INTRODUZIONE
VII
primo descrive in dettaglio le singole fasi che costituiscono la filiera del gas
naturale, dalla produzione alla distribuzione finale: per effettuare una corretta
analisi tecnico-economica è infatti utile, se non indispensabile, la conoscenza
delle caratteristiche del bene o del servizio che si intende studiare. Il secondo
effettua una panoramica sul mercato del gas naturale italiano, comunitario e,
in modo molto meno particolareggiato, mondiale, soffermandosi sulla pene-
trazione del gas, sulla produzione, sugli approvvigionamenti, sulla ripartizio-
ne dei consumi e sulle prospettive evolutive. Oltre all’Unione europea nel suo
complesso, sono anche analizzati i singoli mercati dei principali Stati membri
e le maggiori imprese che vi operano.
La seconda parte descrive gli strumenti teorici per l’analisi del settore. Il
terzo capitolo mostra un quadro delle indicazioni fornite dalla teoria economi-
ca al policy maker, tali da orientarne le scelte verso soluzioni efficienti. In parti-
colare il policy maker deve intervenire qualora si presentino fallimenti di mer-
cato, in modo da ripristinare condizioni di massimo benessere collettivo. Tra i
casi di fallimento, quello cui si è maggiormente interessati è il monopolio natu-
rale, in quanto caratterizza i servizi pubblici a rete, tra i quali proprio il gas na-
turale. Le modalità di risoluzione delle problematiche connesse all’esistenza di
monopolio naturale sono affrontate nel quarto capitolo. Il quinto capitolo ri-
percorre le linee di ragionamento affrontate nei due capitoli che lo precedono,
ma pone l’attenzione esclusivamente sul gas naturale, soprattutto in relazione
alle peculiarità che caratterizzano il settore rispetto alle altre public utilities.
La terza ed ultima parte presenta il quadro normativo comunitario ed ita-
liano e gli interventi di riforma in corso che si sono resi necessari a seguito della
decisione del Parlamento europeo e del Consiglio dell’Unione europea di di-
segnare una nuova configurazione di mercato per il gas naturale per e tra gli
Stati membri. Per il rilevante impatto sul mercato europeo e nazionale del gas
naturale, il sesto capitolo, oltre ad affrontare la normativa vigente, espone in
dettaglio la direttiva 98/30/CE ed il conseguente decreto legislativo di rece-
pimento n. 164/00 con il quale il Governo italiano, su delega del Parlamento,
ha accolto le disposizioni comunitarie. Attraverso tale decreto, il Governo ha
dato precise disposizioni all’Autorità per l’energia elettrica e il gas di tradurre
le indicazioni contenute nello stesso decreto in una regolamentazione tariffaria in
INTRODUZIONE
VIII
grado di risolvere le inefficienze connesse ai monopoli naturali del trasporto
dorsale e della distribuzione locale del gas naturale. Tali provvedimenti sono
affrontati nel settimo capitolo.
Il capitolo conclusivo è destinato ad analizzare nel suo complesso la ri-
forma del settore in questione. Esso raccoglie ed argomenta criticamente le
problematiche emerse nelle diverse parti del presente lavoro, provando a trac-
ciare un primo bilancio delle iniziative già intraprese dagli Stati e dagli opera-
tori di settore, nonché delle probabili implicazioni sull’assetto strutturale
dell’industria di settore, sulle imprese e sui consumatori nel futuro mercato
interno del gas naturale.
Ringraziamenti
IX
Ringraziamenti
Desidero ringraziare tutti coloro che con i loro consigli e la loro disponibilità
mi hanno consentito di raccogliere informazioni indispensabili per portare a
termine il lavoro.
Fra queste, posizioni di rilievo assumono due tra i massimi esperti del
mercato del gas e cioè Roberto Fazioli, dell’Università di Ferrara, per la sua
cortesia nel sopportare le mie insistenti richieste informative e Luigi De Paoli,
condirettore IEFE e professore ordinario all’Università Bocconi di Milano, per
la disponibilità dimostratami durante un’interessante consulenza concessami
a Bologna e per la solerzia nell’inviarmi il materiale del suo intervento al con-
vegno nazionale sul gas naturale organizzato dalla Federgasacqua, tenutosi
proprio a Bologna il 20 e 21 giugno 2001.
Non posso non ringraziare la stessa Federgasacqua, la federazione ita-
liana delle imprese e dei servizi idrici, energetici e varii, per avere reso agevole
la mia partecipazione al convegno citato grazie alla loro cortesia e per avermi
costantemente messo a disposizione in questi mesi utile materiale informativo
proveniente da altri convegni in tema di gas.
Ringrazio ancora la segreteria dell’Autorità per l’energia elettrica e il
gas per aver risposto prontamente a miei quesiti anche solo in relazione alle
tempistiche di presentazione di nuovi provvedimenti da parte dell’Autorità,
cosa che mi ha consentito di organizzare meglio il lavoro ed il giornalista de
LA STAMPA Roberto Ippolito per avermi indicato alcune possibili fonti in-
formative in una fase in cui il materiale disponibile era ancora meno di quello
reperibile in seguito, a causa della ancora troppo recente liberalizzazione del
mercato del gas naturale.
Un ringraziamento particolare è infine diretto a mia madre, a mio pa-
dre e a mia sorella, per aver soddisfatto le mie “esigenze produttive” e per a-
vermi concesso la tranquillità necessaria per svolgere un buon lavoro.
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
222
CAPITOLO 8
LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL
GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
L’ultimo capitolo è destinato ad analizzare nel suo complesso la riforma del
settore del gas naturale. I provvedimenti della Commissione europea e dei
singoli governi nazionali (illustrati nei capitoli 6 e 7) hanno radicalmente inci-
so sulla struttura dell’industria del gas naturale, sui rapporti tra gli operatori
della filiera gasiera e tra operatori e clienti finali. A circa un anno dall’apertura
del mercato interno del gas naturale si può provare a tracciare un bilancio
provvisorio, se non degli effetti diretti di una liberalizzazione ancora allo stato
embrionale, almeno delle conseguenze previste allo stato attuale o prevedibili
in periodi addirittura precedenti all’emanazione della direttiva europea. Nel
paragrafo 8.1 ci si chiede persino se, a dispetto delle considerazioni di caratte-
re generale1 sulla bontà e sulla necessità dei processi (inarrestabili) di libera-
lizzazione anche dei servizi di pubblica utilità che godono ormai di un ampio
consenso, possa essere considerata opportuna la medesima scelta nel mercato
del gas naturale, in relazione alle caratteristiche specifiche2 del settore, diffi-
cilmente assimilabile ad altri.
Comunque, una volta effettuata la decisione di procedere alla liberaliz-
zazione occorre valutare la capacità dei provvedimenti intrapresi dai singoli
Stati membri di realizzare gli obiettivi indicati dalla direttiva europea sul gas.
A questo proposito nel paragrafo 8.2 viene analizzato il decreto italiano di a-
pertura del mercato, evidenziandone i pregi e i difetti relativamente alle im-
plicazioni dirette sia sugli assetti organizzativi degli operatori interni, sia sui
rapporti tra operatori sovranazionali, nonché sulle conseguenze sui clienti in-
1 Cfr. capitoli 3 e 5.
2 Cfr. paragrafo 5.1.
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
223
terni ed esteri. Strettamente connessi, in quanto conseguenti, a tale decreto le-
gislativo, sono i provvedimenti dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas di
regolazione dei comparti critici della filiera del gas naturale, il trasporto e la
distribuzione, esposti nel capitolo 7 e, per quanto possibile, commentati nel
paragrafo 8.3.
Il paragrafo 8.4 si occupa degli sviluppi recenti prodotti dalla liberaliz-
zazione del mercato del gas e delle prospettive evolutive, in termini di oppor-
tunità o limitazioni, che si presentano agli operatori del gas già attivi o ai nuo-
vi entranti. Il paragrafo 8.5 presenta, infine, la conclusione del lavoro.
8.1 Alcune considerazioni sulla riforma del settore
In questo paragrafo ci si sofferma sulle conseguenze prodotte nel settore del
gas naturale con la decisione della Commissione europea di liberalizzare il
mercato. Le considerazioni che seguono sono quindi indipendenti dalle moda-
lità con cui i singoli Stati membri hanno ritenuto di procedere, in relazione al
citato principio di sussidiarietà, al recepimento della direttiva stessa.
In altri termini ci si chiede se e come gli elementi cruciali per l’apertura
del mercato del gas naturale (il principio dell’accesso di terzi alla rete, i contratti
take or pay e l’opportunità offerta dal gas naturale liquefatto) possono essere ef-
fettivamente in grado di favorire la concorrenza nei comparti non naturalmen-
te monopolistici.
8.1.1 Le conseguenze dell’introduzione dell’ATR
Le finalità delle politiche di liberalizzazione attualmente in corso nella gran
parte dei Paesi membri nei settori dell’elettricità e del gas naturale sono in
buona parte riconducibili alla razionalità intrinseca dell’integrazione economi-
ca ed istituzionale, ovvero alla volontà comunitaria di costruire un Mercato
Europeo dell’Energia. L’idea di un efficiente sviluppo economico, di un in-
cremento nella sicurezza degli approvvigionamenti e dei benefici in termini di
minori prezzi per i cittadini/consumatori europei sono perseguiti attraverso,
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
224
appunto, politiche di liberalizzazione, volte ad accrescere la competitività
dell’intero sistema, a partire dall’incremento di concorrenzialità dei suoi mer-
cati e dei soggetti che lo animano.
Lo strumento dell’ATR è stato adottato nel caso del gas naturale (ma
anche in quello dell’elettricità) per sviluppare la competizione tra operatori
nel futuro mercato interno del gas e nei singoli mercati nazionali, caratterizzati
da posizioni sostanzialmente monopolistiche. L’ATR è, in sostanza, il mecca-
nismo politico che consente di rendere contendibile un mercato connotato da
monopolio naturale in alcune sue componenti. Ma l’adozione del principio
dell’ATR, quali altri effetti produce?
Per rispondere a questa domanda occorre innanzitutto inquadrare il
settore nel suo contesto internazionale. La situazione descritta in dettaglio nel
secondo capitolo indica come quasi tutti i paesi appartenenti all’Unione euro-
pea, ad eccezione di Olanda e (ancora per poco) Regno Unito, devono soddi-
sfare il proprio fabbisogno nazionale ricorrendo alle importazioni attraverso
contratti take or pay di lungo periodo e che nei prossimi anni, per effetto di una
forte crescita della domanda di gas e a causa del progressivo esaurimento dei
campi di coltivazione o di una loro trasformazione in riserve, la dipendenza del-
le importazioni sarà sempre più marcata. Inoltre per soddisfare il proprio fabbiso-
gno, i singoli paesi appartenenti all’UE dovranno fare ricorso a forniture prove-
nienti da paesi non UE, principalmente Russia, Norvegia e Algeria per quanto
riguarda l’approvvigionamento via gasdotto, per non parlare del GNL. Si ri-
corda anche che le imprese produttrici dei paesi citati sono spesso pubbliche e
monopoliste all’interno del loro territorio nazionale e che quindi godono di
una notevole forza contrattuale, sia perché uniche venditrici, sia in ragione della
specificità degli investimenti rappresentati dai gasdotti di importazione che
pongono in posizione svantaggiata l’acquirente, il quale, di conseguenza, deve
tutelarsi attraverso contratti di fornitura di lungo periodo.
In siffatto contesto l’idea di aprire il mercato in tutte le sue fasi attra-
verso l’introduzione del principio di accesso di terzi alle reti è criticabile, per-
ché colpevolmente trascura che attualmente il 44 per cento e nel 2020 circa i tre
quarti della domanda interna di gas naturale dovrà essere coperta con impor-
tazioni da paesi non appartenenti all’Unione europea e quindi non assogget-
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
225
tabili alla normativa europea, né sottoponibili a controllo da parte delle autori-
tà comunitarie nel caso in cui gli stessi produttori esteri attuino strategie di
coordinamento per evitare sconvenienti guerre di prezzo. Pertanto non è chia-
ro come si possa ritenere di liberalizzare il mercato in tutte le sue fasi, quando
l’approvvigionamento, la fase a monte di tutto il ciclo, è costituito da una
sempre più consistente produzione effettuata da operatori non comunitari che costi-
tuiscono un oligopolio ristretto e quindi, per definizione, agiscono in condizioni
di scarsa concorrenza e senza che risulti possibile introdurre stimoli competi-
tivi, sia per l’impossibilità di intervenire direttamente o indirettamente sulle
scelte strategiche (anche di tipo collusivo) dei produttori esteri sia perché, at-
tualmente, l’alternativa del gas naturale liquefatto è ancora scarsamente com-
petitiva. In altri termini è errata la premessa che sia possibile introdurre la
concorrenza in tutte le fasi che non siano il trasporto e la distribuzione locale:
già questa semplice considerazione avrebbe dovuto far sorgere qualche dub-
bio sull’efficacia di una liberalizzazione viziata a monte.
Un altro effetto prodotto dall’ATR è di rendere liberi i grandi clienti
idonei (come le grandi imprese o i produttori di elettricità) di approvvigionar-
si anche direttamente dai produttori esteri e di favorire l’ingresso di operatori
commerciali (traders) anch’essi in grado di contrattare le forniture per riven-
derle sui mercati finali. Questo previsto proliferare di imprese nell’import può
essere considerato un fattore positivo, poiché generalmente tante imprese è si-
nonimo di concorrenza. Ad un più attento esame ci si accorge però che una
miriade di piccole e medie imprese con scarsa forza contrattuale rispetto ai gi-
ganti esteri impegnati nella produzione determina esclusivamente una minore
capacità degli acquirenti di contrattare forniture a basso costo; ciò significa che
i produttori sono in grado di selezionare i clienti disposti ad offrire di più per una for-
nitura, mettendo cioè gli importatori in competizione tra loro. Si ritiene quindi
che la frammentazione degli importatori determini condizioni di fornitura più gravose
di quelle che gli importatori monopsonisti nazionali (Snam, Gaz de France,
ecc.) sono stati in grado di ottenere fino ad ora grazie al loro potere contrattua-
le e a forniture di grandi quantità di gas in regime di monopolio bilaterale. In
altri termini si potrebbe assistere ad una riallocazione della rendita del monopolio
bilaterale ad esclusivo vantaggio del produttore.
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
226
Altro aspetto da considerare riguarda le strategie di mercato3 delle
grandi major petrolifere e gasiere (Shell, Exxon-Mobil, BP-Amoco e poche altre
che controllano buona parte della produzione interna di gas) tese ad entrare
nell’azionariato delle più importanti compagnie produttrici estere di gas4 (Ga-
zprom, Sonatrach, ecc.) e a partecipare ai progetti di costruzione dei grandi
gasdotti di importazione, in modo da costituire un blocco oligopolistico a forte
coordinamento in grado di sostenere i prezzi del gas. Questa tendenza alla concen-
trazione della produzione di gas europea ed extraeuropea in poche mani eli-
mina ogni dubbio sulla possibilità che le imprese produttrici di gas intendano
farsi concorrenza e quindi anche questo aspetto contribuisce a comprendere
come risulti probabile un aumento dei costi di importazione.
Se a quanto detto si aggiunge che i costi di estrazione del gas dai gia-
cimenti marginali o più lontani dai luoghi di consumo (ad esempio nelle re-
gioni interne della Russia) sono, per i motivi riportati, destinati a crescere, si
comprende come a valle della filiera gasiera gli utenti finali non possano bene-
ficiare dei vantaggi di prezzo indotti dalla concorrenza downstream, poiché tale
prezzo è necessariamente inficiato a monte.
Il principio dell’ATR non esaurisce i suoi effetti in relazione ai costi di
approvvigionamento. Come in precedenza già affermato l’ATR consente a
gruppi industriali, ad aziende termoelettriche e ad operatori commerciali, in
breve ai clienti idonei, di rifornirsi direttamente dai produttori senza dovere
acquistare il gas dall’importatore/trasportatore, ma semplicemente facendo
transitare il gas acquistato nelle reti dell’operatore attivo nel trasporto verso
un corrispettivo per il vettoriamento. È logico che i clienti idonei, di dimen-
sioni non paragonabili a quelle degli operatori incombenti, siano interessati a
negoziare forniture limitate alle proprie esigenze e di ridottissima entità ri-
spetto a quanto contrattato dagli ex importatori monopolisti con i contatti take
or pay. Tali forniture potrebbero consistere in quantità spot di gas messe a di-
sposizione dell’esportatore. È previsto infatti un consistente incremento di
3 Cfr. par. 2.2.7 del presente lavoro.
4 Per approfondimenti sulle strategie delle major si veda Bianchi, A., “Il prezzo del gas in Euro-
pa tra liberalizzazione e oligopolio”, Energia, n. 3, 1998.
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
227
contratti spot anche perché la liberalizzazione del mercato a valle non garanti-
sce più a nessun operatore nicchie sicure di mercato.
Da un punto di vista puramente teorico i contratti spot garantiscono
l’efficienza statica perché il prezzo della fornitura dovrebbe essere pari al co-
sto marginale di breve periodo, senza cioè considerare gli investimenti fissi
negli impianti di estrazione, poiché i costi fissi, nel breve periodo, sono costan-
ti5. Ammesso e non concesso che il prezzo di fornitura venga determinato in
base ai costi di produzione6, resterebbe il problema legato all’efficienza dina-
mica, cioè di lungo periodo. Infatti, in assenza di sbocchi garantiti, i contratti
di lungo periodo saranno sempre meno frequenti e questo potrebbe comporta-
re una riduzione degli investimenti in nuovi campi di coltivazione e in nuove infra-
strutture di trasporto che vengono invece generalmente programmati attraverso
contratti take or pay. In questo senso il principio dell’ATR potrebbe essere adot-
tato senza problemi in un mercato ormai maturo7, ma non in un mercato in
forte espansione come quello europeo che necessita di un’offerta incrementale
e di ulteriori estensioni delle reti di importazione. Una riduzione dell’offerta
di gas oppure una carenza delle infrastrutture di trasporto determinerebbero
un aumento dei costi di importazione e il grave rischio di non assicurare gli
approvvigionamenti necessari alla copertura della domanda futura, non sod-
disfacendo, in tale modo, neanche l’obiettivo imposto dalla direttiva
98/30/CE sulla sicurezza degli approvvigionamenti.
I due aspetti negativi appena citati (maggiori difficoltà prospettiche nei
nuovi investimenti in gasdotti di importazione, con risvolti assai negativi in
una fase di elevata dinamica della domanda di GN in Europa, che può essere
soddisfatta solo dalle importazioni, e probabile aumento del potere contrat-
tuale dei paesi esportatori) possono comportare aumenti di prezzo del gas ai
consumatori finali ben più consistenti dei guadagni pur possibili, ma indub-
biamente contenuti, connessi all’introduzione dell’ATR, come la possibile con-
correnza (ma esclusivamente nelle fasi a valle della filiera) o l’erosione delle
5 Cfr. Arrigo, U. et al., Il sistema tariffario nel settore del gas. Un confronto europeo, cit.
6 Si veda nel successivo paragrafo 8.1.2 come in realtà vengono determinati i prezzi per le forni-
ture.
7 Cfr. Amman, F.M., “Il settore del gas naturale nazionale ed il mercato interno europeo”, Eco-
nomia delle fonti di energia e dell’ambiente, n. 2, 1996.
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
228
rendite in precedenza appropriate dai monopolisti nazionali integrati. A que-
sto proposito la figura 8.1 schematizza le possibili cause che possono influire,
in positivo o in negativo, sul prezzo del gas ai clienti sui mercati finali. Poiché
il prezzo del gas è agganciato a quello del petrolio, non è possibile prevederne
la dinamica in relazione a tale variabile.
Figura 8.1. Prospettive del prezzo del gas in Europa
Causa Effetto
Crescita della domanda
Frammentazione della domanda
Costi incrementali in crescita prezzo del gas
Rafforzamento dell’oligopolio gasiero in aumento
Riduzione degli investimenti
Eccesso di offerta di gas nel breve periodo
(contratti spot) prezzo del gas in
Concorrenza downstrem diminuzione
Erosione delle rendite da monopolio
Prezzo del petrolio prezzo del gas ?
Fonte: tratto con variazioni ed integrazioni da Bianchi, A., “Il prezzo del gas in Europa tra libe-
ralizzazione e oligopolio”, cit.
Alla luce delle considerazioni espresse si ritiene che la Commissione
europea abbia proceduto alla liberalizzazione del mercato interno del gas na-
turale, se non come astratto tributo alla teoria, semplicemente in maniera ana-
loga a quanto realizzato circa un decennio prima dal Regno Unito sempre nel
settore del gas oppure in analogia alla liberalizzazione del mercato interno
dell’energia elettrica, promossa alcuni anni prima. In entrambi i casi il presun-
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
229
to ragionamento analogico incontra però gravi ostacoli. Innanzitutto non è pos-
sibile porre su un piano di parità il mercato britannico e quello europeo per il sempli-
ce fatto che il primo è autosufficiente e proprio per questo sono presenti molti
produttori in concorrenza tra loro, mentre, come visto, l’approvvigionamento
europeo è fortemente dipendente da pochi fornitori esteri. Ancora meno com-
prensibile è il parallelismo con il mercato dell’energia elettrica. È vero che elettrici-
tà e gas naturale costituiranno il futuro mercato interno dell’energia e che sia
uno che l’altro sono caratterizzati da monopoli naturali nelle fasi di trasporto e
distribuzione secondaria, ma ancora più significative appaiono le differenze:
la produzione di energia elettrica (per lo meno quella oggi dominante, per via
termoelettrica) avviene per mezzo di impianti industriali nei quali
l’innovazione è fondamentale e la cui localizzazione non è soggetta a vincoli,
mentre nel caso del gas naturale la produzione avviene con tecniche tradizio-
nali ed i campi di coltivazione sono situati ove madre natura si è dimostrata
più generosa, cioè fuori dai confini dell’UE. Una ulteriore differenza, anche se
non vincolante a fini critici, è dovuta al fatto che il gas naturale, a differenza
dell’elettricità, è stoccabile e questo comporta meno problemi per l’attività di
dispacciamento. In entrambe le situazioni descritte emerge come il punto debole
della liberalizzazione del mercato interno del gas sia la produzio-
ne/approvvigionamento che non è soggetta né in alcun modo assoggettabile alla
concorrenza, come invece possibile sia nel caso della produzione di energia e-
lettrica, sia in quello della produzione di gas nel Regno Unito.
Infine, si ritiene che in prospettiva di una crescita dei consumi e di un
probabile non corrispondente sviluppo delle reti di importazione, sarà difficile
per gli operatori che intendono approvvigionarsi direttamente all’estero acce-
dere alle reti di terzi, perché questi ultimi possono non concederlo in relazione
all’assenza di capacità disponibile, possibilità richiamata dalla direttiva e, ad
esempio, integralmente recepita nella legislazione italiana8. La capacità di tra-
sporto di una condotta dipende da due fattori distinti9: la dimensione della
condotta (il suo diametro) e il sistema di pompaggio (potenza delle relative
stazioni ed il loro numero per unità di distanza). Mentre sulla dimensione del-
8 Cfr. paragrafi 6.1.2 e 6.2.4.
9 Cfr. par. 5.2.
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
230
la condotta si hanno rilevanti economie di scala, per cui di norma conviene la-
sciare un certo margine nel dimensionamento dei tubi, nel sistema di pom-
paggio le economie di scala sono sostanzialmente assenti; potenza e numero
delle stazioni di pompaggio vengono quindi incrementate gradualmente nel
tempo seguendo l’evoluzione della domanda. Ne consegue che un gasdotto
potrà anche avere le potenzialità, in termini di diametro della condotta, per
trasportare le quantità di GN maggiori di quelle effettivamente trasportate,
ma assai difficilmente tale riserva corrisponderà a riserva reale perché la po-
tenza di pompaggio sarà di norma dimensionata su valori di poco superiori a
quelli strettamente necessari. Inoltre, poiché i gasdotti sono costituiti da diver-
si tratti le cui capacità, come per le stazioni di pompaggio, vengono adeguate
anche in relazione a consistenti sviluppi di domanda, la condotta nel suo
complesso finisce per presentare colli di bottiglia che ne determinano la capa-
cità di trasporto effettiva, anche se tali colli di bottiglia si presentano su tratti
limitati. Di fronte ad una richiesta di accesso da parte di terzi, è dunque assai
probabile che l’impresa proprietaria della condotta, soprattutto se operante
anche su mercati a valle, sarà sempre in grado di dimostrare in buona fede che
non vi è capacità disponibile10.
8.1.2 I contratti take or pay nel mercato libero
Si è detto che i contratti take or pay rappresentano un efficace strumento che
consente ai produttori, attraverso forniture di ingenti quantità di gas e a fronte
di un ritorno economico garantito per periodi medio lunghi, di ottenere i fi-
nanziamenti per realizzare gli impianti di estrazione e di trasporto alla frontie-
ra e agli importatori di assicurarsi forniture su periodi lunghi e di limitare i
comportamenti opportunistici dei produttori una volta effettuato
l’investimento specifico che è il gasdotto di importazione. In questo senso i
contratti di lungo periodo sostengono gli investimenti e garantiscono
un’offerta adeguata e infrastrutture di trasporto in grado di alimentare la do-
manda.
10 Cfr. Amman, F.M., “Il settore del gas naturale nazionale ed il mercato interno europeo”, cit.
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
231
In una fase di transizione verso il mercato libero la Commissione euro-
pea si è preoccupata di tutelare quegli importatori che avevano stipulato con-
tratti take or pay e che correvano il rischio, a causa del principio dell’ATR, di
trovarsi costretti a vettoriare il gas naturale di terzi sulle proprie reti senza riu-
scire quindi a collocare il proprio gas sul mercato finale, trovandosi infine in
difficoltà finanziarie11. A questi soggetti è permesso di rifiutare l’accesso alle
proprie reti qualora non vi sia capacità disponibile o in relazione alle già indi-
cate difficoltà finanziarie a causa dei contratti take or pay.
In realtà, oltre alla giusta tutela degli importatori e ai vantaggi prodotti
dalla contrattazione di lungo periodo, i contratti take or pay (top) comportano
anche delle controindicazioni in un mercato libero, benché si sia detto che i
contratti spot siano destinati ad affiancarsi ed in parte a sostituire i contratti di
lungo periodo di cui ci stiamo occupando. È necessario infatti sapere che il
corrispettivo di una fornitura take or pay versato dall’importatore al produttore
estero non si basa sui costi, in impianti (costi fissi) o di estrazione (costi varia-
bili), sostenuti dal produttore per estrarre il gas da un dato giacimento, ma in
relazione al criterio del net back pricing12. In base a tale criterio il prezzo di ces-
sione del metano è calcolato a partire dal suo valore d’uso finale fissato, a sua
volta, sulla base del costo opportunità alternativamente sopportato da ogni ca-
tegoria di utenza (civile, industriale, termoelettrica), in modo, cioè, da garanti-
re comunque la competitività, per ogni tipologia di utenza, del gas naturale
rispetto alle fonti energetiche alternative. Sottraendo, da tale valore, le impo-
ste, il costo di impianto di utilizzo del gas, il costo di distribuzione secondaria
e di trasmissione primaria si ottiene il prezzo cif del metano e, di qui, quello
fob sottraendo al primo il costo di trasporto internazionale. Questa strategia è
chiaramente mirata ad estrarre la rendita che il monopolio bilaterale può offrire, a
scapito dei consumatori.
11 Per approfondimenti si veda il paragrafo 6.1.2 del presente lavoro.
12 Clò, A., “Un’agenda per la direttiva metano”, Energia, n. 1, 1999.
CAPITOLO 8. LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS: UN PRIMO BILANCIO E SPUNTI
PER UN’ULTERIORE RIFLESSIONE
232
Un aspetto che incide negativamente sul libero mercato interno del gas
naturale è dovuto al fatto che i contratti top, costituendo rapporti di lungo pe-
riodo per la fornitura di significative quantità di gas (spesso pari a buona par-
te del fabbisogno annuo di un paese), determinano delle restrizioni verticali tra
venditore ed acquirente che limitano la possibilità di ingresso da parte dei po-
tenziali entranti13. Tali barriere all’ingresso sono artificiosamente innalzate dai
due forti contraenti tramite l’inclusione nei contratti di clausole vietate che ga-
rantiscono ai compratori una sorta di esclusiva sugli acquisti delle partite di
gas e ai fornitori il diritto di limitare la flessibilità per quanto concerne il tra-
sferimento dei contratti ad altri operatori o la vendita di gas su mercati diversi
da quello nazionale14, il che garantisce l’importatore da incursioni indesiderate
da concorrenti esteri sul proprio territorio. Tali clausole sono chiaramente tese
a limitare l’ingresso di potenziali nuovi importatori, ed hanno come effetto
quello di ingessare il mercato limitando gli sbocchi alle imprese che acquistano gas e
vanificando quindi ogni spinta concorrenziale nel mercato interno, in modo che il
produttore e l’operatore incombente nazionale non debbano spartire la rendita
con nessun altro. A riguardo il commissario europeo per la concorrenza Mario
Monti ha affermato che tali clausole vietate pongono “seri problemi di concor-
renza ed hanno un impatto negativo sulle tariffe per gli utenti15” e che “sono
in contrasto sia con le norme della concorrenza che con il mercato unico16”,
mentre sono in corso indagini UE sui contatti top sottoscritti da Snam, Enel ed
Edison ai quali verrà con ogni probabilità richiesto di rivedere le clausole con i
fornitori africani e russi17.
In definitiva, si può affermare che i contratti take or pay presentino in-
discutibili vantaggi, favorendo i dispendiosi investimenti, ma che in futuro,
per effetto della liberalizzazione del mercato, saranno parzialmente rimpiaz-
zati da contratti a breve scadenza, e che dovranno in ogni caso essere mag-
giormente orientati allo sviluppo della concorrenza, eliminando le clausole
vietate che si basano su principi radicalmente opposti a quelli che vorrebbero
13 Oddo, G., “Il metano russo costerà caro”, Il Sole 24 Ore, 2 dicembre 2000.
14 Autorità per l’energia elettrica e il gas, Relazione annuale 2000, cit.
15 Brivio, E., “Gas, ultimo avvertimento Ue”, Il Sole 24 Ore, 7 luglio 2000.
16 Rendina, F., “Gas, linea dura Ue sull’import”, Il Sole 24 Ore, 23 marzo 2001.
17 Ibidem.
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