La liberalizzazione del mercato del gas naturale Riforme Regolamentazione Promozione della concorrenza

Il gas dal punto di vista della domanda Usi civili (usi domestici + riscaldamento) Usi industriali (ad esempio: ceramica..) Usi termoelettrici (centrali ad alto rendimento in sostituzione di derivati del petrolio) Domanda in costante crescita

Il gas dal punto di vista dell’offerta Si trova in giacimenti sotterranei, talvolta in combinazione con il greggio Richiede costose infrastrutture per il trasporto: pipelines /catena GNL Viene estratto e trasportato quando il mercato finale crea i presupposti economico-finanziari

La filiera del gas naturale Produzione e/o Importazione Trasmissione in alta pressione (trasporto e dispacciamento) Stoccaggio Vendita all’ingrosso Distribuzione Vendita al dettaglio

Il sistema verticalmente integrato Sviluppo nell’epoca del boom economico (produzione indigena in Val Padana) con Impresa Pubblica Ulteriore espansione dopo shock petroliferi per politiche di sostituzione (Transmed e metanizzazione Mezzogiorno) Eni controlla produzione (monopolio legale expl.) abbinata a stoccaggio (tramite AGIP) + importazione (monopolio di fatto)/trasporto internazionale e nazionale (monopolio naturale) /vendita all’ingrosso (via SNAM) + 30% Distribuzione (monopolio naturale)e vendita locale (via Italgas)Struttura frammentata (ruolo dei Comuni)

Fasi potenzialmente monopolistiche e Fasi potenzialmente concorrenziali Trasmissione in alta e media pressione (trasporto nelle reti internazionali, nazionali e regionali + dispacciamento) Distribuzione locale in bassa pressione Produzione Importazione Stoccaggio Vendita all’ingrosso Vendita al dettaglio

La liberalizzazione Europea: principi Unbundling (separazione fra attività monopolistiche e concorrenziali) Third Party Access: accesso non discriminatorio dei terzi alle essential facilities (infrastrutture essenziali non duplicabili) e alle bottleneck facilities (infrastrutture essenziali duplicabili) Free Entry nelle attività concorrenziali Libera scelta del fornitore da parte dei clienti finali

Grado di Implementazione dei principi Unbundling (orizzontale e verticale): contabile (richiesta minima I direttiva), societario (richiesta minima II), proprietario (solo UK e Danimarca) TPA: riguarda sia le tariffe che le condizioni di accesso alla rete e agli stoccaggi: regolato (Italia, Francia, UK) negoziato (Germania)Direttiva 2003: accesso regolato ad eccezione stoccaggi Libera scelta del fornitore: estesa a tutti i clienti entro il 2007 (Italia, dal 2003), intanto distinzione tra clienti liberi e clienti vincolati

Regole di accesso alle reti di trasporto Rigide (point to point) o Flessibili (prenotazione capacità indipendente fra entry ed exit) Prenotazione annuale, pluriennale, mensile o giornaliera Incentivi avversi incumbent (contratti top) e barriere per nuovi entranti e sviluppo scambi spot Problemi di congestione: capacity hoarding e mercato secondario Trasparenza, capacità interr. e use it or loose it

Tariffe di trasporto: criteri, I Monopolio e pipe-to-pipe competition Differenze rispetto al network delle TELECOM ed ELETTRICO Criteri: distanza, francobollo, entry-exit Cost reflectivity: nelle reti magliate richiede entry-exit Tariffe point-to-point creano barriere Tariffe entry-exit segnalano congestioni

Tariffe di trasporto: criteri, II Corrispettivi basati su LRMC e sconti per controflussi Ricorso alle aste per risolvere congestioni nei punti di entry Ricorso ai prezzi di riserva per evitare prezzi sotto costo nei punti non congestionati Recupero dei costi passati P= Costo medio Francobollo= tariffe entry/exit con corrispettivi uniformi Transazioni cross-border e “pancacking” Ottimalità = Cost reflectivity? Ramsey pricing

Accesso alla flessibilità: stoccaggio Strumenti di flessibilità Le opportunità dello stoccaggio e i tipi di impianto Il ricorso nel sistema integrato e liberalizzato Essential facility o Bottleneck facility?? Regolamentazione Accesso: tariffe o aste? Nuova direttiva: TPA regolato o negoziato Flessibilità oraria --> linepack Stoccaggio strategico e minerario

Bilanciamento Decentralizzazione del controllo sui flussi Bilanciamento fisico e commerciale Squilibri -> esternalita neg.-> Inefficienze Ex-post monitoring imperfetto -> moral hazard Asimmetrie tra incumbent (pooling e impatto errori di misura) e nuovi entranti Regolamentazione con penali Trading degli sbilanci su un mercato (UK)

La liberalizzazione in Italia Prima del 2000: fine monopolio ENI in ValPadana, privatizzazione parziale ENI, istituzione AEEG Dopo: Decreto 164/00 implementa dir. 98/30/CE Separazione societaria fra 1) trasporto (Snam Rete) e import/vendita (Eni G&P) 2) trasporto e stoccaggio (Stogit) 3) Distribuzione e vendita dettaglio Accesso regolato a trasporto, stoccaggio e distr. Liberalizzazione completa della domanda (2003)

TPA in Italia: trasporto Tariffe di trasporto entry-exit dal 2001 (francobollo regionale) -> riduzione dei prezzi Tariffa a più parti: corrispettivo di capacità +parte variabile che dipende dai flussi di gas trasportati Aggiornamento con revenue-cap (70-30) Tariffe remunerative (7,94% su RAB) : influsso della quotazione di SNAM Rete in Borsa. Nuovi investimenti remunerati a parte. Accesso: priorità a contratti TOP. Prenotazione annuale o pluriennale. Dal 2004 anche cessioni giornaliere

TPA in Italia: stoccaggio Attività in concessione e Monopolio di fatto: Stogit (controllata da Eni) dispone del 98% della capacità. Nessun obbligo di cessione di giacimenti. Allocazione di nuovi giacimenti…. in corso. Tariffe regolate dal 2002 (riduzione fino al 50%): le più basse in Europa a causa dell’efficienza dei giacimenti nazionali. Tariffa libera per i nuovi campi e per i “servizi speciali” (controflusso, parcheggio…) Accesso e razionamento: ragioni scarsità ed efficienza dei metodi di allocazione

TPA in Italia: distribuzione Frammentazione del mercato (da 700 imprese nel 2000 a 480). Separazione dalla vendita e fenomeno acquisizioni per entrare sul mercato (ENEL, Gaz de France…) Monopolio naturale--> concorrenza per il mercato dal 2005 - regime transitorio. Tariffe regolate: revenue-cap--> tentativo di regolamentazione comparativa: metodo parametrico dal 2000 e contenzioso. Esito:doppio binario Nuovo periodo regolatorio (dal 2004): sono assunte come base le tariffe del 2003 (guadagni di efficienza?) ma viene incrementata la X del revenue-cap. Tariffe Regionali

Le fasi concorrenziali: produzione e importazione Le importazioni nel 2003 erano pari all’82% dell’offerta: Algeria (40%), Russia (31,6%), Olanda (12,8%), Norvegia (8,2%) e Nigeria (8,2%). Il residuo sono vendite spot La maggior parte avviene via metanodotto, solo un terminale GNL La produzione nazionale è in costante declino (dal 23% al 18% nel periodo 2000-2003) e quasi interamente controllata dall’impresa dominante (88% nel 2002) Al fine di eliminare il monopolio di fatto nell’import: tetti antitrust (dal 70% al 60% nel 2006)

Concentrazione dell’offerta nell’import Gas release e tetti antitrust Implementazione dei tetti mediante “vendite innovative” Nel 2003 la quota di mercato ENI nell’import era il 72%, contando anche le vendite innovative saliva all’83% Considerando anche la produzione Eni controlla ancora il 93% dell’offerta di gas Abuso di posizione dominante: saturazione della capacità nei metanodotti di importazione (ancora sotto il controllo ENI!!) Richiesta dell’Antitrust: potenziamento TAG e TTPC

Il ruolo strategico delle infrastrutture di importazione Eni non ha realizzato detti potenziamenti per timore di eccesso di offerta di gas, visto di progetti di by-pass con nuovi terminali GNL Multa antitrust e imposizione di gas release a prezzo fisso La capacità di interconnessione è saturata a Nord (Passo Gries) e a Est (Tarvisio), a Sud (Mazara) c’è ancora capacità ma i vincoli sono in Tunisia dove Eni rinvia il potenziamento delle infrastrutture Istruttoria antitrust per abuso di posizione dominante nel mercato delle importazioni di gas Algerino (gennaio 05)

Concorrenza e segmentazione del mercato del gas nei Paesi importatori 99% import mediante contratti TOP (2 conclusi da Eni appena prima della direttiva 98/30/CE) Conseguenze sulla struttura di costo dei venditori Guerre dei prezzi per espandere quote di mercato sarebbero disastrose e quindi la minaccia non è credibile Meglio entrare con acquisizione asset nel down-stream e poi segmentare i mercati locali praticando prezzi di monopolio Risultato della liberalizzazione nei Paesi importatori: entrata senza concorrenza nei prezzi (e benefici per clienti)

Stato della concorrenza nella vendita di gas in Italia Tetti antitrust anche nella vendita (50%) Entrata con acquisizione asset nel downstream (anche Eni presente con Italgas) Completa liberalizzazione nella vendita finale ma nessuna concorrenza nei prezzi negli usi civili (competizione limitata anche negli usi industriali). Unica eccezione recente ENEL (ma conferma la regola…) In Italia comunque concorrenza nei prezzi impossibile a causa del fatto che ENI rifornisce i suoi concorrenti Prezzi del gas fra i più elevati in Europa (fino a + 20%)

Conclusioni e Proposte Falle nella liberalizzazione Europea che nascono dalla proprietà e dalla gestione dei gasdotti internazionali Le riforme e la regolamentazione sono condizione necessaria ma non sufficiente per la concorrenza, almeno nei Paesi importatori (successo liberalizzazione UK) Necessario potenziare capacità di import: terminali GNL a Brindisi e Rovigo Ma nuovi investimenti richiedono esenzione TPA per ragioni finanziarie Necessario mercato centralizzato per scambi spot di gas.