Добірка наукової літератури з теми "Distribuzione gas naturale"

L'articolo č tratto dello studio elaborato dal centro studi Utilitatis "Yellow Book - I dati sul servizio di distribuzione del gas naturale in Italia". La pubblicazione affronta il tema della regolazione della distribuzione del gas naturale in Italia, partendo dalla descrizione degli attuali - e futuri - assetti istituzionali (modelli di governance e forme di gestione degli operatori), cui segue una approfondita analisi delle tariffe applicate all'utenza e la corrispondente spesa delle famiglie. L'articolo passa, poi, ad esaminare le grandezze economiche e patrimoniali riportate nei bilanci dei principali distributori nazionali, aggregati per classi dimensionali. Nella terza parte del lavoro si affronta il tema delle gare per l'affidamento del servizio, offrendo una visione critica dei criteri di selezione scelti dagli enti affidanti e degli esiti delle procedure stesse.

Questo lavoro intende analizzare gli elementi del processo di regolamentazione del settore del gas naturale, partendo dalle basi teoriche del processo regolatorio presenti nella letteratura economica, per arrivare ad un'osservazione analitica dei metodi di determinazione delle tariffe applicate. Perché regolare un mercato? Quale modello tra rate of return regulation e price cap? La quantificazione delle tariffe segue le finalitŕ primarie della regolamentazione, ovvero il raggiungimento dell'efficienza nei servizi di monopolio naturale, come il trasporto, attraverso un'equa determinazione delle tariffe e l'avvio alla concorrenza nei settori di monopolio di fatto, come la distribuzione, per poter offrire condizioni vantaggiose a tutti i consumatori. I piů importanti strumenti regolatori e di controllo tariffario che sono stati adottati sono il ROR e il price cap. Dall'esplicazione di questi due strumenti, mettendone in luce elementi di qualitŕ e di criticitŕ, č possibile intuire in quale campo operino gli elementi di contabilitŕ e di finanza che costituiscono le ragioni della scelta.

Natural gas is one of the most widely used energy sources in the world, and is likely to retain a crucial role during the energy transition, thanks to the possibility of adopting the network infrastructure for the delivery of low carbon substitute gases (i.e. biogas, hydrogen and their mixtures). With this background, it is worth pointing out that NG transmission and distribution networks are nowadays more and more interconnected with other energy networks, such as the electricity and district heating ones, mutually taking advantage from their own peculiarities. As for example, the electricity produced from renewable energy sources in excess of demand could be used by NG transmission and storage infrastructure system for Power to Gas technology. Furthermore, the injection of biomethane and hydrogen mixtures in NG networks is becoming quite a common practice, as well as cogeneration and trigeneration plants connected to NGNs are increasingly spreading in district heating networks and residential application. On the other hand, the increasing complexity of infrastructures and the extremely new features will lead to increasing vulnerabilities of the networks too. In particular, NG transmission and distribution companies shall enhance major technological and management efforts to guarantee the security and balancing of their networks. To this aim, in this thesis has been: i) analyzed the aspects related to the resilience of natural gas distribution networks; ii) calculated the risk associated with the disruption caused by the ruptures of a gas distribution pipeline segments; iii) analyzed the impact of conditions under which the natural gas flow rate is measured, on the accuracy on transmission network balance assessment; iv) assessed the conditions which would lead to the condensate formation within the gas pipelines during the withdrawal from storage and assessed the impact which this could have on the accuracy of the measurement; v) assessed the performances of official natural gas consumption allocation methods currently applied within natural gas network of three EU Member States. The results of these analyzes have provided interesting insights to improve some technical and regulatory aspects that influence the physical balancing process of natural gas transportation and distribution networks, as well as to define effective operational management strategies to reduce the risk of service disruption and to increase the distribution networks resilience.

Auction design. Il servizio di distribuzione del gas naturale: una breve ricostruzione storico-normativa dagli affidamenti diretti alla concorrenza per il mercato. Il periodo transitorio e le gare per ambiti comunali: the long and winding road verso la concorrenza per il mercato. L’individuazione degli ambiti ottimali (ATEM): il giusto trade off tra efficienza, concorrenza e riduzione dei costi transattivi? Il Regolamento Criteri: una disciplina uniforme per ridurre le asimmetrie informative e i costi di transizione? Il ruolo nuovo di collaborazione tra gestori ed enti locali. La determinazione degli obblighi informativi e le forme di collaborazione tra enti e gestori. Il bando di gara e il disciplinare tipo: quale discrezionalità per la stazione appaltante? Il Regolamento Criteri: indebita restrizione dell’autonomia degli enti locali? Alcune considerazioni sulla funzione della delega di cui all’articolo 46 bis. Il contratto di servizio. Alla ricerca di un nuovo bilanciamento tra condizioni economiche e qualità del servizio. Incompletezza contrattuale, regolazione tariffarie ed investimenti: criticità e trade off della durata della concessione. Il combinato disposto normativo: una buona ricetta? Misure legislative e Valori di Rimborso. Strumenti regolatori e aspetti tariffari. Profili antitrust e aggregazioni. Operazioni di concentrazione GDF SUEZ/ITALGAS e ASCOPIAVE –EDIGAS/EDIGAS DUE: il mercato rilevante è Individuato a livello comunale. Concentrazione CPD/SNAM: il mercato rilevante è Il mercato nazionale? Operazione di concentrazione HERA-ACEGASAPS. Il caso Italgas-AcegasAps/IRG. Il giudizio davanti al giudice amministrativo.L’operazione di concentrazione HERA/AMGA. Il Caso Casalmaggiore: RTI come intesa restrittiva (per sé?) della concorrenza vs. giustificazioni efficientistiche. Il mercato della distribuzione gas oggi: un’analisi ex ante. Barriere all’ingresso. Una Fotografia Ex Ante.

2009/2010
«Da una lettura complessiva del d.lgs. n. 164 del 2000 (e cioè del provvedimento con il quale ha preso compiutamente avvio il processo di liberalizzazione del mercato italiano del gas naturale) sembra potersi ricavare che, nel sistema del d.lgs. medesimo, le varie fasi che precedono la vendita (di gas) rappresentano segmenti di attività meramente strumentali e funzionali a rendere possibile lo svolgimento in concorrenza della vendita stessa». Così affermavano, a pochi mesi dall’entrata in vigore del cd. decreto Letta, il Prof. Giuseppe Caia ed il Prof. Stefano Colombari al Convegno nazionale organizzato dal CISDEN (Centro Italiano di Studi di Diritto dell’Energia): Problemi attuali del diritto dell’energia: gas e onde elettromagnetiche, tenutosi in Roma il 27 ottobre 2000 presso l’UNIDROIT. Da tale affermazione si evince chiaramente la strumentalità delle attività a monte della filiera rispetto all’attività più a valle della stessa. Tra tali attività, peraltro, particolare importanza assumono il trasporto e la distribuzione. Il gas naturale che viene estratto dai giacimenti italiani e stranieri, infatti, per poter giungere alle nostre case, deve necessariamente transitare all’interno di gasdotti ad alta e bassa pressione. Le attività che vengono esercitate per il tramite delle infrastrutture di rete, quindi, sono strumentali anche allo svolgimento di altre attività della filiera, e cioè della produzione e dell’importazione. Tali infrastrutture, come è noto, vengono annoverate tra i cd. monopoli naturali. Ragioni tecniche, oltre che ambientali, infatti, ne sconsigliano la duplicazione. Alla luce di queste brevi considerazioni si comprende già la ragione che ha spinto il legislatore della liberalizzazione a dettare una disciplina particolare per le attività di trasporto e distribuzione del gas. Se, infatti, le infrastrutture di rete sono strumentalmente necessarie all’esercizio di un’attività economica, l’impossibilità di accedere a tali infrastrutture impedisce lo svolgimento dell’attività. Se, poi, si tratta di un’attività liberalizzata (come la vendita, ma anche la produzione e l’importazione), è necessario che l’infrastruttura venga gestita in maniera neutrale. Una gestione che tenda a favorire alcuni operatori economici rispetto ad altri, infatti, impedisce lo sviluppo della concorrenza nel mercato in cui tali soggetti operano. Il legislatore della liberalizzazione, quindi, dettando una disciplina particolare per le attività di trasporto e distribuzione del gas naturale, ha perseguito due obiettivi: quello di permettere lo svolgimento delle attività liberalizzate e quello di garantire un’effettiva competizione nei relativi mercati. Nel corso del presente lavoro si è cercato di verificare se tali obiettivi sono stati effettivamente raggiunti.
XXIII Ciclo
1975

Argomento del lavoro è stato lo studio di problemi legati alla Flow-Asurance. In particolare, si focalizza su due aspetti: i) una valutazione comparativa delle diverse equazioni di stato implementate nel simulatore multifase OLGA, per valutare quella che porta a risultati più conservativi; ii) l’analisi della formazione di idrati, all’interno di sistemi caratterizzati dalla presenza di gas ed acqua. Il primo argomento di studio nasce dal fatto che per garantire continuità del flusso è necessario conoscere il comportamento volumetrico del fluido all’interno delle pipelines. Per effettuare tali studi, la Flow-Assurance si basa sulle Equazioni di Stato cubiche. In particolare, sono state confrontate: -L’equazione di Soave-Redlich-Kwong; -L’equazione di Peng-Robinson; -L’equazione di Peng-Robinson modificata da Peneloux. Sono stati analizzati 4 fluidi idrocarburici (2 multifase, un olio e un gas) con diverse composizioni e diverse condizioni di fase. Le variabili considerate sono state pressione, temperatura, densità e viscosità; sono state poi valutate le perdite di carico, parametro fondamentale nello studio del trasporto di un fluido, valutando che l'equazione di Peng-Robinson è quella più adatta per caratterizzare termodinamicamente il fluido durante una fase di design, in quanto fornisce l'andamento più conservativo. Dopo aver accertato la presenza di idrati nei fluidi multifase, l’obiettivo del lavoro è stato analizzare come il sistema rispondesse all’aggiunta di inibitori chimici per uscire dalla regione termodinamica di stabilità dell’idrato. Gli inibitori utilizzati sono stati metanolo e mono-etilen-glicole in soluzione acquosa. L’analisi è stata effettuata confrontando due metodi: -Metodo analitico di Hammerschmidt; -Metodo iterativo con PVTSim. I risultati ottenuti hanno dimostrato che entrambi gli inibitori utilizzati risolvono il problema della formazione di idrato spostando la curva di stabilità al di fuori delle pressioni e temperature che si incontrano nella pipeline. Valutando le quantità da iniettare, il metodo di Hammerschmidt risulta quello più conservativo, indicando portate maggiori rispetto al PVTsim, soprattutto aggiungendo metanolo.

Studio dell'avvento di nuove realtà produttive energetiche da fonti rinnovabili nel settore del gas naturale. Il settore analizzato risulta quello relativo all'allacciamento di impianti di produzione di biometano alla rete del gas naturale. La finalità è la valutazione degli effetti della generazione distribuita di biometano nel futuro sistema del gas naturale (Smart Grid Gas) in termini di progettazione e conduzione del sistema nel suo complesso.

La tesi ricostruisce l'evoluzione delle imprese distributrici di gas naturale italiane - e lombarde in particolare - dal dopoguerra a oggi (da imprese locali a multiutility). Ne indaga inoltre i rapporti con Eni. Fonti: archivi d'impresa e archivi comunali.