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Riorganizzazione Business regolati Italia
In attuazione del cosiddetto Terzo Pacchetto Energia (Direttive comunitarie 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE), il 5 dicembre 2011 e con decorrenza 1° gennaio 2012, è stata deliberata la variazione della denominazione sociale da “Snam Rete Gas SpA” in “Snam SpA” della società che detiene il 100% del capitale sociale delle quattro società operative a cui fanno capo rispettivamente la gestione e lo sviluppo delle attività di trasporto, rigassificazione, stoccaggio e distribuzione di gas naturale. Tale variazione, unitamente al conferimento del ramo d’azienda “trasporto, dispacciamento, telecontrollo e misura del gas naturale” a una nuova società che, a partire dal 1° gennaio 2012, ha assunto in continuità la denominazione di Snam Rete Gas SpA, intende realizzare un modello organizzativo che risponda alle disposizioni di legge.

Infrastrutture
Attraverso Snam (Eni 52,53%) Eni gestisce la quasi totalità della rete di trasporto di gas in Italia, il terminale di rigassificazione di Panigaglia, un’ampia rete di distribuzione locale e i depositi di stoccaggio con relative facility.

Trasporto Italia
Le attività di trasporto e di rigassificazione in quanto di pubblico interesse sono regolamentate dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas che determina le tariffe e le modalità di accesso ai servizi erogati, la qualità tecnica dei servizi e stabilisce la metodologia di calcolo delle tariffe, fissando in particolare il rendimento del capitale investito. Si tratta pertanto di un business con un contenuto profilo di rischio, in grado di assicurare performance stabili nel tempo.

Snam Rete Gas (Snam 100%) è il principale operatore italiano del trasporto del gas naturale, con oltre 32.010 chilometri di gasdotti in esercizio sul territorio nazionale eserciti in alta e media pressione. La rete di trasporto Eni è articolata in:

  • una rete di trasporto nazionale dell’estensione di 9.080 chilometri, costituita essenzialmente da condotte di grande diametro che trasportano il gas dai punti di ingresso al sistema – i gasdotti di importazione e i principali centri di produzione nazionale – ai punti di interconnessione con la rete di trasporto regionale e ai siti di stoccaggio. I gasdotti si distinguono in condotte di terra, il cui diametro massimo raggiunge i 1.400 mm, che realizzano il trasporto del gas a una pressione compresa tra i 24 e i 75 bar, e condotte sottomarine che attraversano lo stretto di Messina, hanno un diametro compreso tra i 500 e i 650 mm e trasportano gas a una pressione fino a 115 bar. Il gas naturale proveniente dall’estero viene immesso nella rete nazionale attraverso 7 punti di entrata, in corrispondenza delle interconnessioni con i metanodotti di importazione (Tarvisio, Gorizia, Passo Gries, Mazara del Vallo, Gela) e dei terminali di rigassificazione GNL (Panigaglia e Cavarzere). Anche i campi di stoccaggio gas sono collegati con la rete di trasporto (2 punti virtuali di entrata/uscita verso gli hub di stoccaggio). Il gas in uscita dalla rete nazionale è trasportato sulla rete regionale fino ai punti di riconsegna, nei quali avviene il ritiro del gas da parte dei clienti;
  • una rete di trasporto regionale dell’estensione di 22.930 chilometri, costituita da condotte di diametro e pressioni di esercizio di norma inferiori a quelli della rete nazionale. Attraverso la rete regionale viene movimentato il gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas ai consumatori industriali e termoelettrici e alle reti di distribuzione urbana del gas.

I principali gasdotti della rete nazionale Eni interconnessi con quelli d’importazione sono:

per il gas importato al punto di entrata di Mazara del Vallo:

  • le due linee del diametro di 48/42 pollici che collegano Mazara del Vallo (Trapani) a Minerbio (Bologna), lunghe circa 1.500 chilometri ciascuna. Le condotte si raccordano alle linee di importazione del gas naturale di provenienza algerina che attraversano il canale di Sicilia. È in fase di realizzazione il potenziamento del gasdotto con la posa di una terza linea del diametro di 48 pollici, lunga 583 chilometri (di cui 525 chilometri già in esercizio). La capacità di trasporto disponibile in corrispondenza del punto di ingresso di Mazara del Vallo è di circa 105 milioni di metri cubi/ giorno;

per il gas importato al punto di entrata di Gela:

  • la linea di 36 pollici, lunga 67 chilometri, che collega Gela, punto di ingresso del gasdotto sottomarino GreenStream, alla rete di trasporto nazionale presso Enna, lungo la dorsale di importazione dall’Algeria. La capacità di trasporto disponibile in corrispondenza di Gela è di circa 38 milioni di metri cubi/giorno;

per il gas importato al punto di entrata di Tarvisio e Gorizia:

  • le due linee del diametro 42/36/34 pollici dello sviluppo complessivo di circa 900 chilometri che collegano la rete austriaca da Tarvisio (Udine) e, attraversando la Pianura Padana, si estendono fino a Sergnano (Cremona) e Minerbio (Bologna). Il gasdotto è stato potenziato con la posa di una terza linea, del diametro compreso tra 48 e 56 pollici, della lunghezza di 264 chilometri. La capacità di trasporto disponibile al punto di entrata di Tarvisio è di circa 119 milioni di metri cubi/giorno, cui va aggiunta la capacità disponibile al punto di entrata di Gorizia di circa 5 milioni di metri cubi/giorno;

per il gas importato al punto di entrata di Passo Gries:

  • la linea dal diametro di 48 pollici e dello sviluppo complessivo di 177 chilometri che collega il sistema di trasporto svizzero a Passo Gries (Verbania) e si estende fino al nodo di Mortara (Pavia) nella Pianura Padana. La capacità di trasporto disponibile al punto di ingresso di Passo Gries è di circa 64 milioni di metri cubo/giorno;

per il gas proveniente dal terminale GNL di Panigaglia:

  • la condotta da 30 pollici della lunghezza di 170 chilometri, che collega il terminale GNL di Panigaglia con la rete nazionale nei pressi di Parma. La capacità di trasporto disponibile al punto di entrata di Panigaglia è di circa 13 milioni di metri cubi/giorno;

per il gas proveniente dal terminale Adriatic LNG di Rovigo:

collegamento da 36 pollici presso il nodo di Minerbio con il gasdotto Cavarzere- Minerbio della società Edison Stoccaggio SpA che riceve il gas dal terminale offshore di rigassificazione del GNL situato al largo di Porto Viro (RO). La capacità di trasporto disponibile al punto di entrata di Cavarzere è di circa 26 milioni di metri cubi/giorno.

Capacità di trasporto in Italia (milioni di metri cubi/giorno) Anno termico 2010-2011 Anno termico 2011-2012
Punti di entrata Capacità
disponibile
Capacità
conferita
Saturazione
(%)
Capacità
disponibile
Capacità
conferita
Saturazione
(%)
Tarvisio 119,2 110,3 92,5 118,8 109,9 92,5
Mazara del Vallo 105,0 98,9 94,2 105,0 88,2 84,0
Passo Gries 64,8 55,0 84,9 64,4 61,7 95,8
Gela  35,2 34,3 97,4 37,6 21,9 58,2
Cavarzere (GNL) 26,4 24,6 93,2 26,4 24,6 93,2
Panigaglia (GNL) 13,0 7,2 55,4 13,0 11,4 87,7
Gorizia 4,8 0,5 10,4 4,8 0,6 12,5
368,4 330,8 89,8 370,0 318,3 86,0

Il sistema di trasporto di Eni comprende: (i) undici centrali di compressione, con una potenza complessiva di 883,7 MW, che hanno lo scopo di aumentare la pressione del gas nelle condotte e riportarla al valore necessario per assicurarne il flusso; (ii) quattro terminali marittimi che connettono le condotte sottomarine a quelle di terra situati a Mazara del Vallo (Trapani), a Messina, a Favazzina (Reggio Calabria) e a Palmi (Reggio Calabria). Le interconnessioni esercite da Snam Rete Gas all’interno della rete di trasporto in Italia sono assicurate da 22 punti (i cosiddetti “nodi”) di connessione e di smistamento e da 568 aree impiantistiche contenenti impianti di riduzione e di regolazione della pressione. Tali impianti consentono di regolare il flusso del gas naturale all’interno della rete e assicurano il collegamento tra condotte operanti a diversi regimi di pressione. Snam Rete Gas svolge il servizio di dispacciamento del gas naturale tramite una centrale operativa che provvede al monitoraggio e al controllo a distanza dell’esercizio della rete di trasporto, ricevendo dati da circa 3.000 impianti, di cui oltre 1.500 telecomandati, dislocati lungo tutto il territorio nazionale.

Nel 2011, i volumi di gas naturale trasportati in Italia (78,30 miliardi di metri cubi) sono diminuiti di 5,01 miliardi di metri cubi rispetto al 2010 per effetto in particolare della flessione della domanda di gas in Italia. Eni ha trasportato 43,18 miliardi di metri cubi di gas per conto di altri operatori con una flessione rispetto al 2010 di 4,68 miliardi di metri cubi, pari al 9,8%.

Attraverso la controllata GNL Italia, Eni è proprietaria del terminale di rigassificazione del GNL situato presso Panigaglia (La Spezia). Il terminale è in grado di rigassificare ogni giorno 17.500 metri cubi di GNL e conseguentemente, in condizioni di massima operatività, di immettere annualmente nella rete di trasporto oltre 3,5 miliardi di metri cubi di gas naturale. Nel 2011, il terminale GNL ha rigassificato 1,89 miliardi di metri cubi di gas naturale (1,98 miliardi di metri cubi nel 2010).

Distribuzione

L’attività di distribuzione è il trasporto di gas naturale attraverso reti locali di gasdotti prevalentemente a bassa pressione per la consegna ai clienti finali del settore civile, del terziario e della piccola industria in ambito urbano. Eni, attraverso la consociata Italgas e altre società controllate, esercita l’attività di distribuzione in 1.330 comuni con una rete di gasdotti dell’estensione di circa 50.300 chilometri, 5,9 milioni di utenze e 7,64 miliardi di volumi distribuiti nel 2011.

Analogamente al trasporto e alla rigassificazione, l’attività di distribuzione in quanto pubblico servizio è anch’essa regolamentata dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas che ne stabilisce, tra le altre cose, la metodologia di calcolo delle tariffe e la remunerazione del capitale investito.

L’attività di distribuzione gas è svolta in regime di concessione tramite affidamento del servizio da parte degli enti pubblici locali. In accordo con le disposizioni di legge in materia, le nuove concessioni non potranno più essere rilasciate con riferimento ai singoli comuni ma ai cosiddetti Ambiti Territoriali Minimi (“ATEM”) pluri-comunali.

Stoccaggio

Eni, attraverso la consociata Stoccaggi Gas Italia SpA, opera nel settore dello stoccaggio di gas naturale in regime di concessione. I servizi di stoccaggio sono prestati attraverso le 8 concessioni operative, con una capacità di modulazione complessiva di 10 miliardi di metri cubi, di cui 4 localizzate in Lombardia (Brugherio, Ripalta, Sergnano e Settala), 3 in Emilia Romagna (Cortemaggiore, Minerbio e Sabbioncello) e 1 in Abruzzo (Fiume Treste). I suddetti siti di stoccaggio sono interamente costituiti da giacimenti precedentemente utilizzati per la produzione di gas naturale e adeguatamente convertiti allo stoccaggio di gas naturale attraverso la realizzazione di opportune infrastrutture e facility di collegamento alla rete nazionale.

Il sistema di stoccaggio consente l’iniezione di gas e la sua successiva erogazione nel rispetto dei vincoli tecnici e gestionali, presso ciascuno dei siti e attraverso l’operatività dei seguenti elementi:

  • giacimenti di stoccaggio;
  • pozzi;
  • facility di collegamento;
  • impianti di compressione;
  • impianti di trattamento.

I parametri che caratterizzano un giacimento di stoccaggio sono il cushion gas e il working gas. Il cushion gas rappresenta la quantità di gas necessaria per l’utilizzo dello stoccaggio ed è il quantitativo minimo indispensabile, presente o iniettato, nei giacimenti in fase di avvio dello stoccaggio, che è necessario mantenere costantemente in giacimento. Il working gas rappresenta il volume di gas prodotto ed iniettato ciclicamente nell’arco di un anno. L’attività di stoccaggio è sostanzialmente distinguibile in due fasi:

  • l’iniezione del gas naturale nel sottosuolo;
  • l’erogazione del gas naturale precedentemente iniettato.

L’iniezione del gas in giacimento, attraverso i pozzi di stoccaggio, generalmente concentrata nel periodo fra aprile e ottobre di minore consumo stagionale, è effettuata tramite gli impianti di compressione che incrementano la pressione del gas naturale, prelevato dalla rete di distribuzione nazionale. L’erogazione del gas, solitamente concentrata nel periodo tra novembre e il mese di marzo successivo per far fronte ai picchi stagionali di consumo, è effettuata tramite gli impianti di trattamento necessari per riportare il gas alle specifiche di commercializzazione.

Nell’ambito dell’attività di stoccaggio nel 2011 sono stati immessi in giacimento 7,78 miliardi di metri cubi di gas (-0,22 miliardi di metri cubi rispetto al 2010) e sono stati erogati 7,53 miliardi di metri cubi (in lieve flessione rispetto al 2010). La capacità di stoccaggio complessiva è stata pari a 15 miliardi di metri cubi, di cui 5 destinati allo stoccaggio strategico. La quota di capacità di modulazione utilizzata dai clienti terzi è stata pari a circa il 78% (71% nel 2010).

Riorganizzazione dei Business regolati ItaliaRiorganizzazione dei Business regolati Italia

Principali elementi tariffari delle attività regolatePrincipali elementi tariffari delle attività regolate

Infrastrutture al 31 dicembre 2011Infrastrutture al 31 dicembre 2011

www.eni.com

  • Eni S.p.a. – Sede legale
    Piazzale Enrico Mattei, 1 00144 Roma

  • Partita IVA
    n. 00905811006

  • Capitale sociale
    € 4.005.358.876,00 i.v.

  • C. F. e Registro Imprese di Roma
    n. 00484960588

  • Sedi secondarie
    Via Emilia, 1, e Piazza Ezio Vanoni, 1
    20097 – San Donato
    Milanese (MI)