Upload
agostina-palumbo
View
214
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
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.