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.