Indicatori Economici

L’analisi economica consiste nel calcolo dei seguenti indicatori in linea con quanto previsto dalla “Energy System Wide Cost-Benefit Analysis Methodology” di ENTSOG del 13/02/2015 (vedasi allegato 3):

 

  • Valore Netto Attualizzato Economico (NPV Net Present Value): rappresenta il flusso di cassa attualizzato  del progetto;
  • 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 ai costi di investimento ed operativi;
  • Rapporto Benefici Costi (B/C): rappresenta il rapporto fra i benefici e i costi attualizzati.

 

Come previsto dalla metodologia ENTSOG l’analisi economica è svolta su un arco temporale compreso fra il primo anno di spesa del progetto fino a 20 anni successivi al primo anno di disponibilità del progetto. Di seguito viene presentata la metodologia con cui si sono calcolati i costi e i benefici di ogni progetto. I risultati relativi al calcolo degli indicatori sono riportati in allegato 7.

 

QUANTIFICAZIONE DEI COSTI
Seguendo la metodologia proposta all’interno della “Energy System Wide Cost-Benefit Analysis Methodology” di ENTSOG del 13/02/2015, i costi dei progetti sono stati determinati come somma dei costi fissi di investimento, e dei costi variabili di esercizio. 

 

DETERMINAZIONE DEI BENEFICI

Progetti di rete Nazionale


Analisi Quantitativa


RN-01 Supporto al mercato nord-ovest e flussi bidirezionali transfrontalieri

Al fine di quantificare il beneficio derivante dalla realizzazione del progetto "Supporto al mercato nord-ovest e flussi bidirezionali transfrontalieri" si è valutato l'impatto positivo in termini di riduzione dei costi di trasporto per il mercato domestico derivante da un maggior utilizzo delle infrastrutture in conseguenza dell'attivazione di flussi di esportazione.

In particolare, coerentemente con quanto illustrato nello scenario high case del capitolo "Domanda ed offerta di gas in Italia", si è considerato un flusso in esportazione dal punto di Passo Gries di 5 miliardi di metri cubi a partire dal 2023 e per tutto il periodo di analisi. Si è inoltre considerata una capacità conferita su base mensile in corrispondenza del punto di uscita di Passo Gries di 29 MSm3/giorno per un periodo 6 mesi (con un coefficiente di utilizzo pari 0,9) e un equivalente valore di capacità conferita in corrispondenza dei punti di entrata della rete nazionale di gasdotti. Il profilo dei conferimenti conseguenti all’attivazione dei flussi in esportazione è riportato nella seguente tabella 27.

 

TABELLA 27: PROFILO CONFERIMENTI [MSMC/G]

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
- - 17 17 17 18 29 29 29 29
- - 2 mesi 2 mesi 2 mesi 4 mesi 6 mesi 6 mesi 6 mesi 6 mesi

 

Sotto il punto di vista tariffario si è considerato un corrispettivo di capacità in corrispondenza del punto di uscita di Passo Gries stimato nel periodo pari a circa 1,9 €/anno/Sm3/giorno (cui è stato applicato un moltiplicatore pari a 1,3 per il conferimento su base mensile, analogo a quello dei punti di entrata) e un corrispettivo medio dei punti di entrata della rete nazionale stimato pari a circa 2,2 €/anno/Sm3/giorno (cui è stato applicato un moltiplicatore pari a 1,3 per il conferimento su base mensile). Il corrispettivo di commodity è stato stimato pari a circa 0,0034 €/Sm3 applicato ai volumi previsti in immissione ai fini della loro successiva esportazione. 

La stima dei benefici è stata quindi valutata determinando la riduzione dei costi di trasporto allocati al mercato domestico resa possibile dal progetto con l'attivazione dei flussi di esportazione. Il beneficio annuo a regime è stimato pari a circa 95 M€/anno.

 

RN_03 Interconnessione con la Slovenia

I Benefici del progetto sono stati stimati in maniera analoga a quanto elaborato per il progetto “Supporto al mercato nord-ovest e flussi bidirezionali transfrontalieri". Si è stimato un flusso di esportazione pari a circa 0,1 miliardi di Sm3 all’anno e un profilo di conferimento pari a 0,3 MSm3/g (con un coefficiente di utilizzo pari 0,9) a partire dall’anno di piena operatività dell’investimento. Sotto il punto di vista tariffario si è considerato un corrispettivo di capacità in corrispondenza del punto di uscita di San Dorligo della Valle pari a 1,7 €/anno/Sm3/giorno e un corrispettivo medio dei punti di entrata della rete nazionale stimato pari a 2,2 €/anno/Sm3/giorno. Il corrispettivo di commodity è stato stimato pari a circa 0,0034 €/Sm3 applicato ai volumi previsti in immissione ai fini della loro successiva esportazione. Il beneficio annuo è stimato pari a circa 1,5 M€.

 

RN_04 Linea Adriatica

Al fine di quantificare il beneficio derivante dalla realizzazione del progetto “Linea Adriatica” si sono considerati i flussi di gas immessi in corrispondenza dei punti di entrata della rete nazionale nel sud Italia e resi disponibili dalla Linea Adriatica. Si prevede un incremento del conferito di 24 MSm3/g nei punti di entrata da sud (con un coefficiente di utilizzo pari 0,9). Si è considerato un corrispettivo medio dei punti di entrata della rete nazionale localizzati nel sud Italia stimato pari a 4 €/anno/Sm3/giorno e un corrispettivo di commodity pari a circa 0,0034 €/Sm3 applicato ai volumi previsti in immissione pari a 8 miliardi di Sm3/anno.

La stima dei benefici è stata quindi valutata determinando la riduzione dei costi di trasporto allocati al mercato domestico resa possibile dal progetto. Il beneficio annuo è stimato pari a circa 125 M€/anno.

 

RN_09 Metanizzazione della Sardegna

 

Il progetto permette la fornitura di gas alla regione Sardegna, area ad oggi non metanizzata.

 

L’analisi costi benefici è stata svolta basandosi sui principi definiti nella metodologia predisposta da ENTSOG per la valutazione dei Progetti di interesse comune. In particolare i benefici sono stati determinati considerando il risparmio potenziale derivante dall’utilizzo del gas naturale in sostituzione dei combustibili attualmente utilizzati nella regione Sardegna (GPL, gasolio ,olii combustibili e aria propanata). Ulteriori benefici derivano da minori costi di emissione di CO2.

 

L’analisi si è dimostrata ampiamente positiva e verrà eventualmente integrata con le indicazioni che emergeranno dal tavolo di lavoro tra gli uffici dell’AEEGSI e i gestori di trasporto così come previsto dalla delibera 689/2017/R/GAS. I risultati delle analisi saranno inclusi nel prossimo Piano decennale 2018-2027.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Ulteriori opere di potenziamento per aumento della capacità di importazione

I progetti RN_06 “Potenziamenti importazioni nord est” e RN_07 “Ulteriori potenziamenti a sud”  permettono di incrementare la capacità di importazione del sistema presso i punti esistenti o eventuali nuovi punti di importazione. Tali progetti sono inclusi nel Piano limitatamente alle attività di ingegneria e acquisizione dei permessi. Ad oggi, data l’indeterminatezza degli scenari di domanda e offerta validi al momento della realizzazione degli investimenti (prevista al di fuori del perimetro temporale del piano) è possibile effettuare solamente una valutazione teorica. Sui tre progetti è stata considerata un’ipotesi di conferito nei punti di entrata pari a 24 MSm3/g che, con un coefficiente di utilizzo pari 0,9, porta ad un incremento di flussi in ingresso di circa 8 miliardi di Sm3/anno. Si è considerato un corrispettivo medio dei punti di entrata della rete nazionale localizzati nel sud Italia stimato nel periodo pari a 4 €/anno/Sm3/giorno (applicato al progetto “Ulteriori potenziamenti a sud”), un corrispettivo medio sui punti di entrata della rete nazionale pari a 2,2 €/anno/Sm3/giorno (applicato al progetto “Potenziamenti importazioni nord est”) e un corrispettivo di commodity pari a circa 0,0034 €/Sm3. Il beneficio dei progetti può essere determinato come riduzione dei costi di trasporto allocati al mercato domestico, resa possibile dalla realizzazione dei progetti in funzione di un incremento del gas trasportato. Il beneficio annuo per i progetti “Potenziamenti importazioni nord est” e “Ulteriori potenziamenti a sud” è stimato rispettivamente pari a circa 80 M€/anno e 125 M€/anno.

 

Allacciamenti

Tali progetti garantiscono l’approvvigionamento di gas da punti ad oggi non disponibili. Per i progetti di allacciamento la sostenibilità  economica è garantita da quanto definito nel Codice di Rete di Snam Rete Gas. E’ infatti previsto che, fatta salva una quota coperta da franchigia, il richiedente l’investimento versi un contributo pari alla differenza fra la previsione di spesa per l’investimento richiesto e l’incremento patrimoniale tale per cui il ricavo associato al nuovo investimento risulti uguale al ricavo derivante dall’applicazione delle tariffe approvate dall’AEEGSI alla capacità associata al nuovo Punto di Consegna/Riconsegna.

 

Analisi qualitativa
Unitamente ai benefici monetari sopra descritti, si richiamano di seguito ulteriori benefici per i quali è stata effettuata una sola valutazione di carattere qualitativo.

 

Sicurezza di approvvigionamento

Il progetto "Supporto al mercato nord ovest e flussi bidirezionali transfrontalieri" consente di far fronte ad uno scenario in cui, il punto di entrata di Passo Gries, a causa di eventi indipendenti da Snam Rete Gas, possa avere un flusso in entrata pari a zero (situazione possibile sia per fattori di natura commerciale che tecnica e già verificatasi in passato) unitamente a una disponibilità degli stoccaggi gas dell’area nord occidentale, che possa essere limitata ed esaurirsi facendo venire meno l’apporto di questa fonte.

Con le strutture disponibili ad oggi, in questa particolare condizione, non sarebbe possibile garantire la copertura del mercato dell’Italia nord occidentale in un contesto climatico di inverno normale.

Le infrastrutture previste dal progetto garantiscono invece la possibilità di alimentare tale area con il gas proveniente dalle altre fonti apportando un beneficio in termini di sicurezza di approvvigionamento derivante dalla copertura di domanda gas che non verrebbe altrimenti soddisfatta (*).

I progetti  “Linea Adriatica”, “potenziamenti importazioni nord est” e “ulteriori potenziamenti a sud” in un contesto di riduzione dei flussi di gas in entrata a Passo Gries e di aumento della domanda Italia garantirebbero la flessibilità e la diversificazione delle fonti necessarie ad assicurare la sicurezza degli approvvigionamenti di gas.

Anche i progetti “Metanodotto Matagiola – Massafra”, “Impianto di regolazione di Moliterno” e “Interconnessione TAP” rendono disponibili nuovi punti di importazione e/o diversificano la capacità esistente del sistema di importazione da sud su nuovi punti previsti in realizzazione, garantendo l’accesso a nuove fonti di approvvigionamento del gas.

 

Integrazione dei mercati

Il progetto "Supporto al mercato nord ovest e flussi bidirezionali transfrontalieri" consente di incrementare l'integrazione del mercato italiano con gli altri mercati europei, integrazione che rappresenta un fattore abilitante per favorire l'allineamento dei prezzi fra i diversi hub. E’ quindi prevedibile che, creando un collegamento diretto fra l’hub Italiano e quelli del Nord Europa che sono i più liquidi del continente, il prezzo del gas al PSV diminuisca convergendo verso il prezzo degli hub interconnessi.

 

Competitività

Si prevede che i progetti volti alla creazione di interconnessioni con importazioni di gas in arrivo da fonti di approvvigionamento ad oggi non accessibili (“potenziamenti importazioni nord est”, “Metanodotto Matagiola – Massafra”, “Impianto di regolazione di Moliterno” e “Interconnessione TAP”) aumentino la competitività del mercato italiano del gas, andando a influire positivamente sul prezzo medio del gas. Si prevede infatti che il gas proveniente dalle nuove fonti di approvvigionamento possa entrare in Italia ad un prezzo competitivo rispetto a quelle attuali. Ciò consentirebbe lo spiazzamento del gas a prezzi marginali più alti, portando quindi potenzialmente ad un abbassamento dei prezzi al PSV.

 

(*) Il regolatore Inglese OFGEM stima il costo della domanda non soddisfatta come il 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 stato adottato da ENTSOG nell’ambito della predisposizione del TYNDP 2017-2026.


Il Progetto metanizzazione della Sardegna introducendo il gas come elemento dal costo maggiormente competitivo nel mix energetico della regione aumenterà la competitività del mercato sardo.

 

Sostenibilità

Le iniziative che comportano un innalzamento della capacità totale del sistema (progetti  “Linea Adriatica”, “potenziamenti importazioni nord est” e “ulteriori potenziamenti a sud”) possono sostenere il mercato termoelettrico previsto in aumento come effetto della progressiva decarbonizzazione del settore. Di fatto tali progetti, così come la metanizzazione della Sardegna, possono favorire la sostituzione di fonti a maggior tasso di produzione di CO2 con il gas naturale, inducendo indirettamente una riduzione nella produzione dell’inquinante. Tale fenomeno diventerebbe tanto più rilevante sotto il punto di vista del risparmio di sistema quanto più le forme di contenimento della produzione di CO2 andassero nella direzione dell’applicazione di forme di disincentivazione alla produzione dell’inquinante mediante l’applicazione di una carbon tax.

 

Progetti di rete regionale

Di seguito vengono analizzati e quantificati i benefici economici derivanti dalla realizzazione dei progetti di rete regionale. A seconda della tipologia dei progetti si sono valutati benefici per il sistema di differente natura.

 

Realizzazione (e/o potenziamento) di nuovi punti di riconsegna o nuovi punti di interconnessione con altre reti di trasporto e relativi sviluppi di rete. 

Tali progetti garantiscono la fornitura di nuovi punti di prelievo o di aree ad oggi non metanizzate di conseguenza hanno l’evidente beneficio di servire un nuovo mercato. Per i progetti di allacciamento, come per gli allacciamenti di rete nazionale, la sostenibilità economica è garantita da quanto definito nel Codice di Rete di Snam Rete Gas.

I benefici per i progetti di sviluppo della rete correlata ai nuovi allacciamenti (dorsali o derivazioni di rete regionale) sono stati stimati considerando le variazioni dei costi di fornitura (**) che deriverebbero dalla sostituzione dei combustibili ad oggi utilizzati (o potenzialmente utilizzati in futuro) con il gas naturale. Il mercato che verrebbe coperto annualmente è stato determinato come somma dei prelievi segnalati all’interno delle richieste di allacciamento collegate a questi potenziamenti di rete.

I progetti qui esaminati portano anche il beneficio non quantificato relativo all’aumento della sostenibilità ambientale derivante dall’utilizzo di un combustibile a minor impatto emissivo rispetto ad altri maggiormente inquinanti.

 

(**) Per il prezzo del Gas Naturale si è utilizzato il dato riportato nella Relazione Annuale dell’AEEGSI al Capitolo 3, paragrafo "Condizioni Economiche di Riferimento". Per il Prezzo degli altri carburanti si è utilizzata la media annuale dei valori pubblicati sul sito del MiSE.

 

Progetti di incremento della capacità di trasporto della rete esistente con lo scopo di sostenere gli incrementi locali della domanda di gas naturale

Gli investimenti in oggetto vengono pianificati prendendo a riferimento, quali indicatori significativi del grado di “saturazione” della rete, i seguenti parametri,

in uno scenario di massimo trasporto (temperature estreme), con l’obiettivo di riportare gli stessi ai valori di accettabilità stabiliti:

  • la caduta di pressione (o perdita di carico) lungo una condotta: le perdite di carico in una condotta sono considerate critiche per la continuità del servizio di trasporto quando inducono una pressione al punto terminale della condotta pari al 70% di quella al suo inizio.
  • la velocità del gas lungo le condotte: velocità troppo elevate inducono fenomeni di vibrazione e rumore negli impianti; si assume quale valore limite di riferimento per i potenziamenti una velocità pari a 20 m/s;
  • La portata in transito negli impianti di regolazione/riduzione della pressione: la portata oraria in transito negli impianti di riduzione della pressione deve essere inferiore alla massima portata nominale degli impianti.


Per la realizzazione degli investimenti vengono adottate soluzioni di potenziamento che, a fronte di una vita utile dell’investimento di 50 anni, possano garantire nel lungo termine ulteriori margini di flessibilità in termini di capacità di trasporto.  I benefici per tali progetti riguardano la continuità di fornitura del mercato finale in condizioni di domanda particolarmente alta che deve essere garantita, secondo quanto previsto dal Regolamento UE 994/2010 anche in caso di temperature estreme per un periodo di picco di sette giorni che si osservano con una probabilità statistica di una volta ogni vent’anni. E’ stata di conseguenza calcolata la domanda che potrebbe essere interrotta in caso di mancata realizzazione dell’investimento (1° step) al verificarsi delle citate condizioni climatiche.

Il dimensionamento del potenziamento consentirebbe inoltre di trasportare una portata ulteriore sfruttando i margini creati (2° step). Ai fini della stima del beneficio, si è associato a ciascun investimento un volume di gas pari alla somma dei due step sopra descritti;  a questo volume è stato applicato il costo evitato derivante dalla continuità della fornitura di gas che il potenziamento garantisce (***).

Si segnala che nell’ipotesi di considerare che la capacità addizionale del 2° step venga effettivamente utilizzata per una percentuale conservativa pari al 20%, circa l’80% dei progetti analizzati presenta indicatori più che positivi. Al fine di fornire una vista tenendo conto del massimo potenziale del sistema, in allegato è stata rappresentata la valutazione considerando l’utilizzo della totalità del 2° step.   

(***) Si 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 stato adottato da ENTSOG nell’ambito della predisposizione del TYNDP 2017-2026.

I progetti qui trattati portano anche una serie di ulteriori benefici di seguito descritti in forma qualitativa:

  • ammodernamento della rete, a fronte della posa di nuove condotte in ausilio o sostituzione di quelle esistenti con un conseguente aumento dell’affidabilità dell’infrastruttura derivante dall’utilizzo delle più moderne tecnologie;
  • aumento del grado di flessibilità e sicurezza del trasporto, quando il potenziamento costituisca una nuova magliatura della rete esistente;
  • aumento della flessibilità in caso di interruzioni programmate o non programmate del flusso gas in occasione delle quali il maggior volume di gas presente nella tubazione, derivante dal potenziamento realizzato, potrebbe sostenere il mercato ad esso sotteso per un maggior periodo di tempo rispetto alla rete non potenziata.