Agenda Il mercato gas italiano Modelli di mercato europei

Presentazione sul tema: "Agenda Il mercato gas italiano Modelli di mercato europei"— Transcript della presentazione:

0 Progetto “Gas Market Assessment”
MIL-BRD /CSlp Progetto “Gas Market Assessment” Seminario “Proposte per l’avvio della borsa del Gas Naturale” Roma, 11 maggio 2010 RISERVATO ED ESCLUSIVO È severamente vietato qualsiasi utilizzo del presente materiale senza specifica autorizzazione di McKinsey & Company

1 Agenda Il mercato gas italiano Modelli di mercato europei
MIL-BRD /CSlp Agenda Il mercato gas italiano Modelli di mercato europei Proposta di riforma del mercato italiano

2 5 MIL-BRD /CSlp L‘Italia è il terzo mercato europeo del gas per consumi e il primo per dipendenza energetica Power Generation Industriale Residenziale Consumo totale1 Miliardi di metri cubi (bcm), per cento Dipendenza energetica da gas naturale 2007, utilizzo gas per settore Per cento Residenziale Industriale Power Generation 100% = 105 bcm 2008 41% 15 44 Regno Unito 59% 2009E 2008 45 31 24 94 Germania 2009E 2008 362 24 40 85 Italia 2009E 2008 47 36 17 48 Francia 2009E 2008 31 31 38 44 Paesi Bassi N.d. N.d. N.d. 2009E 2008 15 36 49 43 Spagna 2009E 1 Consumi riferiti al 2008, suddivisione tra gli utilizzi riproporzionato dai dati 2007, tranne che in Italia 2 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 > m3/anno FONTE: Eurostat; International Energy Agency (IEA); Snam Rete Gas

3 t MIL-BRD /CSlp La quasi totalità della domanda italiana di gas naturale è coperta dalle importazioni Algeria Paesi Bassi Russia Altri 2008 Miliardi di metri cubi (bcm) Libia Nigeria2 Norvegia 84,8 77,0 89% delle importazioni totali 25,9 (34%) Algeria 46,1 24,6 (32) Russia ~17,0 Il gas importato dalla Libia è rivenduto alla frontiera a Edison, GdF, Sorgenia Il gas importato dalla Libia è rivenduto alla frontiera a Edison, GdF, Sorgenia 9,8 (13) Libia ~20,7 5,3 (7) Norvegia 9,8 7,8 8,0 (10) Paesi Bassi ~3,1 2,0 0,6 3,4 (4) Altri ~5,3 2,8 1,2 Domanda Import Eni1 Enel Trade Edison Plurigas Gaz de France Sorgenia 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 FONTE: Relazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) 2009; bilanci 2008

4 MIL-BRD /CSlp La domanda stimata per il 2025 potrebbe variare tra i 74 e i 97 miliardi di metri cubi secondo quattro diversi scenari Scenari di domanda Miliardi di metri cubi (bcm) Crescita sostenuta con fonti tradizionali Breve Termine Medio/Lungo Termine 97,2 Crescita economica sostenuta Obiettivi non raggiunti Limitata efficienza energetica Crescita lenta con sviluppo di fonti alternative 88,3 Moderata ripresa economica Pressione da parte dei paesi UE per il raggiungimento degli obiettivi 87,6 84,8 85,4 Economia stagnante con fonti tradizionali 82,5 Prolungamento della crisi economica 80,8 79,5 Crescita sostenuta con sviluppo di fonti alternative 78,0 Ripresa economica sostenuta Nuovo picco nel prezzo delle materie prime Piano nucleare del Governo Obiettivi attuati 74,2 FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

5 5 Nel 2009 la disponibilità di gas è cresciuta del 14% rispetto al e ulteriori progetti sono in via di sviluppo MIL-BRD /CSlp Miliardi di metri cubi (bcm)/anno Possibili volumi annuali di importazione 109,61 96,31 2013 2014 2015 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 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 1 Calcolati con la capacità di punta giornaliera sommata alla capacità interrompibile giornaliera per 300 giorni, secondo le indicazione di Snam Rete Gas 2 Come da indicazioni di Snam Rete Gas 3 Di diversi progetti annunciati, ne sono stati considerati solo una parte FONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; rassegne stampa

6 MIL-BRD /CSlp La capacità di stoccaggio in Italia rispetto alla domanda totale è inferiore alla media degli altri paesi Capacità di stoccaggio, anno termico In percentuale sulla domanda totale In percentuale sulla domanda residenziale totale In percentuale sullo swing residenziale invernale1 Francia 24% Germania n.a. Italia2 Spagna Paesi Bassi n.d. Gran Bretagna 1 Lo swing residenziale è calcolato come somma dei consumi giornalieri superiori alla media 2 La capacità totale di stoccaggio per l’Italia include anche 5,1 bcm di riserva strategica per l’anno 2008 FONTE: Platts; Ilex; International Energy Agency (IEA); Wingas; Ben; Snam Rete Gas; GRTgaz; Transco UK; Enagas

7 MIL-BRD /CSlp L'aumento della capacità di stoccaggio è legato a una serie di progetti annunciati non ancora completati Riserva strategica Capacità minima di picco1 Mcm/giorno Volumi di stoccaggio Miliardi di metri cubi (bcm) Capacità di stoccaggio attuale (2009) 152,3 13,9 32,2 Autorizzati 2,4 3,9 26,8 V.I.A. positiva 1,8 34,5 In istruttoria 3,2 Autorizzati dal Ministero 22,0 2,0 267,8 Totale 24,8 1 Capacità di prelievo marginale alla minima pressione utile FONTE: Relazione Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; rassegne stampa

8 2 MIL-BRD /CSlp Sulla base degli attuali scenari il sistema gas italiano è in equilibrio… Disponibilità di import1+ produzione domestica Max domanda Consumo annuale, miliardi di metri cubi (bcm) Disponibilità di import1 Contrattualizzato + produzione domestica Min domanda Produzione domestica Oggi Medio periodo Lungo periodo 159,6 131,6 113,9 109,6 97,2 94,5 96,3 91,4 87,6 90,8 93,4 77,0 71,4 2007 2008 2009 2010 2015 2020 2025 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 1 Considerato lo scenario conservativo FONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Terna; analisi del gruppo di lavoro

9 e … anche rispetto al consumo di punta Consumo di picco, milioni di metri cubi/giorno MIL-BRD /CSlp Capacità totale (import1+ stoccaggio2+domestico) Domanda di picco3 max Caso conservativo in cui si mantiene la capacità di stoccaggio pari a quella del 2009 Capacità di import1+ stoccaggio2 Domanda di picco3 min Capacità di import1 Oggi Medio periodo Lungo periodo 666,4 661,8 597,4 655,1 655,1 540,0 550,8 491,9 497,7 578,4 458,5 480,5 517,7 529,5 443,8 502,8 502,8 467,0 473,3 403,5 426,1 377,2 365,4 314,9 321,0 429,0 410,0 385,0 400,7 413,1 417,4 392,9 2007 2008 2009 2010 2015 2020 2025 1 Considerato lo scenario conservativo 2 Assume capacità marginale di prelievo da stoccaggio alla minima pressione utile costante rispetto al 2009 3 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

10 Agenda Il mercato gas italiano Modelli di mercato europei
MIL-BRD /CSlp Agenda Il mercato gas italiano Modelli di mercato europei Proposta di riforma del mercato italiano

11 5 MIL-BRD /CSlp In Europa esistono tre tipologie di mercato del gas con diversa struttura e liquidità Media escluso NBP 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 TSO Per cento 2008 Hub Volumi trattati Miliardi di metri cubi Osservazioni OTC Borse Liquidità elevata: produzione domestica frammentata NBP1 1.026 98 1.124 10,5 107,2 101,3 TTF3 61 3 64 3,5 18,4 41,85 Liquidità media: punto di interconnessione tra i principali gasdotti dell’Europa Nord-Occidentale Zeebrugge2 46 46 4,9 9,4 19,76 EGT (NCG) 26 2 28 1,9 15,0 26,47 PEGs 17 17 1,5 11,7 26,0 PSV 16 16 2,1 7,5 8,9 Liquidità moderata: mercati dipendenti da import CEGH 15 15 3,5 4,4 7,78 BEB (GUD)4 2,2 2,2 23,79 20 2,5 9,5 1 Include NBP OTC, ICE, OCM e APX GB 2 Include Zeebrugge OTC e APX Zeebrugge 3 Include TTF OTC, Endex e APX NL 4 Dati 2007 5 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 2008 8 Pari al 7,7% dei volumi fisici transitati per Baumgarten nel 2008 (57 bcm) 9 Percentuale su volumi Gasunie Deutschland 2008 FONTE: Prospex 2009; TSO sito Web; analisi del gruppo di lavoro

12 MIL-BRD /CSlp In tutti i mercati le transazioni avvengono su base bilaterale con un ruolo marginale delle borse 2008, considerati hub e borse di Gran Bretagna, Francia, Belgio, Olanda, Germania, Austria, Italia Miliardi di metri cubi (bcm) OTC presentati in borsa per clearing Over the Counter (OTC) Futures Spot Balancing 19,0 91,9 0,3 1.321,7 Altri 1.200,2 19,0 Power- next 91,9 0,31 10,3 12,0 EEX 0,2 0,2 CEGH 15,4 APX UK 0,03 Power- next 1,3 0,2 PSV 16,2 EEX APX Zee 0,03 16,5 PEGs 26,1 Endex 1,9 NCG Endex 2,6 APX NL 0,07 Zeebrugge 46,1 Power- next 0,07 10,1 OCM UK TTF 59,3 ICE ICE 16,9 87,8 NBP EEX 0,11 1.008,6 OTC Trade OTC presentati in borsa per clearing Futures Spot Balancing FONTE: Prospex 2009; TSOs; borse; analisi del gruppo di lavoro

13 2 MIL-BRD /CSlp La liquidità nei mercati europei viene assicurata dall'incumbent wholesale o dai principali produttori nazionali 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 Volumi di gas trattati al PSV 2008 Per cento Volumi di gas acquistati su hub 2003/2004 Per cento Incumbent Produttori New entrants 100 1% 5 Trader puri 90 Eni 80 70 53 1 Grandi (> 10 bcm) 60 50 40 Medi (tra 1 e 10 bcm) 40 30 37 20 26 Piccoli (tra 0,1 e 1 bcm) 10 Molto piccoli (< 100 mcm) 4 2 NBP Zee- bruggeZee- brugge TTF BEB (GUD)BEB (GUD) Baum- gartenBaum- garten PEGs PSV Acquisto Vendita FONTE: Direttorato della Competizione della Commissione Europea (2007); relazione dell’ Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; analisi del gruppo di lavoro

14 MIL-BRD /CSlp I principali operatori europei hanno promosso la nascita di borse sugli hub nazionali per facilitare gli scambi Commo-dities Inizio degli scambi Numero di trader Borse1 Proprietà ICE Quotata (BP DB, Shell, Societé Generale, Goldman, Sachs,…) Oil Power Gas Coal CO2 1997 (NBP) 84 Prodotti Geografie NBP TTF ZEE NCG BEB PEGs PSV U.S. Balancing APX Fluxys (4%) TenneT (70%) Gasunie (26%) Gas Power 1999 (NBP) 2005 (TTF) 2005 (ZEE) 76 21 13 Po- wer- next ICE Spot/ forward APX ENDEX Gasunie (10%) Eneco (10%) Delta (10%) Altri2 Gas Power 2006 (TTF) 2008 (ZEE) 36 EEX ICE Futures ENDEX EEX Eurex (23%) (Deutsche Borse, jwx) Nord Pool Sashsen Vari player elettrici e del gas Power Gas Coal CO2 2007 (NCG) 2007 (BEB) 49 Location spreads Le borse del gas sono nate dall’interesse di soggetti terzi a operare su hub “funzionanti correttamente”, per offrire prodotti finanziari “on top” NY- MEX ICE Swaps Options Power-next HGRT (53%) GRTgaz EDF, GdF, Electrabel Altri Power Gas CO2 2007 (PEGs) 13 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

15 MIL-BRD /CSlp Il PSV differisce dagli altri hub europei per standardizzazione dei contratti, gamma prodotti e assenza di una borsa che operi all'hub Differenze marcate Altre differenze Hub Borse Dimensioni considerate Italia (PSV) Europa cont. Gran Bretagna Italia Europa cont. Gran Bretagna Identità del gestore TSO TSO/ midstreamer TSO Nessuno Gestori indipendenti partecipati dagli operatori del gas Prodotti scambiati Gas spot /forward Capacità Storage Derivati (BE, NL) Balancing 1 (FR) Servizi offerti Piattaforma OTC bilaterali Contratti standard 2 Broker screens 3 Electronic trading N/A N/A Clearing N/A N/A 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) 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) Partecipanti Shipper Altri utenti se indicano shipper com-pensatore 1 Introduzione del mercato ex-post dalla delibera 165/09 2 Contratti standard presenti ma non indicati come modalità privilegiata 3 Presenza marginale di brokers FONTE: Analisi del gruppo di lavoro, siti internet, Prospex 2009

16 La normativa italiana si differenzia dal resto d’Europa su bilanciamento e regole di accesso agli stoccaggi MIL-BRD /CSlp Approfondito in seguito In linea con l’Europa continentale Non in linea con il resto dell’Europa Confronto Italia Europa continentale (Germania, Francia) Gran Bretagna 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 Trasporto 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) Bilancia-mento 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 Stoccaggio Distribuzione RTPA con tariffa basata su RAB e PBR1 RTPA con tariffa basata su RAB e PBR1 RTPA con tariffa basata su RAB e PBR1 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 Mercato retail 1 Performance based remuneration: i costi operativi, per essere remunerati, devono rispettare una curva di efficienza durante il periodo regolatorio 2 Obbligo di fornitura per i clienti a tariffa regolamentata da parte del distributore 3 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

17 MIL-BRD /CSlp L'Italia è l'unico mercato in cui il bilanciamento si chiude sullo stoccaggio e non sul mercato intraday In linea con l’Europa continentale Pricnipali differenze Non in linea con il resto dell’Europa Elementi principali Confronto Italia Europa continentale Gran Bretagna Periodo per bilanciamento Giorno Giorno in genere Ora (Paesi Bassi, Belgio, parziale Germania) Giorno Nomine 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 Costo dello sbilanciamento per lo shipper 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 Approvvigiona- mento gas di sbilanciamento 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 clearing Modalità di misura 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 1 Penale per overrun capacity 2 In Francia renomination solo fino alle ore 3:00 del giorno D; Nei Paesi Bassi fino a 2 ore prima il flusso che viene rinominato 3 In Germania penale per overrun capacity su capacità annuale infra TSO FONTE: REF; codici di rete dei diversi paesi; analisi del gruppo di lavoro

18 MIL-BRD /CSlp Il meccanismo italiano di bilanciamento discrimina tra lo shipper che dispone di capacità di stoccaggio e colui che non ne dispone Prezzo del gas di bilanciamento vs prezzo di riferimento Per cento Gran Bretagna Paesi Bassi2 Italia1 Francia2 Germania Shipper con storage disponibile Da consi-derare anche i costi di utilizzo dello stoccaggio +15 -10 ±30 ±10 ±~4 Shipper senza storage disponibile +15 -10 152% ±30 ±10 ±~4 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

19 L'Italia, paese con stoccaggio totalmente regolato, ha una disciplina diversa sull'allocazione delle capacità MIL-BRD /CSlp In linea con l’Europa continentale Non in linea con l’Europa continentale Confronto Italia Europa continentale Gran Bretagna Modalità di accesso RTPA Francia: NTPA Germania: NTPA Sistema misto NTPA (RTPA per LNG) Aste Possibili esenzioni dal TPA 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 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 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 1 Da parte di utenti che usufruiscono di servizio di modulazione per utenti residenziali e che dispongono, nel corso dell’anno, di capacità non utilizzata 2 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

20 L'attuale normativa non consente l'accesso allo stoccaggio per usi diversi dalla modulazione stagionale della clientela residenziale MIL-BRD /CSlp Stoccaggi 2009 Siti autorizzati Oggi, 2009 Miliardi di metri cubi (bcm) Domani, 2015 Miliardi di metri cubi (bcm) Siti con V.I.A. positiva 19,6 Stoccaggio residenziale ripartito pro quota 1,8 3,9 17,8 5,6 5,6 0,5 0,5 Stoccaggio strategico + minerario + bilancia- mentoStoccaggio strategico + minerario + bilancia- mentoStoccaggio strategico + minerario + bilancia- mentoStoccaggio strategico + minerario + bilancia- mentoStoccaggio strategico + minerario + bilancia- mento Stoccaggio per residen- ziali Totale necessario per legge Totale necessario per legge Totale necessario per legge per strategico e residenziali Stoccaggio disponibileStoccaggio disponibile Stoccaggio strategico + minerario + bilancia- mentoStoccaggio strategico + minerario + bilancia- mentoStoccaggio strategico + minerario + bilancia- mentoStoccaggio strategico + minerario + bilancia- mentoStoccaggio strategico + minerario + bilancia- mento Stoccaggio per residenzialiStoccaggio per residenziali Totale necessario per leggeTotale necessario per leggeTotale necessario per legge per strategico e residenziali Stoccaggio disponibileStoccaggio disponibile 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 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 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 > m3/anno; se calcolata sul solo consumo domestico, la capacità totale assegnata sarebbe pari a ~11 bcm 2 Alfonsine, Bordolano, San Potito FONTE: Codice di stoccaggio STOGIT; Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Snam Rete Gas; analisi del gruppo di lavoro

21 MIL-BRD /CSlp In sintesi le criticità del mercato italiano riguardano accesso allo stoccaggio, bilanciamento e assetto del mercato organizzato Capacità disponibile regolata e allocata totalmente alla clientela residenziale per esigenze di modulazione 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 Diversità del PSV rispetto agli altri mercati europei: Contratti standard non ufficiali Pochi broker operanti Gamma di prodotti più limitata Non esiste una borsa Mancanza di segnali di prezzo Uso inefficiente delle risorse 3. Mercato wholesale 2. Bilancia-mento FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

22 Agenda Il mercato gas italiano Modelli di mercato europei
MIL-BRD /CSlp Agenda Il mercato gas italiano Modelli di mercato europei Proposta di riforma del mercato italiano

23 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 MIL-BRD /CSlp 1. Apertura disponibilità di stoccaggio Accesso alla flessibilità a prezzo di mercato Creazione di liquidità mediante transazioni fisiche e temporali Mercato più liquido più efficiente più trasparente 3. Mercato wholesale trasparente 2. Bilanciamento a mercato Creazione di liquidità mediante transazioni di bilanciamento FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

24 MIL-BRD /CSlp 1. Nuovi criteri di allocazione e uso della capacità di stoccaggio per rendere disponibili risorse a usi diversi dalla modulazione stagionale residenziale Linee guida From To 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 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 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 1 Nuovi impianti o potenziamento degli esistenti FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

25 MIL-BRD /CSlp 2. Evoluzione da “bilanciamento a stoccaggio” a “bilanciamento a mercato” Linee guida From To 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 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 1 può comprare soltanto in un mercato anonimo e non OTC per evitare turbative del mercato FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

26 MIL-BRD /CSlp Evoluzione dell'equazione di bilanciamento per incentivare comportamenti virtuosi nell'uso delle risorse e far emergere il vero valore della flessibilità Bilanciamento a stoccaggio Sbilanciamento chiuso a stoccaggio Ik -Pk +Tk n GNCk DSk - = Per ogni shipper k: Ik: immissioni in rete Pk: prelievi Tk: transizioni al PSV GNCk: gas non contabilizzato DSk: sbilanciamento chiuso a stoccaggio Sk: immissioni nette da stoccaggio Bk: scambi effettuati in borsa BTk: bilanciamento residuale sulla borsa Bilancia-mento a mercato Ik -Pk +Sk +Tk GNCk Bk BTk n - = + 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 FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

27 MIL-BRD /CSlp 3. Evoluzione del PSV in ottica europea e creazione di una borsa che operi sull'hub. Linee guida From To 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 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) FONTE: Analisi del gruppo di lavoro

28 Percorso evolutivo del nuovo mercato del gas
MIL-BRD /CSlp Percorso evolutivo del nuovo mercato del gas Proposta elaborata autonomamente dal tavolo tecnico di Confindustria Breve periodo: Rimozione impedimenti attuali su stoccaggio Medio periodo: Avvio meccanismi market based Lungo periodo: Completamento roll out sistemi market based 2010 2013 Stoccaggio Nuovi criteri allocazione e uso dello stoccaggio Definizione normativa per i nuovi impianti o per i potenziamenti degli esistenti Ingresso di nuova capacità di stoccaggio non regolata Bilancia-mento 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 Bilanciamento per i clienti DM: a mercato Bilanciamento per i clienti non NDM: a stoccaggio Bilanciamento per tutti i clienti a mercato1 Mercato all’ingrosso PSV allineato a hub europei Borsa finanziaria Stime e misure Definizione nuovi metodi di stima dei consumi e di sistemi di misura Messa in servizio nuovi gruppi di misura2 Test di nuovi metodi e sistemi Utilizzo nuovi metodi e sistemi 1 Con il gas di sbilanciamento approvvigionato per tutti i clienti a mercato 2 Entro il 2010 i clienti G40, come previsto dalla delibera 155/08, e poi anche per gli altri clienti FONTE: Analisi del gruppo di lavoro