,67 37,53 8,86 30,9
85,64 76,90 83,32 6,42 8,3

Prelievi di gas naturale

Il gas naturale prelevato dalla Rete di Trasporto Nazionale nel 2010 (82,68 miliardi di metri cubi) è stato destinato principalmente: (i) alla riconsegna agli utenti presso i punti di uscita dalla rete (81,54 miliardi di metri cubi); (ii) alle esportazioni (0,54 miliardi di metri cubi), principalmente in Slovenia; (iii) ai consumi delle centrali di compressione e alle emissioni di gas dalla rete e dagli impianti di Snam Rete Gas (0,47 miliardi di metri cubi).

Nel bilancio energetico redatto da Snam Rete Gas è definito convenzionalmente Gas Non Contabilizzato (GNC) la differenza fisiologica tra la quantità di gas misurato all’ingresso della rete e la quantità di gas misurato all’uscita, derivante dalla tolleranza tecnica degli strumenti di misura. Con la deliberazione ARG/gas 192/09, pubblicata in data 15 dicembre 2009, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, in applicazione dei nuovi criteri tariffari disposti con la deliberazione ARG/gas 184/09, ha definito a partire dal 1° gennaio 2010, le modalità di corresponsione in natura, da parte degli utenti del servizio all’impresa maggiore di trasporto, dei quantitativi di gas a copertura del gas non contabilizzato, dovuti in quota percentuale dei quantitativi prelevati dalla rete di trasporto.



La domanda di gas in Italia nel 2010 è stata pari a 82,98 miliardi di metri cubi, in aumento di 4,96 miliardi di metri cubi (+6,4%) rispetto al 2009, a seguito della ripresa dei consumi dopo la recente crisi economica. L’aumento ha riguardato tutti i settori e, in particolare, il residenziale e terziario (+7,1%), l’industriale (+7,0%) e il termoelettrico (+4,4%).

Gli interventi di sviluppo e potenziamento delle infrastrutture di trasporto hanno permesso di incrementare, all’inizio dell’anno termico 2010-2011, la capacità di trasporto della rete a 368,4 milioni di metri cubi/giorno (+0,8% rispetto all’inizio dell’anno termico 2009-2010).

L’incremento è attribuibile principalmente all’aumento delle capacità di trasporto di Gela e Mazara del Vallo, in seguito all’entrata in esercizio di un potenziamento sulle infrastrutture di importazione dal Nord Africa.

Riconduzione tra quantitativi prelevati dalla Rete e domanda Italia (miliardi di m³) 2008 2009 (*) 2010 Var.ass. Var.%
Quantitativi prelevati 84,52 77,68 82,68 5,00 6,4
Esportazioni (-) (0,60) (0,48) (0,54) (0,06) 12,5
Gas immesso su rete regionale di altri operatori 0,09 0,08 0,06 (0,02) (25,0)
Altri consumi (**) 0,87 0,74 0,78 0,04 5,4
Totale domanda Italia 84,88 78,02 82,98 4,96 6,4

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

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

Domanda gas Italia (miliardi di m³) 2008 2009 (*) 2010 Var.ass. Var. %
Residenziale e terziario 30,18 31,60 33,83 2,23 7,1
Termoelettrico 33,90 29,02 30,31 1,29 4,4
Industriale (**) 19,31 16,07 17,19 1,12 7,0
Altro 1,49 1,33 1,65 0,32 24,1
84,88 78,02 82,98 4,96 6,4
Capacità di trasporto (milioni di m³/giorno)
Punti di entrata Anno termico 2008-2009 Anno termico 2009-2010 Anno termico 2010-2011
Capacità disponibile Capacità conferita Saturazione (%) Capacità disponibile Capacità conferita Saturazione (%) Capacità disponibile Capacità conferita Saturazione (%)
Tarvisio 106,0 97,8 92,2 119,7 102,8 85,9 119,2 110,3 92,5
Mazara del Vallo 101,8 93,2 91,6 103,6 98,7 95,3 105,0 98,9 94,2
Passo Gries 64,9 60,8 93,7 64,9 59,0 90,9 64,8 55,0 84,9
Gela 30,5 30,5 100,0 33,0 32,9 99,7 35,2 34,3 97,4
Cavarzere (GNL) 26,4 21,0 79,5 26,4 24,6 93,2
Panigaglia (GNL) 13,0 11,4 87,7 13,0 7,2 55,4 13,0 7,2 55,4
Gorizia 4,8 4,8 4,8 0,5 10,4
321,0 293,7 91,5 365,4 321,6 88,0 368,4 330,8 89,8

La capacità disponibile della rete ha permesso di soddisfare, anche per l’anno termico 2010-2011, tutta la domanda di capacità da parte degli Utenti, con un incremento della capacità conferita pari al 2,9%.

In aggiunta alle capacità sopra descritte, relative ai punti di entrata interconnessi con l’estero e con i terminali GNL, sono disponibili capacità di trasporto ai punti di entrata interconnessi con le produzioni nazionali per un totale di 37 milioni di metri cubi/giorno.

Snam Rete Gas ha predisposto il piano di lungo termine delle disponibilità di capacità di trasporto, comunicato al Ministero dello Sviluppo Economico in data 21 giugno 2010 e pubblicato sul sito di Snam Rete Gas. Il documento evidenzia i dati delle capacità in tutti i punti di entrata interconnessi con l’estero e con i terminali GNL, per l’anno termico 2010-2011 e per i successivi anni fino al 30 settembre 2020.

Regolamentazione

Deliberazioni nn. 166/05 e 102/08 - “Criteri per la determinazione delle tariffe per il trasporto e dispacciamento del gas naturale” e “Approvazione delle proposte tariffarie relative ai corrispettivi di trasporto e dispacciamento del gas naturale”.

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

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

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

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

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

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

Con la deliberazione ARG/gas 184/09, pubblicata in data 2 dicembre 2009, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha emanato i criteri per la definizione delle tariffe di trasporto e di misura del gas naturale sulla Rete Nazionale e Regionale dei gasdotti per il terzo periodo di regolazione (1° gennaio 2010-31 dicembre 2013)10.

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

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

Sono stati confermati gli incentivi ai nuovi investimenti, prevedendo una maggiore remunerazione rispetto al tasso base (WACC) variabile, in relazione alla tipologia di investimento, dall’1% al 3% e per un periodo da 5 a 15 anni. I ricavi associati ai nuovi investimenti vengono riconosciuti a partire dal secondo anno successivo a quello in cui i costi sono stati sostenuti (“spending”) e sono garantiti indipendentemente dai volumi trasportati.

La metodologia di aggiornamento delle tariffe “price cap” viene applicata alla sola componente dei ricavi relativa ai costi operativi, pari a circa il 15% dei ricavi di riferimento, che vengono aggiornati con l’inflazione e ridotti di un coefficiente di recupero di produttività annuale fissato pari al 2,1% (3,5% nel precedente periodo regolatorio). Le componenti di ricavo correlate alla remunerazione e agli ammortamenti vengono determinate sulla base dell’aggiornamento annuale del capitale investito netto (RAB). In particolare, nel terzo periodo regolatorio, gli ammortamenti sono sottratti al meccanismo del price-cap e calcolati sulla base di una vita utile economico-tecnica delle infrastrutture di trasporto pari a 50 anni (40 anni nel precedente periodo regolatorio).

La struttura tariffaria basata sul modello entry/exit è stata confermata anche per il terzo periodo di regolazione, insieme al corrispettivo capacitivo per il servizio di misura.

Il fuel gas, infine, viene trattato come un costo pass-through riconosciuto in natura dagli utenti ed escluso dal meccanismo del price-cap.

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

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

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

Con la deliberazione ARG/gas 198/09, pubblicata in data 23 dicembre 2009, l’Autorità ha approvato le tariffe di trasporto, dispacciamento e misura per l’anno 2010.

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

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

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

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

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

Con la deliberazione VIS 8/09, pubblicata in data 5 febbraio 2009, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha concluso l’indagine preliminare per l’acquisizione delle informazioni relative all’andamento del Gas Non Contabilizzato (GNC) nel sistema di trasporto con riferimento al periodo 2004-2006 e ha avviato un’istruttoria conoscitiva in merito all’adeguatezza prestazionale e di manutenzione di una parte del parco impianti di misura della rete di trasporto la cui chiusura, fissata per il 30 settembre 2009, è stata prorogata al 31 marzo 2010 con deliberazione VIS 96/09; l’istruttoria è stata chiusa con deliberazione VIS 93/10 il 6 settembre 2010. Sono emerse alcune anomalie sulla gestione degli impianti di misura nella titolarità di soggetti diversi da Snam Rete Gas S.p.A.

Deliberazione ARG/gas 218/10 - “Approvazione delle proposte tariffarie relative ai corrispettivi di trasporto e dispacciamento del gas naturale, del corrispettivo transitorio per il servizio di misura del trasporto gas per l’anno 2011 in attuazione delle disposizioni di cui alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 1° dicembre 2009, ARG/gas 184/09”.

In base ai criteri descritti, con la deliberazione ARG/gas 218/10, l’Autorità ha approvato le tariffe di trasporto, dispacciamento e misura per l’anno 2011.

Le tariffe sono state determinate sulla base dei ricavi di riferimento riconosciuti, al netto delle quote di terzi, pari a 1.817 milioni di euro (di cui circa 113 milioni di euro relativi agli incentivi per gli investimenti di sviluppo e circa 36 milioni di euro relativi ai ricavi associati ai costi per il bilanciamento del sistema).

I ricavi effettivi dell’anno 2011 dovranno tenere conto della crescita dei volumi trasportati rispetto al valore di riferimento, assunto pari a 75,7 miliardi di metri cubi.

Inoltre, è stato determinato in 54,9 milioni di euro l’importo riconosciuto alla Società in relazione ai maggiori oneri sostenuti per l’acquisto del fuel gas nel periodo 1° ottobre 2008 - 31 dicembre 2009.

La RAB al 31 dicembre 2009 per l’attività di trasporto, dispacciamento e misura è di 13,1 miliardi di euro.

(5) L’elenco dei gasdotti facenti parte della Rete Nazionale e i relativi criteri di definizione sono riportati nel Decreto del ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato del 22 dicembre 2000 e successivi aggiornamenti, in base alle disposizioni del Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (c.d. Decreto Letta).
(6) Punto Virtuale presso il quale gli Utenti possono effettuare, su base giornaliera, scambi e cessioni di gas immesso nella Rete Nazionale.
(7) Numero di punti di entrata al 31 dicembre 2010.
(8) A partire dal 1° gennaio 2010, con l’avvio del terzo periodo di regolazione, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, in applicazione dei nuovi criteri tariffari disposti con la deliberazione ARG/gas 184/09, ha definito le modalità di corresponsione in natura, da parte degli utenti del servizio all’impresa maggiore di trasporto, dei quantitativi di gas a copertura del gas combustibile, delle perdite di rete, e del gas non contabilizzato, dovuti in quota percentuale dei quantitativi rispettivamente immessi e prelevati dalla rete di trasporto. Pertanto, l’applicazione di tali criteri ha comportato, da un lato, la riduzione dei costi operativi a fronte dei minori oneri di approvvigionamento del gas utilizzato per la prestazione del servizio e, dall’altro, la riduzione dei ricavi per la quota che era attribuita a copertura dei costi operativi.
(9) Gli incentivi agli investimenti sono gli stessi riconosciuti per il secondo periodo di regolazione.
(10) L’Autorità con deliberazione ARG/gas 135/09, pubblicata il 28 settembre 2009, ha prorogato per il periodo 1° ottobre - 31 dicembre 2009 la validità delle tariffe approvate per l’anno termico 2008-2009.