Delibera ARG/gas 64/09: Testo integrato delle attività di vendita al dettaglio di gas naturale e gas diversi
L’Autorità per l’Energia elettrica e il Gas con la delibera ARG/gas 64/09 ha raccolto le disposizioni relative all’attività di vendita nel mercato retail del gas e ha introdotto alcune novità.

Tra le principali novità si segnalano: la definizione di un valore unico nazionale per il corrispettivo dell’attività di vendita al dettaglio, con la contemporanea introduzione di una componente della tariffa di distribuzione finalizzata a ridurre l’impatto del corrispettivo per i clienti con bassi consumi; la progressiva riduzione dell’ambito dei clienti finali tutelati; l’introduzione, dal 1° ottobre 2009, di una nuova formula di calcolo, maggiormente semplificata, della componente a remunerazione dei costi di commercializzazione all’ingrosso.

Delibera ARG/gas 159/08: Definiti i criteri tariffari per il periodo di regolazione 2009-2012 per il servizio di distribuzione e misura del gas e disposizioni transitorie per l'anno 2009
Con delibera ARG/gas 159/08 l'Autorità per l'Energia elettrica e il Gas ha stabilito una nuova metodologia di determinazione dei ricavi per il servizio di distribuzione e misura del gas. A partire dal 1^° luglio 2009 e per l'intero triennio di regolazione che scadrà nel 2012, tale delibera prevede il riconoscimento di un ammontare totale di ricavi di competenza per ciascun anno del periodo di regolazione. Tale ammontare, che coincide con un valore fissato in occasione dell'approvazione da parte dell'Autorità delle richieste tariffarie di distribuzione, è denominato "Vincolo dei Ricavi Totali" (VRT) e rappresenta la remunerazione massima riconosciuta dall'Autorità a ciascun operatore a copertura dei costi sostenuti. La delibera dispone inoltre che ogni differenza, positiva o negativa, tra il VRT e i ricavi risultanti dalla fatturazione delle quantità effettivamente distribuite venga regolata attraverso un meccanismo di perequazione che prevede partite di credito o debito nei confronti della Cassa Conguaglio del settore elettrico. Per effetto della nuova modalità di determinazione dei ricavi, questi ultimi non sono più correlati alla stagionalità dei volumi erogati L'introduzione della nuova metodologia tariffaria non determina una riduzione dei ricavi complessivi su base annua.

Legge 23 luglio 2009, n. 99 – Conversione in legge del DL "Disposizioni per lo sviluppo e l’internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia"
Nell’ambito dei provvedimenti adottati per fronteggiare la crisi economica, il 26 giugno 2009 il Consiglio dei Ministri ha approvato il cosiddetto “Decreto anti-crisi‘ il cui articolo 3, relativo agli interventi mirati alla riduzione del costo dell’energia per imprese e famiglie, ha previsto per Eni l’obbligo di nuove vendite al punto di scambio virtuale (PSV) per complessivi 5 miliardi di metri cubi di gas nel periodo ottobre 2009 - settembre 2010 (cosiddetta “gas release‘). In particolare il Decreto ha previsto che tali vendite fossero effettuate con procedure concorrenziali non discriminatorie (gare) secondo condizioni e modalità stabilite su proposta dell’Autorità per l’Energia elettrica e il Gas. Il prezzo riconosciuto a Eni è stato fissato con Decreto dal Ministero dello Sviluppo Economico (MSE), sempre su proposta dell’Autorità, tenendo conto dei prezzi medi dei mercati europei più rilevanti, nonchè della struttura dei costi di approvvigionamento sostenuti da Eni. La differenza positiva tra il prezzo di vendita emerso dalla procedura di assegnazione dei volumi e quello fissato dal MSE e dall’AEEG è destinata a vantaggio dei clienti finali industriali che hanno evidenziato negli ultimi tre anni un elevato coefficiente di utilizzo nei prelievi gas secondo criteri stabiliti dal MSE. Il Decreto ha previsto inoltre che l’AEEG, entro 90 giorni dalla sua entrata in vigore dovesse:

• introdurre elementi di degressività nelle tariffe di trasporto per il periodo di regolazione 2010-2013;
• riformare la disciplina del bilanciamento adottando meccanismi di flessibilità a vantaggio di tutti i clienti finali compresi quelli industriali;
• promuovere l’offerta di servizi di punta e lo stoccaggio per i clienti industriali e termoelettrici.

Deliberazione ARG/gas 184/09 - Approvazione dei criteri per la determinazione delle tariffe per il servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale e regolazione delle tariffe per il servizio di misura del trasporto di gas naturale per il periodo 2010-2013
Con la deliberazione ARG/gas 184/09, pubblicata in data 2 dicembre 2009, l'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas ha definito 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). L'Autorità ha inoltre fissato in 33,6 milioni di euro l'ammontare da riconoscere a Snam Rete Gas per i costi addizionali sostenuti nell'anno termico 2007-2008 per l'acquisto del gas combustibile utilizzato per l'alimentazione delle centrali di spinta.
La valutazione del capitale investito netto (RAB) è 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. Gli ammortamenti delle infrastrutture di trasporto (metanodotti) sono calcolati sulla base di una vita economico-tecnica pari a 50 anni e vengono sottratti dal meccanismo del price cap. I costi operativi riconosciuti vengono determinati sulla base dei costi operativi effettivamente sostenuti nell'esercizio 2008 e incrementati del 50% dei maggiori recuperi di produttività realizzati nel secondo periodo di regolazione. Il fuel gas viene è escluso dal meccanismo del price cap. La quota parte dei ricavi correlata ai volumi effettivamente trasportati viene determinata sulla base dei costi operativi riconosciuti e risulta pari a circa il 15% dei ricavi di riferimento.

Terzo Pacchetto Energia: Direttiva 2009/73/CE
Nell’ambito del cosiddetto “Terzo Pacchetto Energia‘ pubblicato nel corso del 2009, la Direttiva 2009/73/CE disciplina il mercato interno del gas naturale disponendo che gli stati membri, in cui il sistema di trasporto appartenga a un’impresa verticalmente integrata, siano tenuti a scegliere la modalità attraverso la quale garantire l’indipendenza del trasportatore.
I modelli di separazione tra cui optare sono:

• separazione proprietaria,  nelle forme alternative di:
  • Ownership Unbundling (OU). Le società che detengono la proprietà delle reti e effettuano la gestione delle attività di trasporto sono proprietariamente separate dalle imprese verticalmente integrate che svolgono le attività di approvvigionamento/produzione e vendita;
  • Independent System Operator (ISO). Le imprese verticalmente integrate mantengono la proprietà delle reti affidandone la gestione ad un soggetto terzo.
• separazione funzionale rafforzata:
  • Independent Transmission Operator (ITO). Le imprese verticalmente integrate mantengono il controllo delle società che gestiscono l’attività di trasporto e che detengono la proprietà delle reti, purchè garantiscano l’indipendenza decisionale e funzionale del trasportatore.