ALLEGATO 3: METODOLOGIA ANALISI COSTI/BENEFICI

Di seguito si fornisce una nota metodologica sui singoli indicatori utilizzati.

 

Dettaglio Indicatori basati sulla capacità
 

  • Indicatore N-1: descrive la capacità del sistema gas di soddisfare la domanda di picco giornaliera in caso di interruzione della principale infrastruttura di importazione.
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    Dove
    - IP è la capacità tecnica di tutti i punti di ingresso della rete nazionale dei gasdotti
    - NP è la produzione nazionale di gas naturale
    - UGS è la punta tecnica di erogazione massima degli stoccaggi nazionali
    - LNG è la somma della capacità in ingresso della rete nazionale dei terminali di rigassificazione
    - I è la capacità tecnica della principale infrastruttura del gas dotata della più elevata capacità di fornitura al mercato, incluse le infrastrutture del gas collegate a un’infrastruttura comune del gas a monte o a valle che non possano essere azionate separatamente
    - Dmax è la domanda totale giornaliera di gas relativa a una giornata con una domanda di gas eccezionalmente elevata osservata statisticamente una volta ogni vent’anni
    - Ciascun parametro è espresso in milioni di metri cubo giorno.
     
  • Indice di dipendenza dalle importazioni (Import Dependence Index o IDI): misura il grado di copertura della domanda giornaliera a carico degli stoccaggi e della produzione nazionale.
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    Dove
    - NP è la produzione nazionale di gas naturale, espressa come percentuale rispetto alla domanda media annuale
    - UGS è la punta tecnica di erogazione massima degli stoccaggi nazionali, espressa come percentuale rispetto alla domanda media annuale
     
  • Indice di diversificazione delle fonti di approvvigionamento (Import Route Diversification Index o IRDI): l’indicatore è costruito sulla logica dell’indice di Herfindahl – Hirschman e misura il grado di concentrazione delle fonti e delle capacità di import.
    3
    Dove
    - IPk è la capacità tecnica di ciascun gasdotto espresso in percentuale sulla capacità per punto di ingresso della rete nazionale inclusi i terminali di rigassificazione
    - IPi è la capacità tecnica di ciascun punto di ingresso della rete nazionale dei gasdotti per paese di origine del gas naturale importato espressa in percentuale sul totale per fonte di approvvigionamento
    - LNGterminal m è la capacità tecnica in ingresso della rete nazionale di ciascun terminale di rigassificazione espresso in percentuale sul totale delle capacità tecniche in ingresso dei rigassificatori
  • Indice di flessibilità residua (Remaining Flexibility o RF): valuta la capacità non impegnata nel giorno di massima domanda. Maggiore è la capacità residua, maggiore è anche la flessibilità a favore degli utenti della rete che possono modificare i programmi dei flussi di gas.
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    Dove
    - Entering flow è la somma dei flussi in ingresso, che comprendono le importazioni via gasdotto, GNL, la produzione nazionale e gli stoccaggi, funzionali alla copertura della domanda totale giornaliera di gas relativa a una giornata con una domanda di gas eccezionalmente elevata osservata statisticamente una volta ogni vent’anni
    - Entry capacity è la somma delle capacità tecniche in ingresso, espresse in milioni di metri cubo giorno, che  comprendono le importazioni via gasdotto, GNL, la produzione nazionale e gli stoccaggi.
     
  • Indice di capacità bidirezionale (Bidirectional Project Index o BPI): l’indicatore misura l’incidenza della capacità di controflusso sulla capacità complessiva di flusso prevalente.
    5

    Dove

  - Capacità Exit è la capacità tecnica in uscita della rete nazionale

  - Capactà Entry è la somma delle capacità in ingresso della rete nazionale

 

Dettaglio indicatori economici

  • Il Valore Netto Attualizzato Economico (NPV Net Present Value) rappresenta il flusso di cassa attualizzato del progetto;

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Dove:

c = Primo anno di piena operatività del progetto

Rt = Beneficio del sistema italiano all’anno t

Per la rete nazionale si è valutato l'impatto positivo in termini di riduzione dei costi di trasporto per il mercato domestico determinato dall’incremento dei flussi di gas e della capacità conferita sui punti di entrata e/o sui punti di uscita per effetto della realizzazione dei progetti.

Per la rete regionale si sono valutate le variazioni dei costi di fornitura che deriverebbero dalla sostituzione dei combustibili ad oggi utilizzati (o potenzialmente utilizzati in futuro) con il gas naturale nei casi in cui i progetti prevedano un'estensione della rete a supporto degli allacciamenti necessari ad  alimentare un nuovo mercato. Per i progetti di rete regionale che riguardano invece il potenziamento di reti esistenti al fine di sostenere l’incremento localizzato della domanda si è valutata e valorizzata la domanda che potrebbe essere interrotta (*) nel caso in cui si verificassero le condizioni di massimo trasporto.

Ct = Somma dei costi d'investimento e dei costi operativi per l'anno t

I costi di investimento sono i costi rappresentati nell’allegato 5.

I costi operativi sono i costi di esercizio medi stimati per le infrastrutture differenziate fra le centrali di compressione (costo medio al MW) e la rete (costo medio al km). 

n = Anno dell’analisi

i = Tasso di sconto sociale pari al 4% (valore indicato nella metodologia di ENTSOG per la definizione dei Progetti di Interesse Comune)

f = Primo anno di piena redditività sociale dell’investimento o di esborso

 

  • Il tasso ritorno dell’investimento (IRR Internal Rate of Return) rappresenta la sostenibilità economica del progetto stante la sua capacità di generare un ritorno per la società superiore all’investimento e ai costi operativi. L’indicatore RR è definito come il tasso di sconto che produce un NPV pari a 0 ed è considerato positivo quando supera il valore del Tasso di sconto sociale

 

  • Il Rapporto Benefici Costi (B/C): rappresenta il rapporto fra i benefici e i costi attualizzati del progetto.

 

(*) Per la valorizzazione è applicato il costo stimato dal regolatore inglese OFGEM come valore che i consumatori sarebbero disposti a pagare per evitare una interruzione della fornitura di gas naturale, pari a circa 600.000 €/GWh. Un valore analogo è in corso di valutazione da ENTSOG nell’ambito della predisposizione del TYNDP 2017-2026.