Energia14 Giugno 2022 10:25

Arera: trasmesso a Governo e Parlamento il Monitoraggio dei contratti di approvvigionamento su import gas in Italia

La maggior parte del gas importato è indicizzato al TTF e il resto al Brent. Incidenza degli strumenti di copertura dei rischi per le imprese. Differenze statistiche di questi mesi spiegate dalla nota Istat.

L’ARERA, in base ai contratti di approvvigionamento di gas per il mercato italiano che le sono stati inviati, ha trasmesso una segnalazione a Governo e Parlamento sul “Monitoraggio dei contratti di approvvigionamento destinati all’importazione di gas in Italia”.

L’analisi – effettuata anche tramite simulazioni e richieste di dati agli operatori - si è concentrata sulla coerenza tra i costi di importazione, i prezzi all’ingrosso e i costi di approvvigionamento del gas naturale considerati nella determinazione dei corrispettivi per i clienti domestici in tutela.

I contratti di importazione sono caratterizzati da un prezzo iniziale al momento della stipula del contratto, da formule che aggiornano automaticamente il prezzo sulla base di indici e da meccanismi ordinari e straordinari per il suo aggiornamento periodico.

Il 70-80% del gas complessivamente oggetto dei contratti fa riferimento a indici legati alle quotazioni di prodotti del gas scambiato su diversi hub all’ingrosso europei e nazionali (tipicamente TTF e PSV). Per la quota residua, pari al 20-30%, i contratti sono indicizzati alle quotazioni medie dei prodotti petroliferi (Brent).

Più nel dettaglio si legge nella relazione inviata al Parlamento "Considerando il mercato del gas nel suo complesso è utile ricordare qui che l’industria e il commercio assorbono circa il 40% dei consumi totali, la generazione elettrica il 35% circa, mentre il settore domestico, inclusi i condomini uso domestico, assorbe circa il 25% dei consumi totali. Se si considerano le vendite in senso stretto, l’89% del gas risulta acquistato da clienti finali nel mercato libero e il restante 11% nel servizio di tutela".

Inoltre, "l’offerta di gas naturale in Italia dipende per circa il 95% dalle importazioni, e, come illustra il grafico sottostante, i principali fornitori storici sono Russia e Algeria; mentre si registra una quota relativamente costante di GNL, dal 2020 l’entrata in funzione di TAP apre un nuovo corridoio di forniture dall’Azerbaijan".

Dall’analisi dei contratti acquisiti emerge "la larga prevalenza delle importazioni in Italia di gas naturale derivano da contratti pluriennali con scadenze variabili anche se la quota dei contratti a medio e breve termine mostra un trend di lento ma costante aumento. Le quantità sottostanti ai contratti di lungo periodo6, cioè quelli la cui durata intera supera i 20 anni, sono ancora preponderanti (66%). L’incidenza dei contratti con durata inferiore a cinque anni (circa 20%) e quella dei contratti con durata tra i 5 e i 20 anni (14%) risulta in tendenziale crescita". Mentre sotto il profilo della vita residua, "i contratti di importazione in essere al 2021 che scadono entro i prossimi dieci anni riguardano il 52% dei quantitativi complessivi e quelli che scadranno entro 5 anni il 23%. I contratti ancora validi la cui durata residua supera i 15 anni riguardano il 40% dei quantitativi complessivi".

"La quantità annuale contrattuale complessiva risultante dai contratti vigenti è superiore a 70 miliardi di metri cubi anno. Le quantità effettivamente importate in esecuzione dei medesimi contratti possono differire dalle quantità contrattuali in considerazione delle flessibilità che i contratti consentono in termini di volume e la struttura di mercato europea consente in termini di destinazione (una parte dei volumi oggetto del contratto potrebbero essere consegnati in altri paesi)", spiega Arera.

Le diverse tipologie di indicizzazione comportano il ricorso, da parte degli operatori, a specifici strumenti di copertura, prevalentemente di natura finanziaria, per contenere il rischio di disallineamento tra i prezzi di acquisto dei contratti pluriennali e quelli del mercato all’ingrosso a cui il gas può essere venduto.

L’indagine mostra come l’andamento medio ponderato del costo dei contratti abbia una dinamica di variazione simile a quello della componente relativa ai costi di approvvigionamento del gas utilizzata per il regime di tutela (CMEM), pur presentando in occasione di repentine variazioni del prezzo sul mercato all’ingrosso diverse velocità di adeguamento per effetto dei diversi meccanismi di indicizzazione.

L’Autorità ha condotto un’ulteriore specifica attività di confronto con i dati dei prezzi del gas importato disponibili pubblicamente a livello nazionale ed europeo per una verifica di coerenza complessiva.

Da tale confronto è emerso che i dati di fonte ISTAT presentano un sostanziale allineamento con quelli derivanti dall’analisi dei contratti una volta rettificati al rialzo (come anticipato dal comunicato stampa Istat del 15 Marzo u.s.) e alla luce della revisione metodologica recentemente annunciata (nota del 27 maggio su Commercio estero extra UE).

Poiché i dati ISTAT rappresentano la base informativa per Eurostat e per la Commissione Europea nella stesura dei Quarterly Report on European Gas Markets, anche queste informazioni verranno progressivamente riallineate.

L’analisi condotta e le informazioni rese disponibili sui meccanismi di gestione del rischio da parte degli operatori, rendono evidente come il costo di approvvigionamento dall’estero del gas tenda a mantenere andamenti coerenti con il valore del gas sul mercato all’ingrosso, ma anche come l’identificazione di eventuali “extraprofitti” vada affrontata considerando anche tutti i costi ed i margini che si generano lungo la filiera e che ricadono sui clienti finali.

Un approccio, questo, in linea con la Comunicazione adottata dalla Commissione Europea sui mercati energetici lo scorso 18 maggio 2022, contestualmente alla presentazione del piano RepowerEU, che prevede, tra l’altro, la possibilità per gli Stati membri di estendere, in via eccezionale e per periodi di tempo limitati, la possibilità̀ di riallocare ricavi infra-marginali eccezionalmente elevati (i cosiddetti extraprofitti) per sostenere i consumatori.

A partire da questa considerazione, ARERA ritiene opportuno che una parte del gettito derivante da provvedimenti fiscali a carico delle aziende del settore, sia destinato ai clienti finali che ne hanno sostenuto l’onere.

LE CONCLUSIONI DI ARERA

“È emerso dalle dichiarazioni degli operatori che il costo dei contratti pluriennali di importazione può divergere anche significativamente dal costo di approvvigionamento dall’estero, per effetto delle azioni di copertura messe in atto dagli operatori. Va tuttavia rilevato che la quantificazione dettagliata del costo di approvvigionamento dall’estero richiederebbe l’attribuzione delle coperture ai singoli contratti di importazione operazione che in molti casi sarebbe necessariamente convenzionale stante l’approccio tipicamente integrato con cui gli operatori attivano la copertura delle posizioni di rischio. Inoltre, l’utilizzo dei costi di approvvigionamento dall’estero per la definizione dei prezzi di tutela richiederebbe l’ulteriore allocazione convenzionale delle quantità di quei contratti ai consumi di questi clienti. Pertanto, per una corretta e precisa valutazione, l’attribuzione delle coperture ai singoli contratti di importazione dovrebbe essere soggetta a specifiche regole (anche di contabilità regolatoria) attualmente non definite per l’attività di produzione, l’approvvigionamento e il trading all’ingrosso. Regole che peraltro si dovrebbero basare su una definizione ex-ante di modalità di contabilizzazione e attribuzione puntuale delle specifiche partite. Va altresì considerato come la gestione del rischio da parte delle singole aziende analizzate risulti normalmente effettuata sull’intero portafoglio di approvvigionamento e vendita del gruppo societario, sebbene con modalità operative differenziate. In alcuni casi tale attività viene direttamente svolta dalla medesima società che opera anche come soggetto acquirente dei contratti di importazione, in altri viene invece svolta in modo centralizzato da un’altra società del gruppo nell’interesse della società importatrice”.

In tale contesto, “permangono margini di profittabilità nella catena delle attività connesse con la compravendita del gas naturale, tra cui la produzione e il trading di gas naturale, nonché la generazione di energia elettrica attraverso impianti alimentati a gas naturale. Gli eventuali benefici congiunturalmente derivanti dall’eccezionale dinamica dei mercati potrebbero, quindi, essere distribuiti tra le società dei gruppi societari a cui appartiene l’operatore acquirente. Più in generale è necessario considerare che, proprio in ragione dell’assenza di un meccanismo di contabilità regolatoria che consenta di separare almeno contabilmente le diverse attività sopra richiamate, la stessa definizione di vantaggi o margini derivanti dell’attività di approvvigionamento può essere realizzata solo attraverso una ricostruzione ex-post con attribuzioni convenzionali che potrebbero discostarsi dalla reale dinamica delle coperture”.

“Il tema va quindi affrontato con un approccio più ampio, considerando anche tutti i costi e i margini che si generano lungo la filiera e che ricadono, in ultima analisi, sui consumatori finali. In tale direzione si sono mossi recentemente il Parlamento e il Governo nell’adottare provvedimenti di prelievo dei profitti delle aziende. A partire da tale considerazione l’Autorità ritiene opportuno che una parte del gettito derivante dai provvedimenti fiscali a carico delle aziende del settore sia destinato ai clienti finali che ne hanno sostenuto l’onere”, ha proseguito Arera.

In tale ambito, si ritiene opportuno sottolineare “come tali interventi risultino in linea con la Comunicazione adottata dalla Commissione Europea” e l’Autorità “ha già previsto una modalità operativa che permetterebbe l’immediato trasferimento ai clienti finali degli importi derivanti da interventi quali quelli citati ai punti precedenti. Attraverso la variazione del livello dell’elemento UG2c della componente aggiuntiva della tariffa di distribuzione UG2 di cui all’articolo 42.3, lettera g) del RTDG, sarebbe infatti possibile trasferire sui clienti finali di piccola dimensione parte dei proventi derivanti da interventi fiscali a carico degli operatori della filiera”, ha spiegato l’Auhtority.

“È altresì utile ricordare che l’elemento UG2c viene applicato a tutti i clienti finali aventi punti di riconsegna connessi alla rete di distribuzione (essendo infatti una componente aggiuntiva della tariffa di distribuzione). Di conseguenza, il trasferimento dei potenziali benefici avverrebbe nei confronti di tutti i clienti finali, sia nel servizio di tutela che nel mercato libero, con il vantaggio di non creare potenziali distorsioni tra i medesimi in dipendenza del mercato in cui si forniscono. Per contro, in ragione della non differenziazione della tariffa di distribuzione tra tipologie di utenza, andrebbe confermata una modalità di quantificazione del suddetto elemento che permetta il trasferimento delle differenze per gli scaglioni di consumo fino allo scaglione con valore massimo a 5.000 Smc/annui. Questo scaglione costituisce infatti la migliore proxy per identificare i clienti domestici (pur ampliando parzialmente la platea anche ad altri clienti) perseguendo al contempo l’obiettivo di definire una modalità immediatamente implementabile e amministrativamente semplice.

“I benefici derivanti dall’analisi dei costi dei contratti di importazione saranno oggetto di costante monitoraggio da parte dell’Autorità” e come accennato in precedenza, “alcuni contratti di importazione pluriennali sono oggetto di revisione di prezzo con effetti a partire dall’ultima parte dell’anno in corso/prossimo anno. Considerando le normali strategie di gestione del rischio degli operatori, i contratti di copertura vengono normalmente stipulati in corrispondenza delle revisioni di prezzo; su tale base si potrebbe assumere che tali coperture non siano presenti per i periodi contrattuali successivi ad una revisione di prezzo e ipotizzare di trasferire ai clienti finali gli effetti delle revisioni di prezzo future”, ha spiegato Arera.

“Nel caso in cui nell’ambito del monitoraggio dovessero emergere disallineamenti tra i prezzi dei contratti pluriennali e i prezzi all’ingrosso, gli effetti economici potrebbero essere intercettati e trasferiti ai clienti finali nel rispetto degli obiettivi e dei vincoli normativi descritti nella prima parte del presente documento, attraverso un meccanismo che preveda: a. l’applicazione della componente CMEM per il servizio di tutela determinata a partire dai prezzi del mercato all’ingrosso e il contestuale utilizzo dell’elemento UG2c, per restituire ai clienti finali destinatari della misura gli importi derivanti dai versamenti di cui alla lettera b; b. la previsione che i soggetti titolari dei contratti pluriennali oggetto della misura siano tenuti a versare (ricevere) l’eventuale differenza se positiva (negativa) tra la componente CMEM e il prezzo dei contratti per i quantitativi convenzionalmente attribuibili ai clienti finali destinatari della misura, in tal modo trasferendo i costi e i rischi del contratto sui medesimi clienti", ha proseguito Arera.

In relazione al meccanismo di cui al punto precedente “si ritiene tuttavia necessario evidenziare come la possibilità di non considerare le operazioni di copertura nelle condizioni sopra identificate nonché l’insieme dei contratti e le relative quantità cui la misura dovrà essere applicata debbano essere definite da una norma di rango primario.È doveroso inoltre sottolineare che il periodo temporale su cui tale misura potrebbe avere effetti (tendenzialmente a partire dall’inizio del prossimo anno) non è compatibile con l’attuale termine del servizio di tutela gas e che gli effetti delle revisioni di prezzo potrebbero portare ad un allineamento delle condizioni economiche dei contratti ai prezzi forward del mercato all’ingrosso e, in caso di calo di questi ultimi, a condizioni economiche che potrebbero risultare, ancorché temporaneamente, svantaggiose rispetto al mercato all’ingrosso”, ha concluso Arera.

 

QUI IL DOCUMENTO ARERA