Approvvigionamento di gas in Italia: concorrenza e regolazione Alberto Cavaliere Università di Pavia – Facoltà di Economia Corso di Economia Pubblica (6 crediti) 3 dicembre 2009

Produzione e importazioni  Declino della produzione nazionale(picco nel 1994 – circa 20 Gmc/anno – nel 2008 meno di 10 Gmc/anno  10,7% consumi totali annui)  Motivazioni (strategie ENI e ostacoli burocratici)  Continua crescita import: 58.8 Gmc (2000)  76.8 Gmc (2008) =90,7% consumi  Struttura import:+Libia (dal 2004) + Norvegia e Paesi UE MA resta concentrazione da Algeria e Russia (64% del tot)  Maggior parte via gasdotto

Struttura delle importazioni italiane di gas per Paese exp.(2007)

I contratti  Contratti spot cresciuti dopo la liberalizzazione, nel 2007: 7% del totale  Metà dei contratti ha durata superiore a 30 anni  ¼ dei contratti ha durata tra 20 e 30 anni  ¼ dei contratti ha durata inferiore a 20 anni  Durata residua:75% ha scadenza fra più di 10 anni (di cui 31% fra 20 anni) / 25% ha scadenze inferiori a 10 anni

Il regime legale delle importazioni  Prima del 2000: monopolio delle importazioni di ENI tramite SNAM (eccezioni: ENEL ed Edison)  Dopo il 2000: autorizzazione amministrativa per importazioni extra-UE – comunicazione al ministero per importazioni UE  Stimolo della concorrenza: art.19 deceto 164/00  tetti antitrust (i nuovi entranti potevano “sostituirsi” ad ENI nei consumi correnti, oltre a soddisfare incrementi di domanda)

Effetti del nuovo regime  Nel 2007 la quota di mercato di ENI è commisurata ai tetti antitrust (64.4%)  Notevole distanza con altri maggiori importatori: ENEL trade (12.7%) Edison (8.1%) Plurigas (3.9%) /gli altri: quote < 1%  Da paesi extra-UE ( ): il ministero ha rilasciato 67 autorizzazioni per importazioni pluriennali (quindi anche future) e 108 per importazioni spot (< 1 anno)  Da Paesi UE ( ): il ministero ha ricevuto 247 comunicazioni, prevalentemente sono spot  Nel 2004 l’indagine AGCM-AEEg stimava in 17 anni la vita media residua dei contratti a LT di ENI

Comportamenti strategici  I tetti antitrust sono stati inefficaci nel far crescere importatori indipendenti dall’impresa dominante  Rispetto formale dei tetti con le “vendite innovative”:cessione di gas a valere su contratti norvegesi ed olandesi = 6.5 Gmc con contratto decennale a PLURIGAS, DALMINE, EDISON, ENERGIA (Contratto a 5 anni in vita dell’inizio delle cessioni di gas libico dal 2004)  Cessioni avvenute al confine franco-tedesco o franco- svizzero  contabilizzate in Italia come gas non ENI  Tenuto conto di queste importazioni la quota di Eni nel 2003 saliva dal 64% al 74%  Importazioni gravate da un mark-up aggiuntivo che incrementa il costo medio di importazione (ENI compensa le minori vendite dovute ai tetti sul mercato all’ingrosso

Comportamenti strategici II  Dal 2004 importazioni di gas libico (8 Gmc/anno a regime)  cessioni a Edison, Gaz de France, Sorgenia  Con cessioni a clienti/concorrenti evitate importazioni indipendenti da ENI e vanificato effetto pro-competitivo tetti antitrust  sviluppo concorrenza impedito in questa fase della filiera  Comportamenti strategici = abuso di posizione dominante? Indagini AGCM e DG competition

Caso Bluegas-SNAM 2002  Rilievo di Bluegas per rifiuto di accesso su rete nazionale di trasmissione: richiesta di capacità al punto di entry di Passo Gries  forniture sostitutive di ENI che serviva le imprese pubbliche locali ora socie  Agcm: sostituzione nella fornitura non implica automaticamente sostituzione nella capacità MA condotta di ENI = abuso di PD in quanto comportamento escludente nuove imprese che ha frenato concorrenza e impedito la creazione del mercato interno  Comportamento escludente mediante “vendite innovative” e cessioni di gas libico  Tetti antitrust richiedevano la cessione di soli 3 GMc  ulteriori quantitativi ceduti per mantenere il controllo del mercato fino al 2007

Caso Bluegas-SNAM 2002  Comportamento escludente comprende anche subentro dei clienti-concorrenti sui gasdotti di transito (TENP e Transitgas) e su rete nazionale  Mancavano allora regole per l’accesso alla rete nazionale  nell’incertezza sulle priorità ENI stipula contratto ventennale con SNAM rete che avrebbe garantito anche i titolari delle vendite innovative con prenotazioni annuali  Contratto che satura la capacità ai punti di entry  altri importatori (compresi grandi clienti industriali) con aspettative di approvv. indipendente si vedono razionata la capacità a Passo Gries (anche rinunce dovute al crescere del costo della commodity al ridursi delle quantità)

Caso Bluegas-SNAM 2002  Il conferimento prioritario di capacità ai clienti delle vendite innovative era fondamentale per l’operazione di ENI ma discriminava le altre imprese vittime del rifiuto di accesso  La discriminazione originava dal contratto di trasporto ventennale che considerava già esistenti le vendite innovative  Agcm  altre modalità di rispetto dei tetti: vendite gas all’estero (liberando capacità  caso Rhurgas)/cessione di un un unico contratto a LT/cessione di produzione nazionale  Accusa di abuso di PD colpisce Eni ma non SNAM Rete  Sanzione considera incertezza normativa  1000 euro

Caso Bluegas-SNAM 2002  Rimedi richiesti da Agcm: potenziamenti dei gasdotti di transito TAG e TTPC entro il 2008  Accordo ENI-DG competition del 2003: ENI cancella clausole di destinazione (Gazprom) ma subordina i potenziamenti alla non realizzazione dei terminali GNL (Brindisi e Rovigo)  tesi della “Bolla del gas”  rischio take-or-pay  potenziamenti non sostenibili  2004: Eni propone di ottemperare con gas release (pluriennale per un tot di 9.2 Gmc)  Agcm accetta ma, causa protrarsi di inottemperanza, impone ammenda di 4.5 mil.

Caso ENI-TTPC: prologo  ENI rinvia potenziamento di TTPC (investimenti in centrali Tunisia)  necessario per importare 6.5 GMc di gas addizionali dal 2007  2002: avviato il processo di allocazione della nuova capacità su TTPC  2003:sottoscritti i contratti ship-or-pay con 4 società in possesso di autorizz. all’import (contratti stipulati con Algeria)  Condizione sospensiva:autorizzazioni dello Stato Tunisino  Ottobre 2003 TTPC risolve i contratti  manca autorizz. definitiva Tunisia (in assenza di dati definitivi su capacità allocate) + problemi di ristrutturazione di TMPC

Caso ENI-TTPC: risoluzione contratti ship- or-pay e apertura istruttoria  Agcm apre nuova istruttoria per abuso di PD  nuovo comportamento escludente di Eni sul mercato dell’approvvigionamento di gas  Agcm: strumentale risolvere i contratti ship-or-pay  Tunisia avrebbe fornito autorizzazione una volta note le capacità / Sonatrach non avrebbe impedito ristrutturazione di TMPC  Tesi Agcm: Eni – tramite integrazione verticale in TTPC- mirava al controllo strategico dell’approvvigionamento di gas anche dopo il 2007  In assenza di integrazione verticale era nell’interesse di TTPC concludere contratti ship-or-pay e incassare corrispettivi di trasporto in proporzione a Gmc di gas

Caso ENI-TTPC: dubbi sulla “bolla”  Dubbi su “bolla gas”  previsioni domanda MAP: da 80 GMc nel 2004 a 94 Gmc nel 2010 MA nel 2005 consumi = 86 Gmc (cioè ½ incremento già realizzato!)  94 Gmc al 2010 = previsione cauta: con produzione nazionale = 8 Gmc  import da 73.4 Gmc nel 2005 a 86 Gmc (almeno)  + 13 Gmc supplementari = potenziamenti TAG e TTPC  +8 Gmc da Rovigo  margine di riserva per sicurezza approvvigionamenti

Caso ENI-TTPC: epilogo  La tesi della “bolla” perde rilievo con la crisi del gas dell’inverno  Agcm: comportamento escludente di Eni si traduce nella mancata importazione di 9.8 Gmc di gas (marzo 2007-ottobre 2008)  violazione concorrenza per abuso di PD sanzionata con ammenda di 390 mil (ridotti a 290 per avviamento del potenziamento TTPC)

Realizzazione potenziamenti  TTPC aprile-ottobre 2008 = Gmc/anno  TAG : + 4 Gmc/anno per build-up contratto ENI-Gazprom  TAG:disponibile entro ottobre 2008 incremento = +3.2 Gmc  allocato nel 2006 a numerosi operatori  TAG  ulteriore incremento di capacità porterà il potenziamento complessivo a +8.5 Gmc entro fine 2009