Approvvigionamento di gas in Italia: concorrenza e regolazione

1. 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

2. 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

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

4. 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

5. 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)

6. 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 (2001-2007): il ministero ha rilasciato 67 autorizzazioni per importazioni pluriennali (quindi anche future) e 108 per importazioni spot (< 1 anno) • Da Paesi UE (2001-2007): 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

7. 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

8. 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

9. 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

10. 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)

11. 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

12. 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.

13. 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

14. 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 + 6.5 Gmc di gas

15. 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

16. Caso ENI-TTPC: epilogo • La tesi della “bolla” perde rilievo con la crisi del gas dell’inverno 2005-2006 • 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)

17. Realizzazione potenziamenti • TTPC aprile-ottobre 2008 = + 6.6 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