Per filiera del gas si intende l’intero ciclo produttivo che va dalla produzione, o approvvigionamento dall’estero, sino alla distribuzione finale che consente ai consumatori di usufruire con continuità del rifornimento di gas presso le proprie abitazioni ed industrie.

L’industria del gas in Italia è organizzata in tre grandi fasi:

• Approvvigionamento del gas;

• Trasporto (comprendente le attività di stoccaggio e dispacciamento, di trasporto e di distribuzione);

• Commercializzazione gas naturale.

Produzione: è l’estrazione del gas dal sottosuolo; è un’attività libera e il principale operatore è Eni Spa (90,04%).

Importazione: è l’immissione di gas prodotto all’estero (Algeria, Russia, Olanda, Nordafrica) nel mercato italiano. Si tratta di un’attività libera (autorizzazione del MAP per i paesi extra europei). I principali importatori sono: gruppo Eni (64,1%); gruppo Enel (14,6%); gruppo Edison (9,5%).

L’approvvigionamento del gas è principalmente legato all’importazione che viene svolta stipulando contratti con società estere proprietarie dei giacimenti, società che spesso sono rappresentanti degli stessi stati produttori.

Il gas di provenienza estera entra nella rete nazionale attraverso quattro punti, utilizzando strutture dedicate (appositamente costruite a seguito della stipula di un contratto di importazione); in particolare metanodotti da Russia, Olanda ed Algeria ed un terminale di ricezione del GNL ubicato a Panigaglia (La Spezia).

Stoccaggio e dispacciamento: Per stoccaggio si intende il deposito delle eccedenze di gas rispetto ai consumi in depositi naturali, che in Italia sono costituiti da giacimenti esausti; è la gestione di gas per compensare le variazioni giornaliere o stagionali dei consumi o garantire la fornitura in caso di crisi del sistema o riduzione degli approvvigionamenti. E’ un’attività regolata (concessione del MAP) e il principale operatore è Stogit SpA (gruppo Eni), 96,6%. La tariffa viene fissata dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas.

Per dispacciamento si intende l’attività con cui viene assicurato l’equilibrio costante ed in tempo reale fra domanda ed offerta, ed è strettamente funzionale al suo trasporto, viene svolta con funzioni di telecontrollo che agiscono sulla pressione in entrata del gas dai giacimenti naturali o dagli stoccaggi, operando anche sui flussi del gas in determinati tratti della rete.

Trasporto: La fase di trasporto comprende l’attività di veicolazione di gas, che viene effettuata con gasdotti o trasporto con navi di gas naturale che viene liquefatto e mantenuto liquido a bassa temperatura (GNL).
La rete di trasporto si suddivide in “primaria” (o dorsale), relativa la trasporto di gas direttamente dai luoghi di produzione od importazione, e “secondaria” comprendente l’insieme delle condotte (adduttori secondari) che collegano la rete primaria e raggiungono i centri di consumo. La rete primaria italiana di metanodotti ha una lunghezza di circa 30.000 km ed è presente in maniera estesa su tutto il territorio nazionale ad esclusione della Sardegna. La rete della Snam rappresenta il 96% della rete primaria nazionale. Altri operatori sono presenti con reti locali, in particolare nelle regioni adriatiche (Marche, Abruzzo e Molise).

Vengono effettuati servizi di trasporto anche sui metanodotti internazionali. La maggior parte dei paesi europei importa il gas attraverso un numero limitato di strutture di metanodotti e terminali di ricezione GNL.

Distribuzione: è il trasporto del gas attraverso reti di gasdotti locali fino agli impianti dei clienti finali. E’ un’attività regolata (concessione dell’ente locale). I principali operatori sono circa 560 imprese di distribuzione fra cui Italgas SpA (gruppo Eni) e Enel Gas Distribuzione (gruppo Enel).

Vendita: è l’attività di vendita ai clienti finali del gas acquistato da grossisti o importato. Si tratta di un’attività libera; principali operatori sono circa 380 imprese, fra cui Utilità S.p.A. Il prezzo è libero, l’Autorità definisce però condizioni economiche di riferimento.
In sintesi, dunque, esiste una netta separazione tra i gestori delle infrastrutture di trasporto e i soggetti preposti alla vendita del gas naturale, come Utilità.

La struttura della tariffa

Le principali voci che compongono il prezzo del gas sono relative a costi, tariffe e imposte come di seguito riportate:

• QUOTA DI VENDITA: Costi della materia prima – Costi del servizio di vendita

• TARIFFE DEL SERVIZIO DI DISTRIBUZIONE

• IMPOSTE

QUOTA DI VENDITA

La quota di vendita comprende il costo per l’acquisto del gas all’ingrosso (costo della materia prima), per il trasporto, per lo stoccaggio e per tutte le altre attività legate alla vendita:

• Componente a copertura dei costi di trasporto del gas naturale (QTI): 
  E’ la componente che l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas riconosce alla Società di Vendita a copertura del costo di trasporto del gas naturale sostenuto per il vettoriamento del gas sulla rete di trasporto nazionale e varia il 1° Ottobre di ogni anno in base a delibere dell’A.E.E.G.S.I.
• Componente a copertura dei costi di stoccaggio del gas naturale (QS):
  E’ la componente che l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas riconosce alla Società di Vendita a copertura del costo di stoccaggio del gas naturale e varia il 1° Aprile di ogni anno in base a delibere dell’A.E.E.G.S.I.

• Corrispettivo variabile relativo alla commercializzazione all’ingrosso (CCI): 
  E’ la componente che l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas riconosce alla Società di Vendita a copertura del costo d’acquisto del gas naturale e viene aggiornata ogni 3 mesi (1° Gennaio, 1° Aprile, 1° Luglio, 1° Ottobre), con riferimento alle variazioni dei prezzi dei prodotti petroliferi. Tale componente viene applicata ai clienti del cosiddetto “mercato tutelato” (o amministrato) ed è fissata dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (A.E.E.G.S.I.).
  La corrispondente componente, applicata ai clienti del cosiddetto “mercato libero”, è definita dall’operatore (come Utilità) scelto liberamente dal cliente e può avere una struttura a prezzo fisso oppure variabile.
  Il cliente è libero di scegliere quale struttura meglio si addice al profilo di consumo della sua attività e può svincolarsi dalle tradizionali logiche di mercato, legate non solo alle variazioni dei prezzi dei prodotti petroliferi.
• Corrispettivo variabile relativo alla vendita al dettaglio (QVD): 
  E’ la componente che l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas riconosce alla Società di Vendita per la remunerazione dell’attività svolta e varia periodicamente in base a delibere dell’A.E.E.G.S.I.
• Corrispettivo unitario variabile CFGUI istituito con la deliberazione dell’AEEG n. 39/08 a partire dal 1 aprile 2008:
  In ottemperanza all’art. 2 gli esercenti l’attività di vendita al dettaglio del gas naturale devono versare il totale delle somme relative all’applicazione del CFGUI all’apposito fondo istituito presso la Cassa Conguaglio del settore Elettrico definito come Fondo Oneri Fornitore Grossista di Ultima Istanza, entro 60 giorni dal termine di ciascun bimestre. Inoltre gli esercenti devono trasmettere alla Cassa entro il termine di ciascun bimestre i dati relativi agli importi fatturati oggetto dell’applicazione del corrispettivo unitario variabile CFGUI, con indicazione dei periodi e dei volumi a cui si riferisce la fatturazione. A decorrere dal 1° ottobre 2008, la Cassa trasmette trimestralmente all’Autorità un rapporto sulla gestione del fondo di cui al comma 2.1, fornendo elementi utili per la determinazione del livello di gettito raggiunto.

TARIFFA DEL SERVIZIO DI DISTRIBUZIONE

Questa tariffa viene attribuita dal distributore locale che ha in gestione la distribuzione locale del gas fino al punto di fornitura del cliente finale e varia all’inizio di ogni anno termico (1° Ottobre) in base a delibere dell’A.E.E.G.

La “tariffa di distribuzione” è suddivisa in una quota fissa (in euro/anno) e in una quota variabile.

Ogni Azienda definisce le tariffe di distribuzione da applicare sulla propria rete in base ai criteri fissati dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas. La componente TD è costituita da:

• Quota Fissa (determinata annualmente ed addebitata in fattura con un importo giornaliero, secondo i giorni di consumo del periodo)

• Quota Variabile (applicata ai volumi di gas consumati suddivisi per scaglioni)

Gli scaglioni sono sette, misurati in metri cubi, e si ottengono sommando il consumo rilevato nell’arco di un anno termico (l’anno termico va dal 1° ottobre al 30 settembre dell’anno successivo); ad ogni scaglione è associata una tariffa.

• Componenti di compensazione (alpha e beta).
  Sono le componenti che compensano il metodo tariffario nelle aree ad elevati e a bassi costi unitari. Per ridurre l’impatto dovuto al cambiamento del quadro normativo in quegli ambiti tariffari caratterizzati da elevati costi logistici unitari, la tariffa complessiva viene incrementata di una componente alpha (formalmente legata alla tariffa di distribuzione). In quegli ambiti ove vengono riscontrati elevati costi unitari la Società di Distribuzione, al fine di ridurre gli impatti particolarmente gravosi, riduce la tariffa di distribuzione di un importo beta.

LE IMPOSTE

Le imposte sono differenti nei diversi ambiti territoriali e sono esattamente:

• imposta di consumo: di competenza statale, differenziata per area geografica e per tipologia di uso
• addizionale regionale: di competenza regionale, che varia da una regione all’altra
• I.V.A.: che viene applicata al totale dell’importo (comprese le imposte regionali e di consumo, ed è del 10% o 20% in base alla fascia di consumo su base solare (dal 1 gennaio al 31 dicembre).
  Dal 1° gennaio 2008 il numero 127-bis tabella A parte III del D.P.R. n. 633 del 1972 permette l’applicazione dell’aliquota IVA al 10% sulle utenze utilizzate per usi civili fino a un consumo di 480 mc annui, mentre prima veniva applicata solo agli usi domestici per cottura cibi e produzione di acqua calda in base alla ex tariffa T1.

L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, con la Delibera 237 del 2000 e sue successive modifiche, regolamenta il prezzo del gas,  sia la tariffa di distribuzione sia la  tariffa di vendita.
I prezzi sono diversi nei diversi comuni, province e regioni, in base ai cosiddetti “ambiti territoriali”, come definito dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas nella delibera 237/00:
“L’ambito tariffario è l’ambito di determinazione delle tariffe per l’attività di distribuzione e per la fornitura del gas ai clienti del mercato vincolato, formato dall’insieme delle località servite attraverso il medesimo impianto di distribuzione.”
Inoltre il calcolo del prezzo finale deve essere adeguato al potere calorifico del gas e alla località di fornitura.

Il parametro M è un coefficiente di adeguamento alla quota altimetrica ed alla zona climatica, differenziato per ciascun comune.

Il parametro PCS, invece, esprime il potere calorifico superiore convenzionale ed è differenziato per impianto e per anno termico.

Per trasformare le componenti tariffarie, espresse in €/Gj, in €cent/mc si deve moltiplicare la componente espressa in €/Gj per i  valori del PCS convenzionale e del coefficiente di adeguamento M, determinato dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (A.E.E.G.) in base all’altimetria e alla fascia climatica della località e moltiplicare il tutto per 100.