PIANO DECENNALE2021-2030 - Snam
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PIANO DECENNALE 2021-2030
WEBINAR
Agenda
Workshop Digitale Piani Decennali 2021-2030
15 luglio 2021
14:30 – 14:40 Introduzione
ARERA Vicedirettore Direzione Infrastrutture Energia e Unbundling - Marco Delpero
SNAM EVP Commercial, Asset Planning & Regulatory Affairs – Gaetano Mazzitelli
Head Programmazione Infrastrutture – Nicola Battilana
Piano Decennale Snam Rete Gas
14:40 – 15:10 Head Programmazione Rete Nazionale – Claudio Montanari
- Focus Sostituzioni Head Programmazione Rete Regionale – Ruggero Dipilato
15:10 – 15:55 Piano Decennale Società Gasdotti Italia Responsabile Commerciale – Angelo Lettera
- Focus sostituzioni Direttore Tecnico – Paolo Alessio
Piano Decennale Enura SNAM - Head Programmazione Infrastrutture – Nicola Battilana
Piano Decennale Itg SNAM - Head Programmazione Infrastrutture – Nicola Battilana
Piano Decennale Retragas
Presidente e Amministratore Delegato - Alessandro Modonesi
- Focus Metanizzazione
Piano Decennale Energie
Compliance e controllo di gestione - Matteo Mameli
- Focus Metanizzazione
Piano Decennale Gasdotti Alpini Responsabile Pianificazione Tecnica – Nicola Recchia
- Focus Metanizzazione
15:55 – 16:10 Focus Sardegna
SNAM Head progetto Sardegna – Angelo Dessole
RSE Director Energy Systems Development department - Michele Benini
16:10 – 16:30 Q/A
snam rete gas
Obiettivi del documento
Il Piano Decennale descrive i principali progetti infrastrutturali sulla rete di trasporto in coerenza con
gli obiettivi1:
• Integrare i mercati energetici
• Garantire la sicurezza di approvvigionamento
• Favorire concorrenza e diversificazione delle fonti di approvvigionamento
• Supportare l’evoluzione del mercato del gas (i.e. via metanizzazione aree non servite,
supporto nuova domanda)
• Incrementare la sostenibilità ambientale del settore energia
• Promuovere la qualità del servizio erogato
4
1. Articolo 6.3 dell’Allegato A alla Deliberazione 468/2018/R/gas
Agenda
1.1 Contesto: gli scenari Snam Terna
2.2 Le caratteristiche del sistema di trasporto gas
3.3 Gli interventi di sviluppo della rete nazionale
4.4 Gli interventi di sviluppo della rete regionale
5.5 Gli interventi di mantenimento e sostituzione
6.6 Focus sulle sostituzioni
5
1 Contesto: gli scenari Snam Terna e le politiche energetiche correlate alla loro genesi
Gli scenari adottati per lo sviluppo del Piano decennale sono:
NATIONAL TREND ITALIA: Recepisce gli obiettivi del PNIEC in termini di emissioni, efficienza energetica e
penetrazione delle rinnovabili
CENTRALIZED (CEN) : Caratterizzato da obiettivi di policy analoghi al PNIEC ma raggiunti grazie allo
sviluppo delle energie rinnovabili con significativa disponibilità di risorse
rinnovabili programmabili, quali i gas verdi
Business As Usual (BAU): Proietta inerzialmente i trend attuali e si caratterizza per uno sviluppo tecnologico
basato sul solo merito economico
I due scenari Centralized (CEN) e National Trend- Italia(NT) raggiungono gli obiettivi di decarbonizzazione
attualmente previsti
Nel lungo termine l’infrastruttura gas mantiene un ruolo essenziale, dove
l’elevata penetrazione di RES rafforza interazione tra energia elettrica e gas
6
1 Contesto: gli scenari Snam Terna e le politiche energetiche correlate alla loro genesi
Le analisi sviluppate in coordinamento con l’operatore di trasmissione elettrica …
Scenari coordinati Snam-Terna [TWh] Principali evidenze
1000
900
Sostanziale stabilità della domanda sia nello
800
scenario «centralized» (con sviluppo tecnologie
700 rinnovabili/low carbon centralizzate) che «national
600 trend» (con maggiore elettrificazione e
generazione distribuita)
500
400
Progressiva penetrazione in tutti gli scenari di
300 Quota domanda sviluppo quantità crescenti gas verde nel mix
coperta da green gas
200
energetico (idrogeno, biometano e syngas)
100
Idrogeno potrebbe fornire fino a ca. il 25% del
0 consumo totale di energia entro il 2050*
2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045
Storico BAU CEN NT GG BAU GG CEN GG NT
… evidenziano al 2040 una domanda gas stabile in tutti gli scenari analizzati
7
1 Contesto: gli scenari Snam Terna e le politiche energetiche correlate alla loro genesi
Mantenimento della flessibilità infrastrutturale …
Fabbisogno di punta invernale (1/20) – [GWh] Principali evidenze
5500
5000 Domanda di punta al 2040 prevista tra ca. 4230 -
4500 4760 GWh sostanzialmente in linea rispetto ai
4000 valori attualmente osservati
3500
3000
Necessità di maggiore flessibilità infrastrutturale in
2500
conseguenza della progressiva integrazione nel
sistema energetico di FER non programmabili con
2000
conseguente aumento della volatilità
1500
1000
Riduzione del fabbisogno di punta civile ma
500
incremento della necessità di punta per
0
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045
generazione termoelettrica a gas
Storico BAU CEN NT
… per garantire la copertura di picchi di domanda giornalieri
8
2 Le caratteristiche del sistema di trasporto gas
La rete di trasporto di Snam Le principali caratteristiche
Rete di trasporto di oltre 32.600 km
• Rete Nazionale ~ 9.600 km*
• Rete Regionale di circa 23.000 km
13 impianti di compressione (oltre 950 MW)
30 «nodi» all’interno del sistema per la connessione
con altri operatori di trasporto
Oltre 500 aree impiantistiche di riduzione e
regolazione delle pressione
Circa 22.500 Km eserciti a pressioni superiori ai 24
MELENDUGNO
bar e circa 9,500 km a pressioni inferiori
Circa 13.000 km rete ispezionabili mediante «pig» e
LEGENDA
circa 17.000 km sottoposti periodicamente a
RETE NAZIONALE DEI GASDOTTI
RETE REGIONALE DEI GASDOTTI
revisioni geologiche
CENTRALE DI COMPRESSIONE
PUNTO DI ENTRATA DELLA RETE NAZIONALE Presenza di alta densità di popolazione e numerose
aree a potenziale pericolo idro-geologico
TERMINALE DI RIGASSIFICAZIONE
CENTRO DI DISPACCIAMENTO
* Diametri fino a 1.400 mm 9
3 Gli interventi di sviluppo della rete nazionale
Principali progetti di sviluppo presentati nel piano decennale
Progetti di sviluppo 2021-2030 Focus: principali progetti di sviluppo di rete nazionale
3a
• I progetti di sviluppo di rete nazionale hanno come principali obiettivi quelli di
creare nuova capacità di importazione, di aumentare l’efficienza e l’affidabilità
3d
del trasporto* a parità di capacità e di ridurre le emissioni di CO2 legate al
3c
trasporto
• Di questi, i più rilevanti sono:
2 Size CAPEX B/C VAN
3f
[M€] [M€]
1 Interconnessione TAP 56 km DN1400 298 10 2345
1
Potenziamento per nuove importazioni 505 km DN1200,
2 1873 1,5 682
3e
da Sud (Linea Adriatica) 33 MW
471
3 Centrali Dual Fuel 138 MW 2,4 485
3b
Nota: La tabella rappresenta i valori afferenti allo scenario NT Configurazione Equilibrata
* Riducendo le perdite di pressione del trasporto e incrementando il line pack di rete
103 Gli interventi di sviluppo della rete nazionale
Centrali dual fuel - descrizione del progetto
L’iniziativa consiste nell’installazione di elettrocompressori in
sostituzione dei turbocompressori giunti a fine vita utile (> 20 anni)
Gli obiettivi dell’iniziativa:
• Garantire la sicurezza di approvvigionamento FID
• Incrementare l’efficienza dei costi di compressione
NON FID
• Abilitare in modo progressivo il raggiungimento del target «net
zero» del trasporto gas di SRG al 2040
• Incrementare il «sector coupling» gas/elettrico, mediante la
modulazione dell’utilizzo dei motori elettrici per fornire
flessibilità al mercato del bilanciamento elettrico
Centrale di Potenza a gas Potenza installata Costo Entrata in
compressione sostituita [MW] elettrica [MW] [M€] Esercizio
Malborghetto 2X10 2 X 12 92 2024
Messina 1X25 2X12 80 2025
Poggio Renatico 1X12 1X15 59 2024
Istrana 1X25 1X25 80 2027
Montesano 1X25 1X25 80 2027
Gallese 1X25 1X25 80 2027
113 Gli interventi di sviluppo della rete nazionale
Centrali dual fuel - benefici del progetto
Centralized
Benefici [M€]
B5+B6 275
• B5, B6 – Diminuzione emissioni di CO2, B8 291 32% B5+B6
B9 288 34%
altri inquinanti : Determinate sulla base B8
Indicatori
della previsione di utilizzo delle centrali VANE [M€] 472
B9
come differenza rispetto alle emissioni B/C 2,4 34%
PBPE 3
dello scenario controfattuale
National Trend
• B8 – riduzione dei costi di compressione: Benefici [M€]
B5+B6 280
Determinati come riduzione di energia B5+B6
B8 292 32%
primaria consumata rispetto allo scenario B9 310 35% B8
Indicatori
controfattuale B9
VANE [M€] 485
B/C 2,4 33%
• B9 – fornitura di flessibilità al sistema PBPE 3
elettrico: Determinato con simulazione di BAU
un intervento come riserva terziaria, Benefici [M€]
determinando la riduzione degli oneri MSD. B5+B6 358
B5+B6
B8 351 33%
B9 388 35% B8
Indicatori
B9
VANE [M€] 593
B/C 2,7 32%
PBPE 3
123 Gli interventi di sviluppo della rete nazionale
Potenziamento per nuove importazioni da Sud (Linea Adriatica) – descrizione
Ildel progetto
progetto consente l’incremento della capacità di
importazione da sud di circa 24 MSm3/G, incrementando nel
contempo la capacità di import in Puglia fino a 74 MSm3/g
Obiettivi specifici del progetto:
• resilienza del sistema
• risoluzione congestioni
• flessibilità infrastrutturale
• continuità della fornitura
• sviluppo della concorrenza, competizione e liquidità
• disponibilità di nuove fonti di approvvigionamento
Nel ciclo di I.C. del 2019 sono state fatte richieste non
vincolanti che necessiterebbero la realizzazione del
progetto. Tale procedura si concluderà entro la fine di
luglio con le aste vincolanti.
COSTO
km DN MW EE
[M€]
Met. Sulmona – Foligno 170 1200 - 2028 520
Met. Foligno – Sestino 114 1200 - 2028 390
Met. Sestino – Minerbio 141 1200 - 2028 465
Met. Matagiola – Massafra 80 1400 - 2028 305
Imp. di regolazione di Moliterno - - - 2028 3
Centrale di Sulmona - - 33 2026 190
133 Gli interventi di sviluppo della rete nazionale
Potenziamento per nuove importazioni da Sud - benefici del progetto
Centralized
0%
Benefici [B€]
B1 3,9
• B1 - variazione del social welfare B3 0 B1
connessa alla riduzione dei costi di Indicatori
B3
VANE [M€] 644
fornitura. Il beneficio deriva dalla B/C 1,5 100%
variazione del mix di approvvigionamento PBPE 7
ed è stimato per mezzo di simulazioni di
National Trend
mercato a livello Europeo 0%
Benefici [B€]
B1 3,9
B3 0 B1
• B3d - Incremento di sicurezza e Indicatori
VANE [M€] 682 B3
affidabilità del sistema in condizioni di
disruption. Sono stati simulati 30 giorni di
B/C 1,5 100%
PBPE 7
interruzione di Baumgarten. Il beneficio
è stato applicato con una probabilità di BAU
accadimento pari a una volta ogni 25 anni Benefici [B€]
B1 2,3
B3 2,8
Indicatori
45% B1
VANE [M€] 1179 55% B3
B/C 1,9
PBPE 7
14
Nota: rappresentati i valori afferenti allo configurazione di supply Equilibrata4 Gli interventi di sviluppo della rete regionale
Obiettivi degli interventi di sviluppo della Rete Regionale
• Creare nuova capacità di trasporto, allo scopo di sostenere nel medio lungo termine gli incrementi della
domanda di gas naturale, registrati in una determinata area
• Realizzare nuovi allacciamenti alla rete esistente, funzionali a consentire la riconsegna del gas naturale
a nuovi siti industriali, a reti di distribuzione o a nuovi punti di interconnessione con altre reti di trasporto,
ovvero consentire l’immissione in rete di gas naturale, biometano e altri green gas
• Potenziare (e/o estendere, nel caso di un nuovo bacino d’utenza) la rete a seguito della realizzazione di
nuovi punti di riconsegna o nuovi punti di interconnessione con altre reti di trasporto
154 Gli interventi di sviluppo della rete regionale
Progetti di Sviluppo della Rete Regionale soggetti ad ACB
DN COSTO A VITA
FID/ LUNGHEZZA BENEFICI NPV
PROGETTO Stato Avanzamento PRINCIPALE INTERA PBP B/C
NON FID
[mm] [km] [M€] [M€] [M€]
METANIZZAZIONE CALABRIA In Esercizio FID 300/150 56,0 60,5 105 9,6 14 1,2
POT. MET. BOLTIERE -
In Costruzione FID 400 8,2 17,3 51 15,4 8 1,9
BERGAMO
MET. MORNICO AL SERIO -
In Costruzione FID 500 24,9 33,3 98 35,9 6 2,3
TRAVAGLIATO
METANODOTTO DESIO -
In Costruzione FID 400 4,8 13,8 28 6,1 9 1,5
BIASSONO
POT. RETE RAVENNA FIUMI Prog. Esecutiva e
FID 200/100 7,6 6,9 14 2,7 11 1,4
UNITI approvvigionamento
MET. REANA DEL ROIALE -
Pianificato NON FID 500 16,0 26,1 169 67,5 4 4,5
CAMPOFORMIDO
Nota: Le valutazioni riportate nella tabella fanno riferimento allo scenario di mercato più cautelativo ed escludono, ove presenti, i costi compensativi esogeni al
progetto.
165 Gli interventi di mantenimento e sostituzione
Progetti di Mantenimento per continuità di esercizio
Progetti che rientrano nelle soglie di investimento per l’applicazione dell’analisi economica dei costi e dei benefici.
In particolare sono progetti che prevedono la sostituzione di metanodotti esistenti o la realizzazione di nuove strutture
finalizzate a garantire la continuità di esercizio.
DN COSTO A VITA
FID/ LUNGHEZZA BENEFICI NPV
PROGETTO Stato Avanzamento PRINCIPALE INTERA PBP B/C
NON FID
[mm] [km] [M€] [M€] [M€]
Autorizzazioni
MET. SESTRI LEVANTE - RECCO FID 400 49 206 303 25,6 13 1,2
pubbliche
RIFACIMENTO DERIVAZIONE E
Pianificato NON FID 400/500/600 7 32 73 13,6 10 1,6
SPINA DI GENOVA
RIFACIMENTO MET. LIVORNO -
Pianificato NON FID 750 83 260 7249 3452 1 19,5
PIOMBINO
Nota: Le valutazioni riportate nella tabella fanno riferimento allo scenario di mercato più cautelativo ed escludono, ove presenti, i costi compensativi esogeni al
progetto.
176 Focus progetti di sostituzione
Gli interventi di sostituzione presenti nel piano decennale sono principalmente per fini di sicurezza
Principali sostituzioni nel piano decennale
Snam Rete gas effettua periodicamente una
valutazione dello stato di tutti i metanodotti ed
in particolare dei più datati, con l’obiettivo di
preservare la funzionalità della rete in
sicurezza, garantendo la flessibilità e la
MELENDUGNO
resilienza della rete stessa.
LEGENDA
SOSTITUZIONI RETE NAZIONALE
SOSTITUZIONI RETE REGIONALE
186 Focus progetti di sostituzione
Interventi di sostituzione
Gli interventi di sostituzione dei metanodotti ...
Interventi di sostituzione
Intervento di completo rifacimento di un
metanodotto esistente
Possibilità di valutare in caso di intervento
modifiche in termini di:
Lunghezza (necessità di varianti e.g. legate
all’attraversamento di aree specifiche)
Diametro (e.g. in funzione dei fabbisogni di
trasporto futuri)
Utilizzo di best practices nelle metodologie di
progettazione e nelle tecnologie di posa dei
metanodotti
Attività di posa di un metanodotto
… sono valutati al fine di preservare l’integrità e l’affidabilità della rete di trasporto 196 Focus progetti di sostituzione
Obiettivi dei progetti di sostituzione
Ridurre il livello di rischio complessivo delle
infrastrutture esistenti
Salvaguardare e possibilmente migliorare nel tempo
i livelli di continuità e qualità del servizio di trasporto
Salvaguardare e possibilmente migliorare i livelli di tutela
dell’ambiente, facendo leva su una infrastruttura pronta ad
accogliere nuovi vettori energetici
206 Focus progetti di sostituzione
Le peculiarità italiane vs EU
Snam EU avg*
• Metanodotti in aree collinari/montagnose
necessitano di manutenzioni addizionali e
Geomorfologia tecniche progettuali e realizzative 46% della rete Non
particolari a causa del rischio frane in aree significativa
geologicamente instabili
Zone
densamente • Costi più elevati per attività ispettive, 8% della rete 3% della rete
abitate manutenzioni e sostituzioni
• Numero più elevato di valvole in 773 valvole/ 221 valvole/
Valvole di blocco conseguenza di differenti disposizioni 1000 km 1000 km
linea legislative comporta costi di manutenzione
e sostituzione più elevati
* Fonte: The Gas Transmission Benchmarking Initiative (GTBI), consorzio costituito nel 2002 comprendente un insieme delle principali imprese di trasporto gas europee6 Focus progetti di sostituzione
Vetustà delle infrastrutture
Progressivo sviluppo negli anni delle infrastrutture ...
km entrati in esercizio per anno Sviluppo progressivo della rete
Sviluppo della rete a partire dagli anni ‘50 con
metanodotti ubicati prevalentemente nella pianura
padana, dove si trovano i primi campi gas scoperti in
Italia.
Negli anni ’70, in coincidenza con l’importazione di gas
dalla Russia, dal Nord Europa e con la costruzione della
dorsale adriatica, prima fase di forte sviluppo della rete
nazionale.
Ad inizio anni ‘80 ampliamento con realizzazione del
primo TRANSMED DN 1200 e della rete regionale
connessa, e con il raddoppio TRANSMED effettuato a
metà anni ‘90.
Successiva fase di ampliamento della rete a
completamento dell’infrastruttura, con l’utilizzo di
tubazioni di diametro fino a DN 1400
… con evoluzione nel tempo di materiali, modalità di progettazione e tecniche di posa 226 Focus progetti di sostituzione
Esempio sostituzione per sicurezza – Met. Rimini - Sansepolcro
• Importante connessione necessaria al fine di garantire
flessibilità e sicurezza al servizio di trasporto verso gli
utilizzatori del sistema dell’area centrale del Paese
• L’impiego delle più moderne tecniche progettuali e
realizzative (micro-tunnel, direct pipe, raise borer, ecc...)
permetterà infatti di superare aree geologicamente instabili
contribuendo così, con maggior efficienza, alla salvaguardia
della sicurezza del trasporto
Anno EE metanodotto sostituito 1971
Lunghezza oggetto di sostituzione 75,5 km
Diametro DN650/DN750
Costo storico prima iscrizione a bilancio 17,8 M€
Costo storico investimenti successivi 11,8 M€
Valore dismissioni 7,9 M€
Costo intervento 239,9 M€
236 Focus progetti di sostituzione
Esempio sostituzione per sicurezza – Met. Ravenna - Recanati
• Importante Infrastruttura che, oltre a raccogliere un consistente
parte delle produzioni nazionali, convoglia il gas proveniente
dalle importazioni del nord Italia e dagli stoccaggio di Fiume
Treste nell’area adriatica del paese. Il gasdotto garantisce
flessibilità e sicurezza di approvvigionamento all’area centrale
del paese.
• L’impiego delle più moderne tecniche progettuali e realizzative
permetterà infatti di superare aree ad alta antropizzazione e
aree geologicamente instabili contribuendo così, con maggior
efficienza, alla salvaguardia della sicurezza del trasporto
Anno EE metanodotto sostituito 1969
Lunghezza oggetto di sostituzione 214,3 km
Diametro DN650/DN1050
Costo storico prima iscrizione a bilancio 32,8 M€
Costo storico investimenti successivi 36,0 M€
Valore dismissioni 16,2 M€
Costo intervento 382,3 M€ 246 Focus progetti di sostituzione
Esempio sostituzione per sicurezza – Met. Pieve di Soligo –S. Polo di Piave –
Salgareda
• Il metanodotto esistente, garantisce l’alimentazione del
mercato Bellunese oltre che l’alimentazione di parte delle
Province di Treviso e Venezia. Nell’anno termico 19/20 il
mercato servito dalla tubazione è stato 100 MSm3/g
• La sostituzione del metanodotto di rende necessaria a
seguito dell’analisi delle caratteristiche tecniche del
metanodotto e delle condizioni del corridoio in cui è posato,
con il fine di contribuire efficientemente, alla salvaguardia
della sicurezza del trasporto
Anno EE metanodotto sostituito 1970
Lunghezza oggetto di sostituzione 35,6 km
Diametro DN300
Costo storico prima iscrizione a bilancio 3,1 M€
Costo storico investimenti successivi 1,9 M€
Valore dismissioni 1,3 M€
Costo intervento 50,8 M€
256 Focus progetti di sostituzione
Esempio sostituzione per continuità di esercizio
Ammodernamento di strutture di trasporto esistenti
realizzate negli anni ’50 e ’60, aumentando la resilienza del
sistema tramite la creazione di una nuova bretella e
diminuendo la necessità di interventi su una tubazione
ormai datata.
Anno EE metanodotto sostituito 1954
Lunghezza oggetto di sostituzione 3,2 km
Lunghezza totale intervento 7,4 km
Diametro DN500/DN600
Costo storico prima iscrizione a bilancio 2,5 M€
Costo storico investimenti successivi 4,6 M€
Valore dismissioni 3,3 M€
Costo intervento 31,9 M€
26Piano Decennale SGI 2021-2030
Webinar, 15 Luglio 2021Sommario
1. Contesto ed obiettivi del piano
2. Descrizione rete trasporto SGI
3. Piano di sviluppo decennale SGI
4. Programma degli investimenti
28Sommario
1. Contesto ed obiettivi del piano
2. Descrizione rete trasporto SGI
3. Piano di sviluppo decennale SGI
4. Programma degli investimenti
29Contesto ed obiettivi del piano
Piano basato su Scenari
2020-21 Snam/Terna
Penetrazione gas verdi fino a
8 Mld m3/anno
Variabilità domanda di punta
a causa sviluppo FER NP
• Incremento sicurezza e qualità - modernizzazione e completamento magliatura della rete
• Flessibilità - bidirezionalità lungo la costiera adriatica.
• Decarbonizzazione e sector coupling – Immissione Gas rinnovabili e sostegno sviluppo FER NP
30Sommario
1. Contesto ed obiettivi del piano
2. Descrizione rete trasporto SGI
3. Piano di sviluppo decennale SGI
4. Programma degli investimenti
31Descrizione rete trasporto SGI
Circa 1700 km di rete in esercizio a fine 2020
9 interconnessioni con la rete nazionale Snam
11 Punti di Entrata da campi di produzione gas
1 Punto di Entrata da Biometano
2 Punti di interconnessione con siti di stoccaggio
307 Punti di Riconsegna
Circa 1 Mld Sm3/anno di gas trasportato
Evoluzione recente (2011-2020)
realizzati 360 km di nuovi metanodotti
497 € Mil di investimenti sulla rete
Capitale investito del +10,5% medio annuo
32Sommario
1. Contesto ed obiettivi del piano
2. Descrizione rete trasporto SGI
3. Piano di sviluppo decennale SGI
4. Programma degli investimenti
33Piano di Sviluppo decennale SGI in sintesi
In costruzione
Stazione di spinta
Corridonia In autorizzazione
In progetto
Gasdotto
anello Val d’Aso
Gasdotto anello
Notaresco
Rifacimento gasdotto
Cellino-Bussi
Gasdotto
Larino-Chieti
Rifacimenti gasdotti
Lazio Gasdotto
Lucera-San Paolo
Rifacimenti gasdotti
Molise
34Progetti principali
B B Stazione Corridonia
6 MW
Ca. 44 mln €
In autorizzazione
C Lucera-S.Paolo
81 km
Ca. 72 mln €
A In progetto
A Larino-Chieti
112 KM
Ca. 137 mln €
C
In costruzione
35Gasdotto Larino-Chieti
Benefici valorizzati:
Caratteristiche principali
Costo 137 Mil €
B2m Sostituzione di combustibili per metanizzazione di nuove aree
Lunghezza 112 Km B3 Incremento sicurezza e affidabilità delle forniture
Diametro 24 pollici B5 Riduzione esternalità negative emissioni CO2
B6 Riduzione esternalità negative emissioni altri inquinanti
Pressione max 75 bar
esercizio
Stato progetto: lavori in corso di realizzazione (avanzamento al
80%, come da programma)
Principali indicatori
Inserimento ACB (2° stadio)
SGI BAU CEN NT
Fattibilità VIA AU Costruzione
Rete Nazionale
VANE [M€] 82,8 135,6 140,9 108,1
B/C 1,6 2,0 2,0 1,8
Obiettivi:
PBPE [anni] 14 13 13 13
Chiusura anello strategico nel centro Italia. Switching value
SGI BAU CEN NT
Aumento flessibilità e sicurezza dell’intera rete SGI.
Completa sistema integrato Larino - Recanati. Gas-in 2036 2041 2041 2041
Maggiore capacità di punta per fronteggiare aumento variabilità della domanda. Capex+Opex 65% 100% 103% 80%
Nuova domanda, immissioni di Biometano e integrazione con fonti rinnovabili. CoDG -63% -92% -102% -90%
36Stazione Spinta Corridonia
Benefici valorizzati:
Caratteristiche principali
Costo 44 Mil €
B3 Incremento sicurezza e affidabilità delle forniture:
Potenza 3+3 MW
domanda non trasportabile senza il nuovo progetto
Pressione 75 bar in condizioni normali o di stress disruption
Max esercizio
Portata Max 7 Mil Sm3/g
Foto-simulazione
Stato progetto: Progetto definitivo completato, siglato Protocollo con
comune Corridonia, presentate istanze di autorizzazione a Feb 2020
Principali indicatori
Progetto ACB (2° stadio)
SGI BAU CEN NT
Fattibilità VIA AU Costruzione
Definitivo e SIA
VANE [M€] 114,2 110,8 98,5 99,3
B/C 2,3 2,2 2,1 2,1
Obiettivi:
PBPE [anni] 10 10 10 10
Consegna alla futura interconnessione con Snam di Recanati.
Switching value
Reverse flow lungo rete SGI area Est.
SGI BAU CEN NT
Incremento sicurezza, continuità e affidabilità del sistema SGI. Gas-in 2047 2047 2045 2046
Ottimizzazione degli assetti di trasporto. Capex+Opex 130% 130% 110% 115%
Controllo livelli di linepack al fine di bilanciare la variabilità dei prelievi. CoDG -57% -57% -53% -53%
Realizzare un impianto a 0 emissioni (nativamente elettrica).
37Gasdotto Lucera-San Paolo
Benefici valorizzati:
Caratteristiche principali
Costo 72 Mil €
B2m Sostituzione di combustibili per metanizzazione di nuove aree
Lunghezza 81 Km B3 Incremento sicurezza e affidabilità delle forniture
Diametro 12 pollici B4 Costi evitati
B5 Riduzione esternalità negative emissioni CO2
Pressione max 75 bar
esercizio B6 Riduzione esternalità negative emissioni altri inquinanti
Stato progetto: realizzata progettazione definitiva e iniziato iter
autorizzativo
Principali indicatori
Progetto ACB (2° stadio)
SGI BAU CEN NT
Fattibilità VIA AU Costruzione
Definitivo
VANE [M€] 23,7 64,7 63,5 53,5
B/C 1,4 2,0 2,0 1,9
Obiettivi:
PBPE [anni] 19 17 17 16
Nuove immissioni di Biometano e integrazione con fonti rinnovabili. Switching value
SGI BAU CEN NT
Chiusura anello con metanodotti esistenti, aumento flessibilità e
sicurezza del servizio. Gas-in 2038 2045 2045 2043
Soddisfacimento di nuova domanda. Capex+Opex 42% 105% 105% 90%
Qualità del servizio nell’area oggetto dell’intervento. CoDG -1000% -1250% -1250% -1300%
38Sommario
1. Contesto ed obiettivi del piano
2. Descrizione rete trasporto SGI
3. Piano di sviluppo decennale SGI
4. Programma degli investimenti
39Programma degli investimenti
Totale Totale Totale
phase Progetto 2021 2022 2023 2024 2025
2021‐2025 2026‐2030 Piano
gasdotto Larino‐Chieti 44 4 0 0 0 49 0 49
FID gasdotto San Marco‐Recanati 3 0 0 0 0 3 0 3
stazione di spinta Corridonia 1 8 16 15 3 43 0 43
Totale FID 48 12 16 15 3 94 0 94
gasdotto Lucera‐San Paolo 1 15 16 6 3 41 31 72
Anello Notaresco 8" 0 0 3 7 11 21 2 24
Rifacimento Cellino Bussi 8" 1 9 11 14 6 40 4 45
Rifacimento Larino Montagano 14" 0 0 2 2 5 8 25 34
Rifacimento S. Vittore Piedimonte S.Germano 14" 0 0 0 0 0 0 18 18
NO FID Rifacimento Busso Isernia 14" 0 0 0 0 0 0 20 20
progetti gasodotti minori e sostituzioni 4 10 6 3 3 26 75 100
progetti di mantenimento 5 1 3 1 2 11 12 23
allacciamenti 2 1 1 1 1 7 7 14
altri investimenti 4 3 1 1 1 8 3 10
Totale NO FID 16 40 41 35 31 162 196 358
Piano di Sviluppo Decennale 64 52 58 49 34 256 196 452
Dati in Mil €
40Grazie per l’attenzione
Piano Decennale SGI 2021-2030
Focus Sostituzioni / Rinnovo di metanodotti esistenti
Webinar, 15 Luglio 2021Sommario
1. Caratteristiche della rete
2. Ciclo interventi di mantenimento della rete
3. Piano di sostituzione
43Sommario
1. Caratteristiche della rete
2. Ciclo interventi di mantenimento della rete
3. Piano di sostituzione
44Area di geomorfologia complessa
Le zone in cui si sviluppa la rete SGI hanno, in prevalenza, caratteristiche geomorfologiche e
idrologiche particolarmente complesse, come rilevabile dai dati ISPRA
Aree a pericolosità elevata / molto elevata (ISPRA)
Cluster
Regioni / Provincie con presenza rete SGI
La media Italiana delle aree a pericolosità elevata è l’8,4%
La media nelle aree in cui si sviluppa la rete SGI è il 16,6%
Oltre il 50% della rete SGI si trova in aree a rischio
movimento del terreno o frana
Lo stress cui sono sottoposte le infrastrutture è molto
elevato in queste aree
SGI in oltre 50 anni di attività O&M ha mantenuto la rete in efficienza senza incidenti
45Stato di Obsolescenza Rete
Il 20% della rete SGI è stata realizzata negli anni ‘60
(circa 370 km)
Un ulteriore 20% della rete è stata realizzata tra gli anni
‘70 e ‘80 (circa 350 km)
Salvo alcuni limitati casi (condotte degli anni ‘70 o ‘80
con stati di degrado avanzati dovuti alle particolari
condizioni di posa), lo stato di obsolescenza delle
condotte e degli impianti tende a coincidere con l’età
anagrafica
La rete degli anni ‘60 è quella che mediamente ha una
vita utile residua minore (considerati anche gli interventi
già effettuati negli anni, e.g. riduzioni delle pressioni
operative)
La rete degli anni ‘60 è presente, in misura equivalente
nelle regioni Molise (36%) e Lazio (36%) e, per il 30%, in
Abruzzo
46Sommario
1. Caratteristiche della rete
2. Ciclo interventi di mantenimento della rete
3. Piano di sostituzione
47Monitoraggio Attivo
Il monitoraggio continuo è indispensabile
per garantire l’esercizio in sicurezza e per
conservare gli asset tecnici
I dati della rete SGI sono gestiti a livello
territoriale con sistema GIS (sistema
sviluppato dal 2015)
Cluster Il territorio è suddiviso in cluster (11) e la
rete è suddivisa in frazioni elementari
(tronchi e nodi, circa 1700), di cui vengono
gestite tutte le informazioni (ambientali e
tecniche) e la storicizzazione degli eventi /
interventi
La gestione delle informazioni abilita
interventi adeguati al prolungamento della
vita utile degli asset, al fine di garantire
affidabilità e sicurezza
48Ciclo interventi di mantenimento della rete
SGI svolge un monitoraggio ciclico dello stato della rete durante l’attività di sorveglianza e controllo e le attività di
manutenzione con raccolta puntuale di tutte le informazioni a sistema. Gli interventi sono quindi programmati sulla base
dell’evoluzione dello stato di conservazione degli asset ed i territori attraversati.
Raccolta strutturata
dati caratteristici ed
esiti indagini, controlli,
lavori, interventi, ecc.
Realizzazione
Elaborazione
interventi di
mantenimento e
valutazione sulle Programmazione
condizioni e le Rilevato un
monitoraggio
variazioni significative interventi di
continuo concreto rischio
sostituzione o
per la futura
rifacimento intero
sicurezza
gasdotto
Alimentazione
Valutazione e
sistema di Risk
Programmazione
Assessment /
interventi
classificazione tratti
49Sommario
1. Caratteristiche della rete
2. Ciclo interventi di mantenimento della rete
3. Piano di sostituzione
50Pianificazione interventi di sostituzione
Gli interventi sono pianificati ed inseriti nella
programmazione pluriennale
Il Piano di mantenimento prevede, ogni
anno, tra i 10 e i 50 km di sostituzioni
I progetti del primo quinquennio sono in
fase avanzata; il primo quinquennio del
Piano prevede la sostituzione di circa 100
km di rete con 4 interventi principali
I progetti del secondo quinquennio sono
in fase preliminare; il Piano prevede la
sostituzione di circa 160 km di rete (6
interventi), per raggiungere il 70% di
sostituzione della rete degli anni ‘60
La pianificazione di lungo termine è fatta
su base statistica previsionale (sostituzione
linee di età superiore ai 50 anni)
Primo Secondo Lungo
quinquennio quinquennio termine
51Piano Decennale: principali interventi di mantenimento
Interventi previsti nel Piano Decennale:
Nel primo quinquennio sono previsti
investimenti per oltre 65 milioni per il
rifacimento di alcune tratte di importanti
gasdotti ritenute prioritarie per garantire la
sicurezza dell’esercizio, oltre al
completamento del progetto «Anello di
Campobasso» in corso da 2 anni
Nel secondo quinquennio sono stati
programmati investimenti per 100 milioni
per gli interventi principali e 15 milioni per
una serie di interventi minori per
Principali progetti: Principali progetti:
complessivi 40 km circa
Cellino-Bussi 8’’ S.Vittore-Piedimonte S.Germano 14’’
Larino-Montagano 14’’ Busso-Isernia 14’’
Il Piano prevede inoltre investimenti per Ceprano-Sora 8’’
circa 30 milioni relativi a vari interventi di
mantenimento e di adeguamento rete
Primo Secondo
quinquennio quinquennio
52Grazie per l’attenzione
Piano decennale 2021 - 2030
Workshop 15/07/2021Il Progetto di Enura
Realizzazione delle strutture di trasporto del
gas naturale, alimentate da terminali GNL che Rete Nazionale
permetteranno di raggiungere le principali aree Rete Regionale
di mercato residenziali e industriali
Costo Entrata in
Progetto DN km
Riequilibrio del mix energetico e riallineamento M€ Esercizio
della configurazione a quella del resto dell’Italia Rete Nazionale 650/400 435
in termini di economicità, sostenibilità e Rete Regionale 400/150 232 677 2023-2028
sicurezza Totale 667
55Il Progetto di Enura – Fasi realizzative
È stata implementata una soluzione che prevede uno sviluppo graduale del progetto. Come prima fase, è stata pianificata una
evoluzione infrastrutturale che consentirebbe di servire la quota più importante di prelievi civili, industriali e legati alla produzione
termoelettrica di energia.
Benefici del progetto intero
Estensione attualmente Sviluppo completo
prevista per i tratti di rete del progetto • Affidabilità del servizio nella gestione della
stagionalità e dei picchi di domanda
• Maggiore penetrazione del gas naturale, anche nel
settore dei trasporti, riducendo le distanze da coprire
con trasporto su gomma
• Maggiore efficacia nel garantire il bilanciamento del
sistema gas
• Aumento della sicurezza, continuità ed affidabilità
del servizio rispetto ad una predominanza del
trasporto su gomma.
• Maggiore sicurezza di approvvigionamento, rendendo
possibile il soddisfacimento per gran parte del mercato
servito della regola N-1 (Regolamento UE Security of
Supply)
Estensione attualmente prevista
Tratti rimanenti per progetto completo 564
Analisi costi benefici
Centralized NT BAU
• B2m – Variazione del social welfare connessa Benefici Proget Benefici Progett
Benefici Proget
alla sostituzione di combustibili: Benefico
[b€] to [b€] to [b€] o
calcolato come il differenziale di prezzo tra i
combustibili sostituiti e il prezzo del gas B2m 7,8 B2m 18,9 B2m 6,9
moltiplicato per i quantitativi previsti in B5 2,1 B5 2,1 B5 2,1
sostituzione B6 11,6 B6 11,6 B6 11,6
Indicatori Indicatori Indicatori
• B5 – Riduzione effetti negativi da produzione VANE [M€] 8,0 VANE [b€] 14,0 VANE [M€] 7,6
di CO2: riduzione dei costi di compressione: B/C 3,2 B/C 4,9 B/C 3,1
Beneficio calcolato valorizzando la riduzione di PBPE 7 PBPE 5 PBPE 7
emissioni di CO2 derivanti dalla sostituzione dei
combustibili attualmente utilizzati con il gas
naturale Rete Hydrogen Ready Basso impatto ambientale
per raccogliere l’idrogeno e paesaggistico rispetto a Incremento della
e il biometano prodotti in qualsiasi altro sistema di competitività del
• B9 – Riduzione effetti negativi da produzione Sardegna vettoriamento energetico settore industriale e dei
di altri inquinanti: Calcolato valorizzando la livelli di occupazione
riduzione delle emissioni di altri gas
climalteranti ad effetto globale ed inquinanti di
Alto livello di affidabilità
tipo locale (SOX, NOX, PM etc.) derivanti dalla delle infrastrutture e Ai benefici monetari si affiancano
sostituzione dei combustibili attualmente sicurezza
quelli non direttamente
monetizzabili …. Sviluppo del settore del
utilizzati con il gas naturale dell’approvvigionamento biometano
• i
soprattutto per il progetto
completo
57Infrastrutture Trasporto Gas
Piano decennale 2021 - 2030
Workshop 15/07/2021Metanizzazione della Isola d’Elba – descrizione progetto
• Il progetto riguarda gli interventi volti a realizzare le
strutture di trasporto del gas naturale che permetteranno
di raggiungere l’Isola, ad oggi non metanizzata,
permettendo l’incremento della concorrenza e della
diversificazione delle fonti di approvvigionamento, nonché
della sostenibilità ambientale.
• La fornitura sarà garantita da un gasdotto che staccandosi
dalla rete Snam Rete Gas a Piombino raggiungerà l’Isola
d’Elba.
• Il progetto consente di riequilibrare il mix delle fonti
energetiche assicurando un fornitura di gas ad un prezzo
allineato a quello del resto dell’Italia e di garantire la
sicurezza energetica dell’isola.
DN km Pressione [bar] Costo [M€] Entrata in Esercizio
Metanodotto Piombino-Isola d’Elba 200 34 75 39,1 2026
59Scenari di riferimento
Sono stati definiti i consumi di Gas dell’isola partendo dal consumo di GPL e gasolio dei comuni
elbani come riportati nel bilancio energetico dell’isola d’Elba del PAES
25
21
20
Domanda [MSmc]
15
10
5
0
2027 2028 2029 2030 2031 60Metanizzazione dell’Isola d’Elba – benefici del progetto
BENEFICI
• B2m: variazione del social welfare connessa alla sostituzione di combustibili, per
metanizzazione di nuove aree: derivante dall’utilizzo del gas in sostituzione dei
combustibili tradizionali (GPL e gasolio) meno economici
• B5: riduzione effetti negativi da produzione di CO2 : derivante dalla sostituzione di
combustibili con fattori emissivi superiori a quelli del gas naturale
• B6: riduzione effetti negativi da produzione di altri inquinanti : derivante dalla
sostituzione di combustibili con fattori emissivi climalteranti (effetto serra) ed
inquinanti (Sox,Nox,PM etc) superiori a quelli del gas naturale
COSTI
considerati sia i costi del trasporto (39,1 M€) che della distribuzione (44 M€)
Benefici NT
BAU CEN NT BAU CEN
individuati [M€]
B2 B5 B6 B2 B5 B6 B2 B5 B6
B2m 198 218 347
B5 22 22 22
5%
B6 42 42 42 16% 15%
10%
8%
Indicatori 8%
VANE [M€] 52 61 122
B/C 1,7 1,8 2,6 76% 77% 85%
PBPE [anni] 13 12 9
SENSITIVITY
Considerata una domanda gas pari all’88 % di penetrazione (18 Mm3/a) nello scenario più conservativo: VAN 37 M€-B/C 1,5-PBP 15 anni
61Piano decennale 2021 - 2030
Workshop 15/07/2021
Presidente e Amministratore Delegato - A. ModonesiLa rete di Retragas ed i principali progetti di Piano
Brescia
63Progetti di Rete Regionale soggetti ad ACB
Val Rendena
Valli Giudicarie
Esteriori
64Progetti di Rete Regionale soggetti ad ACB
Con il Piano di sviluppo decennale 2021-2030 Retragas ha effettuato un’analisi costi benefici complessiva
raggruppando i progetti di investimento rete ed impianti previsti nelle cartelle di Piano dell’area di
espansione trentina, considerando tutte le componenti dei costi e svolgendo la necessaria azione di
coordinamento tra i soggetti coinvolti (Retragas, SNAM, PAT, DSO), come prescritto nella Delibera
539/2020 di ARERA.
I progetti proposti nell’analisi CB sono relativi a:
• IT_RETRAGAS_RR_MET_TN_2016_04: potenziamento city gate Vestone;
• IT_RETRAGAS_RR_MET_TN_2016_12: Estensione rete Tione - Pinzolo/Carisolo;
• IT_RETRAGAS_RR_MET_TN_2018_02: Estensione rete Tione – Comano;
• IT_RETRAGAS_RR_MET_TN_2018_03: Estensione rete Pinzolo/Carisolo – Campiglio;
Lo strumento di pianificazione territoriale utilizzato a base dei
progetti è il Piano Energetico Ambientale Provinciale (PEAP)
approvato in versione provvisoria da PAT il 05/03/2021, nel quale
sono contenute le previsioni per le aree da metanizzare tra cui la Val
Rendena e le Valli Giudicarie Esteriori.
65Progetti area Trentino
Totale investimenti Trasporto 27,9 M€
Intervento Dati tecnici Investimento [M€] Disponibilità
Potenziamento city gate Portata: 60.000 smc/h
1,8 09/2021
Vestone
Estensione rete 17,8 km AP DN300
10,8 12/2025
Tione ‐ Pinzolo/Carisolo
Estensione rete 15,5 km AP DN200
9 12/2025
Tione – Comano
Estensione rete 10,5 km AP DN200
5,8 12/2028
Pinzolo/Carisolo – Campiglio
I principali input e le relative fonti
Elemento Fonte
Consumo annuo medio di gas per PDR Piano Energetico Ambientale Provinciale del Trentino
PDR Potenziali Piano Energetico Ambientale Provinciale del Trentino
Percentuale di Switch da altra fonte Piano Energetico Ambientale Provinciale del Trentino
Valorizzazioni emissioni Appendice informativa SNAM
Costo dei combustibili Appendice informativa SNAM
Costo per lo sviluppo rete di distribuzione Piano Energetico Ambientale Provinciale del Trentino
DISTRIBUZIONE nuova rete e nuovi impianti 29,8 M€ 66Progetti Area Trentino: Analisi Costi Benefici
Le principali differenze rispetto al Piano 2020-2029 sono dovute a:
• Eliminazione degli interventi, e dei relativi costi, per il potenziamento dei punti di connessione con la
rete di trasporto di SNAM
• Riduzione del numero di PDR
Piano Energetico Ambientale
• Definizione dei costi e dell’estensione della rete di distribuzione Provinciale provvisorio 2021-
2030 del Trentino
• Variazione delle percentuali di switching da altre fonti
L’intervento complessivo presenta un B/C superiore a 1 in tutti e 3 gli scenari analizzati (BAU, CEN e NT)
BAU CEN NT
B/C 1,26 1,31 1,76
NPV [M€] 13,96 16,93 41,00
Payback period (anni) 24 23 19Progetti Area Trentino: Analisi Costi Benefici
• La versione definitiva del PEAP, approvata l’11/06/2021, ha delineato un nuovo scenario dei PDR
potenziali, in riferimento al quale gli interventi proposti da Retragas risultano ad una prima analisi più
favorevoli, con un nuovo B/C che va dai 2,93 (BAU) ai 4,11 (NT)
• Come riportato nel PEAP definitivo l’incremento del numero di PDR è correlabile alla presenza di
seconde case, in ragione della spiccata connotazione turistica del territorio
Aree non metanizzate PDR potenziali [n] Variazioni PEAP
[Fam. residenti] [Edifici] [Abitazioni] definitivo/provvisori
o
VAL DI SOLE** 4800 6700 6500 + 35%
VAL DI NON (3^ sponda) 1500 1880 1990 + 33%
VAL RENDENA 3800 5400 10500 + 176%
GIUDICARIE ESTERIORI 2600 3360 4470 + 72%
SINGOLI COMUNI 3670 3800 4050 + 10%
TOT 16370 21140 27510 + 68%
Fonte: PEAP Tabella 12 «PDR Potenziali»
• Il Piano 2022 sarà sviluppato nel dettaglio sulla base dei dati del PEAP definitivo, con ulteriori
valutazioni relativamente a chiusure/interconnessioni
68ARRIVEDERCI E GRAZIE
PER L’ATTENZIONE
69Matteo Mameli Compliance e Controllo di Gestione.
PRESENTAZIONE PIANO DECENNALE
ANNI 2021‐2030
ENERGIE RETE GAS S.r.l. a socio unico Sede Legale: via Santa Maria Segreta 6 ‐
20123 MILANO Capitale Sociale € 11.000.000,00 ‐ Rea MI 2117141 ‐ C.F. / P.IVA
02422290995 PEC energieretegas@casellapec.comLocalizzazione dei progetti di rete regionale Energie Rete Gas
FASE 1
FASE 2
FASE 3
POLLEIN-PILA FASE 4
VALDIGNE IVERRES
FASE 5
jAYAS
ALLI DI LANZO
,LTA LANGADefinizione dei progetti di rete regionale Energie Rete Gas Le iniziative dei nuovi metanodotti di trasporto gas metano interessano aree che hanno le seguenti caratteristiche: ‐ aree non metanizzate; ‐ aree dove sono presenti reti canalizzate alimentate da diverso combustile (gpl); ‐ aree prevalentemente di natura montana dove sostituire i combustibili attualmente usati per il riscaldamento con il gas metano presenta un impatto economico e di servizio molto rilevante; ‐ aree dove l'uso del metano rispetto all'uso dei combustibili attuali possa garantire un minore impatto sull'ambiente in termini di emissioni di gas inquinanti quali CO2.
Progetti di rete regionale Energie Rete Gas
DECISIONE
DECISIONE DATA
FINALE DATA PREVISTA
ID NOME FINALE LUNGHEZZA VAN RAPPORTO PREVISTA
D'INVESTIMENTO PAYBACK PERIOD ENTRATAIN
INVESTIMENTO PROGETTO D'INVESTIMENTO DI (KM) INVESTIMENTO COSTI/BENEFICI AVVIO
DI ESERCIZIO
SVILUPPO CANTIERE
REALIZZAZIONE
Fase 0 ‐ Pre‐Fattibilita
Fase 1 ‐ Fattibilita
Metanodotto Valli VALUTAZIONE VALUTAZIONE VALUTAZIONE
24 SI NO 40 2024 2027
di Lanzo POSITIVA POSITIVA POSITIVA
Metanodotto Alta VALUTAZIONE VALUTAZIONE VALUTAZIONE
25 SI NO 17 2024 2026
Langa POSITIVA POSITIVA POSITIVA
Fase 2 ‐ Progettazione di base
Metanodotto VALUTAZIONE
POSITIVA
Tanaro VALUTAZIONE VALUTAZIONE
27 SI NO 55 2022 2025
Arroscia POSITIVA POSITIVA
Impero
Fase 3 ‐ Autorizzazioni Pubbliche
Metanodotto Val VALUTAZIONE VALUTAZIONE VALUTAZIONE
20 SI NO 46 2023 2026
Sesia POSITIVA POSITIVA POSITIVA
Metanodotto Valli VALUTAZIONE VALUTAZIONE VALUTAZIONE
22 SI NO 16 2022 2024
Neva e Pennavaira POSITIVA POSITIVA POSITIVA
Fase 4 ‐ Progettazione esecutiva e approvvigionamento
Metanodotto Pont
VALUTAZIONE VALUTAZIONE VALUTAZIONE
15 Saint Martin SI NO 40 2022 2025
POSITIVA POSITIVA POSITIVA
GressoneyProgetti di rete regionale Energie Rete Gas
21 Metanodotto SI NO 36 VALUTAZIONE VALUTAZIONE VALUTAZIONE 2023 2027
Garfagnana POSITIVA POSITIVA POSITIVA
Estensione
VALUTAZIONE VALUTAZIONE VALUTAZIONE
26 Antey SI NO 2 2021 2023
POSITIVA POSITIVA POSITIVA
Torgnon
Fase 5 ‐ Costruzione
Metanodotto VALUTAZIONE VALUTAZIONE VALUTAZIONE
11 27
POSITIVA POSITIVA POSITIVA
2021 2023
Verres Ayas
SI SI
Metanodotto
VALUTAZIONE VALUTAZIONE VALUTAZIONE
10 Pollein Pila SI SI 54 2018 2021
POSITIVA POSITIVA POSITIVA
ValdigneCOORDINAMENTO TRASPORTO E DISTRIBUZIONE GAS METANO
‐ Metanodotti presenti in ATEM per i quali è stata aggiudicata la gara d'ambito:
Energie Rete Gas provvede al coordinamento con la Società aggiudicataria.
‐ Metanodotti presenti in ATEM per i quali non è ancora stata aggiudicata la gara d'ambito:
I soggetti terzi interessati sono coinvolti tramite incontri, invio di informazioni, comunicazioni e
tramite verifica dell'interesse del territorio oggetto della metanizzazione ad essere servito dal
servizio di trasporto del gas metano. Fra i soggetti coinvolti si citano: Regioni, Province, Comuni, le
stazioni appaltanti delle gare d'ambito per la distribuzione del gas, gli operatori industriali
presenti sul territorio.
II coordinamento si concretizza con la dichiarazione di interesse all'iniziativa e alle nuove
metanizzazioni da parte degli enti coinvolti.FOCUS SU PROGETTI VALLE D'AOSTA
Nell'anno 2020 la gara d'ambito per il servizio di distribuzione gas metano è stata aggiudicata ad
Italgas Reti S.p.a.
Energie Rete Gas ha provveduto al coordinamento con Italgas Reti S.p.a. attraverso la condivisione
di un piano comune, le cui risultanze sono state utilizzate per la redazione del piano decennale di
Energie Rete Gas.
Gli elementi condivisi nel piano di coordinamento sono i seguenti:
‐ Anno di Entrata in Esercizio previsti dei metanodotti di trasporto e delle reti di
distribuzione;
‐ Caratteristiche tecniche delle Reti di Trasporto e di Distribuzione;
‐ Quantità di gas servito dalla Distribuzione
Stato avanzamento iniziative ad oggi:
‐ Torgnon è pronto per la realizzazione e si prevede l'inizio dei lavori entro il 2021
‐ Ayas: è stato comprato il terreno per il posizionamento della cabina di interconnessione
con Snam Rete Gas ed e in corso di completamento la progettazione esecutiva;
‐ Gressoney: è in corso la progettazione esecutiva.Presentazione Piano Decennale del Trasporto 2021-2030:
il progetto del Trasporto gas nella Provincia di Trento
Sandro Dalla Torre
Amministratore Unico
Workshop piani decennali trasporto 2021-
Nicola Recchia 2030
Pianificazione Tecnica 15 luglio 2021Il progetto proposto prevede l’estensione della rete nell’area del Trentino
occidentale, ad oggi non metanizzato
Infrastruttura da Piano Gasdotti Alpini
• Il Piano Decennale presentato da Gasdotti Alpini ha
l’obiettivo di rispondere al fabbisogno energetico del
Trentino occidentale, ad oggi coperto attraverso
l’utilizzo di combustibili inquinanti (prevalentemente
GPL e Gasolio).
• L’assetto proposto permette di realizzare
un’infrastruttura coerente con i need energetici del
territorio attualmente non metanizzato, garantendo
continuità, sicurezza e resilienza del servizio e andando
inoltre ad integrare la capacità disponibile nelle aree
dell’Alto Garda e della Valle Giudicarie.
• Il progetto proposto è sviluppato nell’arco di 10 anni in
maniera coerente con gli obiettivi energetici della
Legenda Provincia indicati nel Piano Energetico Ambientale
Rete di Trasporto as is Provinciale 2021-2030 (PEAP), anche in termini di
Rete to be Gasdotti Alpini
coerenza con le tempistiche previste nel PEAP per
Nuovi punti di riconsegna trasporto
Territori non metanizzati
l’avvio della concessione di distribuzione del gas
naturale a seguito della gara d‘ambito (non prima della
- 81 -
fine dell’anno 2023).Il progetto prevede la realizzazione di ca. 169 km di condotte in III specie
per servire i territori attualmente non metanizzati e aumentare la
resilienza
2021
infrastrutturale
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
LEGENDA Tratte realizzate nell’anno: Tratte realizzate nell’anno: Tratte realizzate nell’anno: Tratte realizzate nell’anno: Tratte realizzate nell’anno: Tratte realizzate nell’anno: Tratte realizzate nell’anno: Tratte:
Tione ‐ Madruzzo, Pinzolo – M. di Campiglio, Cles ‐ Mezzolombardo, Cles ‐ Dimaro, Madruzzo ‐ Arco, M. di Campiglio ‐ Dimaro, Giovo ‐ Mezzolombardo, N.a.
Asset esistenti al 2021 25.078m, 12.310k€, DN400 12.711m, 5.726k €, 20.727m, 8.828k €, 21.922m, 10.244k €, 20.704m, 8.865k €, 11.491m, 4.350k €, 10.813m, 4.192k €,
DN 400 DN 300 DN 400 DN 300 DN 400 DN 400
Reti realizzate Tione ‐ Pinzolo,
nell’anno 17.2998m, 8.406k€, DN400 Trento – Civezzano,
10.929m, 5.033k €,
Reti di piano realizzate Trento – Vallelaghi, DN 300
negli anni precedenti 12.648m, 5.420k €, DN 300
Punti di riconsegna Vallelaghi‐ Madruzzo,
realizzati nell’anno 4.568m, 2.224k €, DN 400
Punti di riconsegna da Altri asset nell’anno: Altri asset nell’anno: Altri asset nell’anno: Altri asset nell’anno: Altri asset nell’anno: Altri asset nell’anno: Altri asset nell’anno: Altri asset:
piano realizzati negli ReMI Trento, ReMI Tione, N.a. ReMI Mezzolombardo N.a. N.a. ReMI Civezzano ReMI Giovo
anni precedenti 2.502k € 415k € 1.565k € 1.381k € 2.331k €
5,6 2,3
9,4
8,9
Investimenti 11,8
8,8 75,9 81,5 83,8
(M€) 6,1 57,6 66,5
37,0 45,8
30,9 30,9
10,8
22,4
20,7
Estensione rete 21,9
20,7 158,0 168,9 168,9
(Km) 12,7
93,0 114,9 135,6
59,6 59,6 72,3
- 82 -Elemento centrale per la valutazione della sostenibilità dell’intervento è la
previsione sulle future attivazioni di fornitura per le utenze delle località
attualmente non servite
Numero PDR attesi al 2030 da dati PEAP (tabella 11) Numero PDR attesi nel Piano Decennale di Gasdotti Alpini
4.100 25.854
26.536 27.029
27.374 27.748
25.208
3.120 23.293
24.280
2.500 21.164
22.293
1.700 19.083
20.127
18.018
PDR attesi al 2030 16.700
15.329
13.981
Tot. 11.420 12.386
10.526
Val di Sole- Val Val Rendena Giudicarie Altri comuni 8.533
di Non Esteriori 6.642
4.154
2.807
Numero PDR potenziali da PEAP* (tabella 12)
1.397
- -
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045
Fam. Residenti
10.500
8.580 8.490 Tot. 16.370 Consumo annuo atteso (Milioni di Sm3/y)
6.300 Edifici
5.400
4.470 54,3 55,0
3.800 3.360 3.670 3.800 4.050 52,6 53,6
2.600 Tot. 21.140 48,1
50,0 51,2
46,0
Abitazioni 41,8
44,2
39,9
37,9
Tot. 27.510 35,9
Val di Sole - Val di Non Val Rendena Giudicarie Esteriori Altri comuni 33,7
31,4
28,9
25,9
Numero civici/unità abitative da sopralluogo puntuale 18,2
22,3
14,1
svolto18.223
da G.A. 8,6
5,9
15.548 2,9
0,0
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045
6.765 # Civici
Le previsioni sull’incremento delle utenze previste da Gasdotti Alpini all’interno del proprio Piano di
Tot. 40.536
Sviluppo risultano coerenti con le stime della Provincia Autonoma di Trento: i 27.748 utenti previsti al
Val di Sole- Val di Non Val Rendena Giudicarie Esteriori 2045 rappresentano un valore coerente con il numero di edifici e abitazioni individuato nel PEAP come
PDR potenziali, in modo da tenere in considerazione l’incidenza del comparto turistico rispetto al solo
* Per PDR potenziale è inteso il numero di utenze che si attende al termine dello sviluppo del numero di famiglie residenti.
servizio - 83 -
Fonte: Elaborazioni Gasdotti Alpini su dati pubblici e PEAPIl Piano di Sviluppo Decennale e l’Analisi Costi/Benefici di Gasdotti Alpini
evidenziano valori che avvalorano la bontà del progetto per la collettività
Stima benefici e costi attualizzati da piano Gasdotti Alpini (M€)
Valori attualizzati al 4%; applicato il fattore correttivo del 9% per effetti fiscali sui costi di
investimento
B2 – Fuel switch: 216,6
• L’ACB che Gasdotti Alpini ha sviluppato per il piano
B3 – Aumento resilienza: 5,7
decennale evidenzia la sostenibilità del progetto per
B/C =
B5 – Riduzione esternalità CO2: 4,8 la collettività, con benefici molto superiori rispetto ai
2,528
B6 – Riduzione esternalità non CO2: 231,5 costi.
TOTALE Benefici 458,6 VAN =
€ 277 M
• I valori rappresentati sono ben al di sopra dell’equilibrio
Capex Trasporto: 72,6 per la collettività in ciascuno degli scenari definiti,
Opex Trasporto 8,9 avvalorando la bontà dell’iniziativa.
Payback
Capex e Opex Distribuzione 116,2
2032 • Il rapporto B/C presentato potrebbe ulteriormente
‐ Fattore correttivo effetti fiscali ‐16,3
migliorare a seguito dell’eventuale riclassificazione di
TOTALE Costi 181,4
reti di distribuzione in III specie, attualmente gestite da
Scenario Novareti (società del Gruppo Dolomiti Energia) in reti di
Indicatore Scenario BAU Scenario NT
CEN/DEC Trasporto che ridurrebbe gli investimenti necessari di
B/C 2,286 2,349 2,960 ca. 12.400k €.
VAN (M€) 233,3 244,6 353,7
Fonte: Piano di Sviluppo Gasdotti Alpini - 84 -Puoi anche leggere
