La liberalizzazione del mercato del gas naturale

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

2. 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

3. 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

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

5. 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)

6. 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 Fasi potenzialmente monopolistiche e Fasi potenzialmente concorrenziali

7. 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

8. 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

9. 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

10. 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

11. 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

12. 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

13. 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)

14. 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)

15. 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

16. 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

17. 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

18. 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)

19. 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

20. 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)

21. 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)

22. 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%)

23. 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.