Regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento del gas naturale (Settlement) Documento per la consultazione 46/10

1. Servizio di bilanciamento del gas naturale
Regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di
bilanciamento del gas naturale (Settlement)
Documento per la consultazione 46/10
Direzione mercati
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Milano, Centro Congressi Fast
Sala Maggiore, Piazzale Morandi n. 2
Venerdì 21 gennaio 2011
Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, Direzione Mercati 1

2. Sommario
Parte 1 – Ambito di intervento del DCO 46/10
Parte 2 – Implementazione delle sessioni di bilanciamento e di
aggiustamento
Parte 3 – Ulteriori possibili proposte in tema di Settlement
Determinazione del dato di misura del gas immesso nella rete di distribuzione
Determinazione del dato di misura del gas prelevato nella rete di distribuzione
Obblighi di rilevazione e archiviazione delle misure nei punti di riconsegna
Consumo stimato annuo associato al punto di prelievo
Mappatura dei rapporti commerciali
Parte 4 – Proposte volte ad una tempestiva attuazione degli
interventi delineati
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3. Parte 1 – Ambito di intervento del DCO
46/10
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4. Impatto del DCO 46/10 sul mercato del gas
Rispetto al giorno Gas
Attività ex-ante
DCO 45/10
Registrazione delle transazioni di acquisto e vendita e la programmazione di immissioni e prelievi da parte degli UdB
Offerta, da parte degli UdB, della disponibilità ad aumentare o ridurre immissioni o prelievi
Attività in tempo reale
La selezione delle risorse, in base ai criteri di merito economico, per il bilanciamento della rete da parte
dell’operatore di sistema
Bilanciamento fisico della rete da parte dell’operatore di sistema (RdB)
Attività ex-post
Acquisizione dei dati di misura dei flussi gas, sia ai punti di consegna della rete di trasporto che ai
punti di riconsegna della rete di distribuzione (PDR)
Stima dei prelievi ai PDR in mancanza dei dati di misura tramite profilazione convenzionale
DCO 46/10
Determinazione delle partite fisiche agli utenti della distribuzione e del trasporto (allocazione)
Determinazione degli sbilanciamenti fisici e loro valorizzazione economica
Liquidazione delle partite economiche
Determinazione e liquidazione degli aggiustamenti a fronte della disponibilità delle misure dei
valori conv. profilati
(Trattamento delle eventuali rettifiche ai dati di misura)
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5. Parte 2 – Implementazione delle sessioni di
bilanciamento e aggiustamento
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6. Revisione della disciplina settlement
L’Autorità intende definire due sessioni per la determinazione delle
partite fisiche ed economiche del servizio di trasporto/bilanciamento
relative a ciascun giorno gas
Sessione di bilanciamento Sessione di aggiustamento
Sono determinate tutte le partite fisiche Sono regolate le partite economiche
ed economiche del servizio di trasporto corrispondenti alla differenza tra i dati
e bilanciamento, sulla base: stimati utilizzati nella sessione di
Immissioni nella RT (import, GNL,
bilanciamento ed i dati misurati. Tale
Stoccaggio, produz. nazionale) sessione è da tenersi non appena
disponibili tutti i dati di misura dei PDR
Dei dati di misura di tutti i punti di
consegna (immissione) nella rete di distr. profilati, ovvero tutti i PDR non misurati
Dei PDR misurati giornalieri
giornalieri.
Dei dati stimati per tutti gli altri PDR (profilati)
La riforma del settlement consente di superare le criticità dell’attuale disciplina che
prevede la chiusura definitiva del bilancio di trasporto a tre mesi di distanza dal mese di
competenza, quando ancora non tutte le misure dei PDR possono essere disponibili
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7. Sessione di bilanciamento
Finalità:
Determinare le partite fisiche ed economiche del servizio di trasporto e
bilanciamento e gli eventuali sbilanci di ciascun UdB
Proposte dell’Autorità:
Ai fini del calcolo degli sbilanciamenti si considerano:
I dati di misura relativi ai PDR misurati giornalieri
Le partite fisiche convenzionalmente profilate e attribuite/allocate per tutti i punti che
non dispongono di misure giornaliere (NOTA: anche i PDR misurati mensilmente)
La determinazione degli sbilanci è definitiva
A regime il giorno 25 del mese n+1 si chiude la sessione di bilanciamento del
mese n
Impatto sugli UdB:
Necessità di corretta previsione delle reali partite fisiche di prelievo dei propri punti
misurati giornalieri
Necessità di corretta previsione delle partite fisiche convenzionalmente profilate e
attribuite/allocate per tutti i propri punti non misurati giornalieri QUADRATE CON
L’IMMESSO
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8. Sessione di aggiustamento 1/2
Finalità:
Ripristinare all’UdB la propria posizione economica in termini di valorizzazione della
commodity la cui entità era dapprima stata contabilizzata convenzionalmente ai fini
del bilanciamento (l’equazione di disequilibrio dell’UdB)
Ovvero:
Determinare le partite fisiche che derivano dalle differenze tra i valori stimati nella
sessione di bilanciamento e i consumi reali che nel frattempo sono stati determinati
in base alla raccolta delle misure. Regolare le partite economiche che ne derivano
con valorizzazione della commodity (eventualmente anche degli oneri di
bilanciamento)
Proposte dell’Autorità – Articolazione
Ipotesi A: La sessione di aggiustamento del generico giorno gas del mese n
avviene nel mese n+14
Ipotesi B: La sessione di aggiustamento del generico giorno gas dell’anno n
avviene nell’anno n+2
Tra le Ipotesi A e B possono essere identificate ulteriori soluzioni intermedie (e.g.
sessione semestrale o sessioni con dettaglio giornaliero a cadenze più ampie)
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9. Articolazione
Mesi di riferimento
m1 e m2 Sessioni di bilanciamento Sessioni di aggiustamento
mese m2+25 e m3+25 mese m1+14 e m2+14
IPOTESI A
Anno n Anno n + 1 Anno n + 2
Mesi di riferimento
m1 e m2 Sessioni di bilanciamento Sessione di aggiustamento
mese m2+25 e m3+25 nell’anno n+2 di tutti i mesi
dell’anno n
IPOTESI B
Anno n Anno n + 1 Anno n + 2
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10. Sessione di aggiustamento 2/2
Proposte dell’Autorità – Valorizzazione:
In attesa del funzionamento a regime della piattaforma di negoziazione gestita dal
GME, le partite economiche emergenti dalla sessione di aggiustamento possono
essere valorizzate al prezzo convenzionale mensile attualmente utilizzato ai fini del
calcolo delle rettifiche tardive di cui alla deliberazione ARG/gas 182/09
Proposte dell’Autorità – “Quadratura dei REMI”:
In seguito alla sessione di aggiustamento, per diverse cause strutturali (e.g. load
profiling, differente precisione dei misuratori etc), potrebbero verificarsi differenze
tra il gas totale giornaliero immesso al REMI e il gas totale prelevato dalla rete di
distribuzione (DELTA). I DELTA calcolati per ciascun REMI potrebbero essere
attribuiti:
Con apposito meccanismo di ripartizione tra gli UdD/UdB
Con apposito meccanismo di ripartizione che tenga conto degli andamenti fisiologici di
gas non misurato sulla rete di distribuzione, tra le imprese di distribuzione
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11. Parte 3 – Ulteriori possibili proposte in
tema di settlement (medio termine)
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12. Determinazione del dato di misura del gas immesso
nella rete di distribuzione
Regole attuali:
Con cadenza mensile l’ID ha l’obbligo di trasmettere all’impresa di trasporto i dati
funzionali all’allocazione entro il 5º giorno lavorativo successivo alla fine del mese
cui si riferiscono i dati. (Del. 138/04)
Non esiste alcuna scadenza in capo all’impresa di trasporto per la trasmissione
all’ID in tempo utile del totale immesso in cabina
Ai sensi della Del. 184/09 l’impresa di trasporto svolge l’attività di meter reading
presso le cabine REMI
Criticità:
Per rispettare la scadenza del 5 º giorno lavorativo l’ID deve ricevere i dati non
oltre il 3º giorno
L’ID procede alla quadratura mensile della cabina con dati non sempre attendibili o
definitivi del gas immesso
Proposte dell’Autorità:
L’impresa di trasporto determina quadratura mensile della rete di distribuzione
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13. Determinazione del dato di misura del gas prelevato
dalla rete di distribuzione 1/2
Regole attuali:
L’ID è tenuta ad effettuare almeno un tentativo di raccolta della misura all’anno per
i PDR con consumi annui inferiori a 500 Sm³, almeno due tentativi per i PDR con
consumi annui compresi tra 500 e 5.000 Sm³ e almeno un tentativo al mese per i
PDR con consumi annui superiori a 5.000 Sm³
A partire da raccolte delle misure a periodicità superiore rispetto al periodo
rilevante si determinano i quantitativi prelevati su base giornaliera utilizzando i
profili di prelievo standard introdotti con la Del. 17/07
Criticità:
Alcune tipologie di consumatori non sono correttamente rappresentate
I profili sono statici, ovvero non tengono conto della situazione climatica effettiva
L’abbinamento tra PDR e profilo standard è spesso incoerente
Il consumo annuo è aggiornato dalle ID in modo non sempre trasparente
Le modalità di comunicazione tra ID e UdD non sono completamente definite
La quadratura della cabina REMI con le regole attuali comporta, in alcuni casi,
l’attribuzione ai punti di riconsegna stimati di partite di gas anomale
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14. Determinazione del dato di misura del gas prelevato
dalla rete di distribuzione 2/2
Proposte dell’Autorità: - Corrispondenza PDR-categoria-profilo
Abrogazione della possibilità per le imprese distributrici di utilizzare profili
customizzati
Identificazione di categorie d’uso ai soli fini del bilanciamento, differenziate in base
a criteri oggettivi, quantitativi e non negoziabili (e.g. per i civili il consumo annuo
con riduzione del numero a 2 categorie d’uso) e non per sola dichiarazione del
Consumatore
Definizione di un numero di profili standard più articolato per gli usi tecnologici
Definizione per i soli usi tecnologici di un processo obbligatorio di interazione tra
UdD, cliente e distributore che consenta di identificare la categoria d’uso che
meglio approssima l’andamento del consumo reale (e.g. dichiarazione sostitutiva
di atto di notorietà)
Attività di monitoraggio e verifiche a campione in capo all’impresa di distribuzione
L’attribuzione all’impresa di distribuzione del gas non misurato della distribuzione
potrebbe essere volto ad incentivarne l’attività di verifica
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15. Obblighi di utilizzo delle misure giornaliere nei punti
di riconsegna
Regole attuali:
Ad oggi non esistono nella regolazione obblighi di utilizzo dei dati di misura su
base giornaliera anche laddove sono presenti i misuratori opportuni
Proposte dell’Autorità:
In considerazione dell’introduzione di un sistema di bilanciamento di mercato si
propone l’introduzione di obblighi di rilevazione, registrazione e utilizzo da parte
delle imprese distributrici sulla base del periodo rilevante
Si propone l’introduzione di una soglia minima alla quale applicare il predetto
obbligo in funzione, alternativamente:
Del consumo annuo (e.g. > 200.000 Sm³/anno)
Della classe del misuratore di cui alla Del. 155/08 (e.g. > G40)
Si propone l’introduzione di tali obblighi in coordinamento con le tempistiche
dettate dalla Del. 155/08
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16. Consumo stimato annuo associato al punto di
prelievo
Regole attuali:
Il consumo annuo stimato è utilizzato per la determinazione del profilo di prelievo,
moltiplicandolo per il profilo standard rappresentativo del periodo in esame
Le imprese di distribuzione hanno la facoltà (e non l’obbligo) di aggiornare il
consumo annuo ad ogni misura pervenuta
Proposte dell’Autorità:
Si propone di rendere l’aggiornamento del consumo annuo obbligatorio
Si propone di fissare un criterio di aggiornamento trasparente come proposto nel
DCO 06/10:
Aggiornamento rolling (ai fini dell’allocazione)
Aggiornamento una volta all’anno (ai fini della della validazione delle autoletture)
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17. Mappatura dei rapporti commerciali
Regole attuali:
È redatta presso l’RdB attraverso un sistema informatico dalle imprese di
distribuzione e consente di mettere in relazione i rapporti tra UdB, UdD ed
eventuali Trader
Criticità:
Impossibilità di mantenere una relazione logica PDR/UdD/UdB (soprattutto storica)
Impossibilità per l’UdB di confermare le proprie relazioni commerciali
Mancanza di trasparenza relativa ai dati di allocazione, in particolare nei casi in cui
un UdB serve più controparti (UdD)
Conoscenza da parte di imprese di distribuzione verticalmente integrate
dell’identità dei propri concorrenti nel mercato retail e dei rapporti commerciali che
questi hanno con i propri fornitori
Proposte dell’Autorità:
Soluzione di lungo periodo: Sistema Informatico Integrato (SII)
Soluzione di medio periodo: Archivio aggiornato presso l’ID con dettaglio della
relazione PDR/UdD/UdB. Comunicazioni mensili ID=>RdB riaggregate per UdB
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18. Parte 4 – Proposte volte ad una prima e
tempestiva attuazione degli interventi
delineati
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19. Introduzione della Sessione di bilanciamento
Si ritiene opportuno prevedere un periodo iniziale in cui la
sessione di bilanciamento intervenga con ritardo trimestrale
rispetto al mese di riferimento
Si ritiene opportuno che la sessione di bilanciamento sia fondata
sui seguenti concetti
Considerare effettive esclusivamente le misure rilevate su base giornaliera
Determinare convenzionalmente i quantitativi prelevati da punti di prelievo non
misurati giornalieri sulla base dei profili di prelievo associati
Assegnare all’impresa di trasporto l’attività di quadratura mensile del gas immesso
e prelevato nella rete di distribuzione
Aggiornamento del Consumo Annuo per PDR obbligatorio con
modalità di pubblicazione definita
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20. Introduzione della Sessione di aggiustamento 1/2
Si ritiene opportuno implementare la sessione di aggiustamento; a
partire da
20 giugno 2012 nell’ipotesi di sessione mensile
Nel 2013 nell’ipotesi di sessione annuale
Metodologia per la determinazione su base giornaliera del gas
prelevato da ciascun UdB:
Il gas prelevato dai PDR con misura giornaliera non è soggetto ad aggiustamenti
Il gas prelevato dai PDR non misurati su base giornaliera si ottiene applicando i
profili di prelievo alle misure effettive
Le partite economiche relative alla sessione di aggiustamento
sono pari alla differenza tra i dati stimati utilizzati nella sessione di
bilanciamento ed i dati calcolati a partire dalle misure effettive
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21. Introduzione della Sessione di aggiustamento 2/2
Modalità di attribuzione dei DELTA (immesso-prelevato) derivante
dalla struttura imperfetta della catena di misura
DELTA stimabile ex-ante: definizione di coefficienti di modifica dei prelievi di tutti i
PDR connessi alla medesima rete da adattare nel tempo per tenere conto
dell’andamento dei DELTA
Attribuzione dei DELTA ai punti non misurati giornalieri
Sessione mensile: “accumulo” nel tempo dei DELTA che portano a distorsioni
progressivamente più rilevanti dei prelievi attribuiti
Sessione annuale: permette una eventuale riattribuzione su tutto l’arco temporale dei
DELTA non attribuiti nei singoli mesi di aggiustamento
L’Autorità ritiene opportuno introdurre uno specifico monitoraggio
da parte del RdB dell’andamento dei DELTA
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22. Determinazione del dato di misura del gas prelevato
dalla rete di distribuzione
Proposte dell’Autorità: - Obblighi informativi
Per permettere una maggiore prevedibilità del carico da parte degli UdD/UdB al
fine della programmazione si propone l’introduzione di obblighi informativi a carico
rispettivamente dell’RdB e dell’impresa di distribuzione ai fini della pubblicazione:
Del quantitativo totale di gas immesso al punto di immissione della rete di
distribuzione/REMI
Del quantitativo totale dei prelievi dei PDR la cui misura avviene su base giornaliera
(ovvero il dato trasferito all’RdB dall’impresa di distribuzione)
Del totale del gas profilato per tipologia di profilo di prelievo giornaliero e mensile (a
carico di chi ha la responsabilità della “Quadratura al Remi”: ovvero l’aggregato dei
dati per UdD che l’impresa di distribuzione trasferisce all’RdB con le responsabilità
attuali oppure l’RdB in ipotesi di spostamento di tale responsabilità)
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23. Mappatura commerciale
In attesa dell’entrata in servizio del SII, l’Autorità ritiene opportuno
inserire nella normativa specifici obblighi in capo all’RdB e agli
operatori in modo tale che:
Non si producano effetti se l’UdB che deve modificare/attivare il proprio rapporto
commerciale con un determinato UdD non abbia dato esplicito consenso di
ciascun rapporto commerciale, con opportune tolleranze per gli aggiornamenti e
evitare situazioni di inconsistenza quali rapporti commerciali fra UdD e UdB in
REMI dove l’UdB non ha capacità.
Tutti i soggetti possano avere evidenza, per la parte di loro competenza, dello
stato della mappatura commerciale con la granularità necessaria
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24. Direzione mercati
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