La liberalizzazione del mercato del gas naturale by Az719q48

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									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    •   Produzione
  media pressione           •   Importazione
  (trasporto nelle reti     •   Stoccaggio
  internazionali,
  nazionali e regionali +   •   Vendita all’ingrosso
  dispacciamento)           •   Vendita al dettaglio
• Distribuzione locale in
  bassa pressione
    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.

								
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