Autorità per l’energia elettrica e il gas - Direzione Mercati 1

Servizio di bilanciamento del gas naturale

Introduzione di un sistema di bilanciamento semplificatobasato su meccanismi di mercato

Documento per la consultazione 45/10

Milano, Centro Congressi Fast Sala Maggiore, Piazzale Morandi n. 2

Venerdì 21 gennaio 2011

Direzione mercati

Autorità per l’energia elettrica e il gas

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� Introduzione di un mercato del bilanciamento basato su criteri di merito economico, per esigenze di concorrenzialità e flessibilità del sistema gas e coerente con il quadro legislativo nazionale e comunitario;

� Mantenimento del giorno gas come periodo di riferimento per il bilanciamento;

� Definizione di un’unica zona di bilanciamento (un punto virtuale unico nel sistema di trasporto nazionale come punto rilevante per il bilanciamento);

� Responsabilità del bilanciamento del sistema in capo all’impresa maggiore di trasporto;

� Assegnazione al Gestore dei Mercati Energetici di alcune attivitànell’ambito del mercato di bilanciamento;

� Avvio graduale e semplificato del sistema di bilanciamento basato su criteri di mercato.

Elementi di partenza

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� Mantenimento dell’attuale gestione del dispacciamento fisico;� Sessione di mercato di bilanciamento giornaliera limitata all’offerta

corrispondente alla disponibilità a ridurre/aumentare prelievi ed immissioni da stoccaggio;

� Sbilanciamento complessivo del sistema, determinato come differenza tra i programmi e consuntivi di immissione e prelievo dagli stoccaggi;

� Offerte accettate sulla base dell’ordine di merito economico delle medesime offerte, fino a concorrenza dello sbilanciamento complesso del sistema;

� Prezzo di sbilanciamento pari al prezzo corrispondente all’ultima offerta accettata;

� Determinazione di immissioni o e prelievi in/da stoccaggio di ciascun utente del bilanciamento, pari alla somma delle quantitàprogrammate e di quelle accettate nel mercato del bilanciamento.

Caratteristiche dell’SBSM

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� Impresa maggiore di trasporto (responsabile del bilanciamento);

� Impresa maggiore di stoccaggio (controlla la movimentazione fisica della risorsa per il bilanciamento);

� Gestore dei mercati energetici (GME) � ipotesi di definire un perimetro delle attività del GME che comprende alcune

attività proprie del responsabile del bilanciamento: regolazione delle partite economiche derivanti dal bilanciamento;

� Utenti del servizio di bilanciamento;

� Utenti abilitati – titolari della capacità di stoccaggio� obbligo di offerta corrispondente alla capacità di iniezione ed erogazione di cui

dispone;� limite massimo di offerta corrispondente al gas detenuto in stoccaggio e allo

spazio “vuoto” di cui dispone.

Soggetti coinvolti

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G-1 12:00 Registrazione delle transazioni presso il PSV relative al giorno successivo

G-1 13:00 Termine programmazione stoccaggio e trasporto

G-1 17:00 Accettazione o richiesta di modifica dei programmi

G 16:30 Registrazione delle transazioni presso il PSV relative al giorno in corso

G 17:00 Rinomine stoccaggio e trasporto (limitata a preliev i e stoccaggio in prima applicazione)

G 19:00 Termine presentazione delle offerte nell’ambito del la sessione di bilanciamento

G+1 10:30 Comunicazione da parte del RdB al GME dello sbilanci amento complessivo del sistema

G+1 11:00 Comunicazione dal GME delle offerte accettate nella sessione di bilanciamento e pubblicazione del prezzo giornaliero di bilanciamen to

G+1 11:30 Bilancio provvisorio di trasporto e allocazioni in stoccaggio

M+3 Rdb comunica a GME ed utenti il rispettivo disequil ibrio giornaliero

M+3 Regolazione delle partite economiche connesse al bi lanciamento

In rosso le attività modificate e quelle di nuova i ntroduzione

Sequenza delle attività

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SCS

=

Energia erogata (immessa) da stoccaggio programmata

–

Energia erogata (immessa) da stoccaggio misurata

L’energia programmata dal RdB è posta pari all’energia effettivamente movimentata di propria competenza per quanto nota al momento della determinazione del SCS

Sbilanciamento complessivo del sistema

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DS = P + GS - I - S - TDS = disequilibrioP = prelievi presso i punti di riconsegnaGS = quantitativi corrisposti a copertura di GNC, perdite e autoconsumiI = immissioni in rete (importazioni, Gnl, produzione nazionale)S = Immissioni in rete (prelievi dalla rete) da stoccaggioT = Transazioni al PSV

Il termine S è determinato come somma algebrica di quantitativi programmati inerogazione (iniezione) in stoccaggio e i quantitativi ceduti (acquistati) nella sessione di bilanciamento.

Il termine T contiene i quantitativi acquistati (ceduti) nella sessione di bilanciamento (con uguale valore e segno opposto rispetto a quelli inclusi nel termine S).

Termine di disequilibrio dell’utente

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Per ogni giorno gas G il corrispettivo di sbilanciamento applicato all’utente (CB ) è dato da:

CB = Pb * DS

Pb è il prezzo di sbilanciamento che si forma nella sessione di bilanciamento del giorno G (senza penalizzazioni)

L’utente verserà il corrispettivo (CB >0) se nel giorno gas (G) èrisultato corto (DS>0) e riceverà il corrispettivo (CB <0) se è risultato lungo (DS<0)

Corrispettivo di bilanciamento

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Modalità di determinazione delle variazioni di giacenza dell’utente

∆G = A - N - B - CA = acquisti (vendite) di gas in stoccaggioN = quantitativi nominati (positivi se in erogazione)B = quantitativi ceduti (acquistati) nella sessione di bilanciamentoC = quota di consumi di stoccaggio attribuita all’utente

∆G è quindi determinabile quando è noto l’esito della sessione di bilanciamento (G+1)

Modalità di gestione delle capacità interrompibili

Esempio:Il giorno G-1 - l’utente U1 ha a disposizione 50 di capacità (erogazione/iniezione) interrompibile e nomina 25- la capacità continua non programmata dal complesso degli utenti è > 25- l’impresa di stoccaggio conferma 25 a U1Nel giorno G la possibilità di rinomina di ciascun utente con capacità continua è ridotta di un importo R:

capacità interrompibile confermata x capacità continua non programmata dall’utenteR=

capacità continua non programmata dalla generalità degli utenti

Modifiche alla disciplina dello stoccaggio

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D: è prevista l’applicazione dei corrispettivi di superamento della capacità di iniezione/erogazione da stoccaggio nel caso in cui nel mercato di bilanciamento siano accettate offerte per quantitàsuperiori alla capacità conferita?

R: non è prevista

D: come verrà determinata la giacenza di gas in stoccaggio per il giorno 1/4/11 poiché a quella data vi saranno ancora tre bilanci gas da chiudere?

R: dall’inizio dell’SBSM verrà determinata giornalmente la variazione di giacenza – per la definizione della giacenza in stoccaggio sarà necessario che siano chiusi i bilanci del periodo precedente alla data di inizio dell’SBSM

D: cambieranno le logiche di conferimento della capacità di stoccaggio a seguito dell’introduzione dell’SBSM?

R: la modifica dei criteri di conferimento della capacità di stoccaggio non è immediatamente legata all’introduzione dell’SBSM – si precisa che con il dlgs 130/10 una quota di capacità di stoccaggio èresa disponibile con criteri diversi da quelli previsti dal dlgs 164/00 e dalla deliberazione n. 119/05

Stoccaggio: richieste di chiarimento pervenute

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� I vincoli di giacenza minima sono coerenti con la funzione dello stoccaggio di modulazione che non viene meno con l’introduzione dell’SBMS

� I servizi diversi da quello di modulazione dei clienti tutelati (stoccaggio minerario e servizio bilanciamento utenti) non sono soggetti ai vincoli

� I vincoli consentono flessibilità “infra-mese” in quanto agiscono sulla giacenza alla fine del mese e non su quella giornaliera (periodo rilevante per il bilanciamento)

� L’erogazione dallo stoccaggio è modulabile sulla base del prezzo di offerta nella sessione di bilanciamento (obbligo di offerta non vincolato a un prezzo) –Conseguentemente i prezzi formati nel mercato di bilanciamento includono un segnale di prezzo della scarsità prospettica del mercato

Vincoli di giacenza minima (303/07)

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Ciascun soggetto abilitato presenta offerte di acquisto (OA) e di vendita (OV) complessivamente nei seguenti limiti

Offerte di vendita:

Offerte di acquisto:

CE = capacità di erogazione dell’utenteCI = capacità di iniezione dell’utenteS = capacità di spazio dell’utenteN = nomina sullo stoccaggio (positivo = erogazione)OVi = quantità di gas dell’i-esima offerta di venditaOAi = quantità di gas dell’i-esima offerta di acquistoG = giacenza dell’utente (alle 6:00 del giorno G)n = 10 (massimo numero di offerte per ciascuna tipologia di offerta)

Organizzazione della sessione di bilanciamento

NGOVNCEn

ii −≤∑≤−

=1

NGSOANCIn

ii +−≤∑≤+

=1

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Organizzazione della sessione di bilanciamento

Determinaz ione esi ti de l mercato di bi lanciamento

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

0 400 800 1200Q uanti tà

pre

zzo

offerte di vendita offerte di acquisto SCSDeterminazione esiti de l mercato di bi lanciamento

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

0 400 800 1200Quantità

prez

zo

offerte di vendita offerte di acquisto SCS

Prezzo di sbilanciamento

Prezzo di sbilanciamento

Sistema lungo

Sistema corto

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Gestione del rischio (1/3)

� Al RdB sono attribuite funzioni per la gestione dei rischi connessi alla potenziale esposizione del sistema nei confronti dell’utente:

� Determinazione dell’esposizione potenziale del sistema nei confronti di ciascun utente (EPSu)

� Determinazione dell’EPSu massima ammissibile in relazione all’entità e alle forme di garanzia prestate dall’utente (maxEPSu)

� Adozioni delle opportune azioni nel caso in cui EPSu>maxEPSu

� L’EPSu è data dalla somma delle seguenti voci:� Partite economiche determinate e non ancora saldate (m-4 e precedenti);� Partite economiche non ancora definitivamente determinate, che possono essere distinte

in:� Partite economiche relative al periodo precedente il giorno di valutazione (per le

quali si conosce il prezzo di sbilanciamento e il bilancio provvisorio) che sono stimabili sulla base di informazioni provvisorie

� Partite economiche che possono insorgere dal giorno di valutazione per la durata minima di efficacia del contratto di trasporto, che sono ipotizzabili sulla base di assunzioni con riferimento allo sbilanciamento che può accumulare l’utente

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Gestione del rischio (2/3)

� maxEPSu è un indice di solvibilità di ciascun utente, potenzialmente funzione di:� Garanzie finanziarie (GF)� Livello di rating (LR)� Valore del gas detenuto in stoccaggio (S)

maxEPSu può essere determinato come:

maxEPSu=a x GF + b x LR + c x S + …

Dove a, b, c sono fattori moltiplicativi (anche >1) che realizzano un opportuno trade off fra:

� costo delle garanzie prestate� costi in termini di rischio residuo a carico del sistema

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Gestione del rischio (3/3)

� Le azioni da adottare nel caso in cui EPSu>maxEPSu sono funzionali a limitare le facoltà dell’utente che potrebbero incrementare l’esposizione del sistema nei suoi confronti, ed in particolare:

� facoltà di registrare cessioni in vendita al PSV� facoltà di cedere il gas in stoccaggio� facoltà di incrementare la capacità conferita presso i punti di riconsegna

� Inoltre ove l’esposizione superi il valore massimo verranno predisposte le azioni funzionali al subentro nella fornitura dei clienti finali serviti direttamente o indirettamente dall’utente

� Tali azioni sono interrotte ove l’utente riporti tempestivamente l’esposizione di competenza al di sotto dei valori ammissibili

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Ulteriori richieste di chiarimento pervenuteD: La possibilità di rinomina nel giorno gas è prevista solo per prelievi, stoccaggi e produzione

nazionale?R: Sì, contestualmente all’introduzione del SBSM. Per gli altri punti (terminali GNL e importazioni) la

possibilità di rinomina verrà introdotta in un momento successivo in quanto richiede la definizione delle modalità di coordinamento tra gli operatori interconnessi della gestione dei flussi fisici e l’evoluzione delle modalità organizzative del dispacciamento fisico.

D: La riforma del mercato del bilanciamento prevede l’eliminazione della 3° e la 4° sessione del PSV (dedicate ai flussi dei terminali)? E se le sessioni saranno mantenute, avranno natura fisica o finanziaria?

R: L’Autorità ritiene opportuna la modifica degli attuali criteri di programmazione della rigassificazione (come adottati dalle imprese di rigassificazione) in modo da consentire la definizione dei quantitativi allocati agli utenti nel giorno gas e la possibilità per gli utenti di sfruttare le flessibilità offerte dai terminali. Tali modifiche, che si ritiene possano essere sviluppate con gruppi di lavoro dedicati, comporteranno l’eliminazione della 3° e 4° sessione del PSV. Con l’introduzione dell’SBSM non èprevista la modifica delle predette sessioni che continueranno ad avere natura fisica nel senso che interverranno sull’equazione di bilancio dell’utente e conseguentemente sul suo termine DS.

D: E’ possibile che per i terminali di Gnl possano essere previste delle soglie di tolleranza per i primi periodi del mercato di bilanciamento?

R: Si ritiene che il prezzo di sbilanciamento formato sull’SBSM non contenga elementi di penalizzazione e non sembra essere opportuno prevedere tolleranze.

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Ulteriori richieste di chiarimento pervenute

Modifica dei criteri di conferimento della capacità di trasporto nei punti di entrata/uscita interconnessi con gli stoccaggi

D: Come verranno gestiti gli obblighi di conferimento? L’impresa di stoccaggio sarà tenuta a richiedere tutta la capacità conferibile?

R: Si ritiene che l’impresa di stoccaggio debba richiedere la capacità di stoccaggio funzionale all’offerta dei propri servizi di stoccaggio ossia quella corrispondente alla capacità di iniezione/erogazione conferita.

D: Come verranno ripartiti tra gli utenti i costi della capacità di trasporto?R: Si ritiene che questi costi debbano essere ripartiti mensilmente in funzione della capacità di

erogazione/iniezione detenuta da ciascun utente nel corso del mese (tenendo conto delle eventuali cessioni di capacità fra utenti per periodi inferiore al mese).

D: In che punto della rete verrà consegnato il gas?R: Nel punto virtuale della rete coincidente con l’hub di stoccaggio. Il gas immesso dagli stoccaggi non

è quindi distinguibile dal gas presente al PSV ed è immediatamente scambiabile. La localizzazione del punto di riconsegna del gas è propedeutica alla risoluzione di eventuali congestioni di rete.

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