Modelli di regolazione pro-competitiva nel mercato del gas naturale. Profili comparativi. La regolazione dei prezzi finali

 II
La difficoltà maggiore è stata rappresentata dalla necessità di individuare forme di 
regolazione che potessero essere recepite ed applicate da tutti gli Stati senza però generare eccessivi 
danni o vantaggi ad alcuni di essi. 
Il processo di liberalizzazione ha richiesto un lungo periodo di tempo per il suo compimento 
ed è stato realizzato per gradi proprio nel tentativo di riuscire a contemperare esigenze, condizioni 
delle singole industrie, ed interessi nazionali fortemente eterogenei. 
Precursore della liberalizzazione era stata, già negli anni Ottanta, l’Inghilterra. Si tratta, di  un 
“Paese produttore” pressoché indipendente dall’approvvigionamento estero in cui l’industria del gas 
naturale era caratterizzata dalla presenza di compagnie titolari delle infrastrutture di trasporto che, 
grazie all’attività di negoziazione diretta con i produttori attraverso l’utilizzo esclusivo di contratti 
di fornitura di lungo periodo, si erano garantite la pressoché totalità dei diritti di transito. 
Ciò ha consentito loro, per molti anni, di godere di una situazione di monopolio di fatto nelle 
attività di fornitura attraverso la predisposizione di “pacchetti completi” di gas e servizi di trasporto 
correlati rivolti alle diverse tipologie di utenze. 
Tuttavia, un sentimento di inadeguatezza circa la situazione in essere, caratterizzata da livelli 
di costo del servizio inefficienti, dall’impossibilità per gli utenti di poter scegliere la propria 
controparte fornitrice ed il proprio trasportatore e di poter negoziare direttamente tutte le condizioni 
in merito alla fornitura, e conseguentemente dall’impossibilità per i nuovi entranti di affacciarsi 
all’industria del gas naturale, ha indotto le Autorità ad intraprendere un radicale processo di 
liberalizzazione del settore. 
Questo processo è stato realizzato per gradi nel corso di diversi anni. E’ importante notare 
inoltre come questo processo non sia stato certo immune da fallimenti, basti rammentare la cronica 
scarsità di nuovi entranti nell’industria del gas a seguito delle prime dismissioni coattive operate 
dall’operatore dominante inglese. 
L’esperienza di questo Paese ha dimostrato come nel caso in cui vi sia una sola compagnia a 
controllare l’accesso alle strutture di fornitura e di trasporto del gas naturale, lo sviluppo della 
competizione venga di fatto inibito. Non è inoltre sufficiente eliminare semplicemente le barriere 
amministrative all’entrata e deregolare i prezzi del gas per garantire l’esistenza ed il funzionamento 
di mercati competitivi. 
Un efficace passo in avanti, verso l’abbandono di forme di monopolio a vantaggio dello 
sviluppo di mercati realmente competitivi, richiede cambiamenti strutturali e nella 
regolamentazione in grado di proteggere i nuovi entranti dal potere di mercato dell’operatore 
dominante. L’avvio di una competizione ha favorito in questo Paese lo sviluppo di nuove forme di 
negoziazione di gas naturale, riflettendo in tal modo l’esigenza manifestata dai partecipanti al 
 III
mercato di poter usufruire di strumenti contrattuali standardizzati e maggiormente flessibili per la 
realizzazione delle forniture di gas. Questa necessità, unitamente al contesto di una economia 
prevalentemente “marketoriented”, ha favorito l’introduzione, presso i principali mercati finanziari 
informatizzati di questo Paese, delle negoziazioni sul gas naturale. 
Inizialmente si trattava quasi esclusivamente di negoziazioni di mercato secondario, aventi ad 
oggetto scambi o cessioni di contratti di fornitura o di diritti di transito tra soggetti in surplus o in 
deficit di capacità. Tuttavia, nel corso del tempo sono state sviluppate diverse forme contrattuali e 
strumenti finanziari informatizzati finalizzati non esclusivamente all’acquisto o alla vendita di 
volumi fisici di gas, ma anche alla realizzazione di vere e proprie strategie di hedging e di risk-
management. 
Il gas naturale, dunque, è stato di fatto equiparato alle normali commodities già oggetto di 
scambio all’interno dei mercati organizzati, delegando così il ruolo di determinazione dei prezzi 
all’incontro tra domanda ed offerta. Le attività non monopolistiche, per ciò che riguarda le tariffe, 
non sono sottoposte al controllo dei prezzi, anche se si deve sottolineare che questa libertà di 
stabilire i prezzi è soggetta ad una serie di obblighi di protezione dei consumatori contenuti nelle 
licenze. Le attività monopolistiche, invece, sono sottoposte a controllo dei prezzi, attraverso un 
meccanismo di price cap, regolati ogni cinque anni dall’autorità competente, Ofgem, e non dei 
profitti, così che le imprese sono incoraggiate a cercare profitti di efficienza. Tra le funzioni  
principali dell’Autorità, infatti,  vi sono la tutela dei consumatori attraverso la promozione della 
concorrenza e la regolazione delle aree dell’industria del gas dove la concorrenza non è efficiente, 
stabilendo un controllo di prezzi e norme per assicurare un servizio affidabile. 
 Ciò ha di fatto favorito non solo lo sviluppo di un mercato informatizzato del gas competitivo 
ed efficiente, in grado di assicurare l’ingresso di nuovi operatori rappresentanti dei diversi livelli 
della filiera che, fino a pochi anni fa, ne erano di fatto esclusi; ma soprattutto, ha favorito l’ingresso 
di operatori completamente estranei al mondo del gas, quali ad esempio le istituzioni finanziarie e le 
banche, fortemente attratte dalla possibilità di poter sfruttare le proficue opportunità d’investimento 
offerte da questo nuovo mercato. 
Si è poi scelto di analizzare anche l’esperienza spagnola in forza della similitudine, sia dal 
punto di vista regolatorio che dal punto di vista strutturale, rispetto al modello italiano. 
 L’industria del gas spagnola, è stata a lungo caratterizzata da un’integrazione verticale 
dell’impresa monopolistica. Il processo di liberalizzazione del mercato, si avvia con un primo 
intervento del Regolatore nel 1998, volto a promuovere l’effettiva concorrenza  a beneficio sia di 
tutti i soggetti che operano nel sistema che dei consumatori.  
 IV
A seguito di tale intervento, si è giunti ad una completa liberalizzazione, e quindi ad 
un’apertura totale della domanda, sin dal 2003, a fronte di una pressochè immutata concentrazione 
dei contratti di importazione nelle mani dell’incumbent. Uno dei problemi caratterizzanti il mercato 
del gas spagnolo è, peraltro, proprio la forte dipendenza delle importazioni dall’estero. A tal fine, il 
Regolatore ha fissato tetti quantitativi che impongono agli agenti  il rispetto di una clausola di 
diversificazione dell’approvvigionamento. 
In attuazione delle direttive comunitarie, inoltre, è stato previsto un modello di accesso alla 
rete regolato sia per la distribuzione che per il trasporto, e un unbundling (separazione) per le 
imprese verticalmente integrate, di tipo societario con riferimento all’attività di distribuzione, e  
proprietario con riguardo alla gestione della rete di trasporto.  
Il mercato spagnolo è caratterizzato da una buona implementazione delle direttive 
comunitarie, ma permeato di problemi legati alla presenza di barriere all’entrata, all’integrazione 
verticale del monopolista e al basso tasso di switching dei piccoli consumatori. 
Un’apertura del mercato solo se combinata con adeguate misure strutturali in materia di 
separazione e regolazione, può consentire a tutte le categorie di consumatori di usufruire dei 
medesimi benefici. 
L’analisi di questa esperienza ha mostrato come l’industria del gas spagnola, la sua storia e la 
sua organizzazione, possiedano forti analogie con quella italiana. 
In Italia, il percorso di liberalizzazione formale del mercato del gas viene avviato nel 2003, 
quando tutti i clienti finali, compresi quelli civili, hanno avuto la possibilità di scegliere liberamente 
il proprio fornitore. È stato altresì previsto un accesso dei terzi alla rete di trasporto di tipo regolato 
e non meramente negoziato, come previsto dalla prima direttiva comunitaria, un unbundling di 
carattere societario tra le attività di gestione infrastrutturale e quelle di produzione, importazione e 
vendita del gas e la prescrizione del rispetto di determinate soglie di mercato, al fine di promuovere 
la concorrenza dal lato dell’offerta. Poichè il mercato italiano è caratterizzato da una forte 
dipendenza dalle importazioni, e che tali importazioni sono per la quasi totalità provenienti 
dall’operatore dominante (Eni), in forza di contratti a lungo termine stipulati con i produttori 
internazionali, per eludere il tetto antitrust fissato dal regolatore,  Eni ha attuato vendite innovative 
ai propri concorrenti prima della frontiera italiana, rimanendo così di fatto il principale importatore. 
Il potere contrattuale di Eni è garantito non solo dalle vendite innovative ma anche dalla presenza 
delle c.d. clausole di destinazione, che creano impedimenti ai concorrenti nell’approvvigionarsi dai 
fornitori internazionali. 
La persistente integrazione verticale ha consentito alla struttura produttiva di evolvere 
seguendo obiettivi differenti rispetto all’effettiva apertura del mercato. A partire dall’avvio del 
 V
processo di liberalizzazione, è possibile individuare tre fasi temporali: nel passaggio dall’una 
all’altra si nota gradualmente un cambiamento dell’impostazione iniziale da parte del regolatore. 
L’esplosione del contenzioso sulla questione materia prima gas ad opera delle imprese di 
vendita, legata sostanzialmente alla carenza di infrastrutture di approvvigionamento, è stata 
aggravata dalla sottovalutazione degli effetti che la liberalizzazione del settore elettrico stava 
producendo sulla domanda di gas e sui nuovi fabbisogni di flessibilità dei sistema.  
Nel dettaglio, la prima fase abbraccia circa un quadriennio, dal 2000 al 2004. Questo periodo 
vede l’Autorità impegnata a disegnare gli elementi in grado di: 1) garantire tariffe per la fase 
regolata cost reflective; 2) garantire l’accesso non discriminatorio alle infrastrutture essenziali 
introducendo in anticipo rispetto alle prescrizioni comunitarie i meccanismi che meglio si riteneva 
avrebbero potuto agevolare lo sviluppo della competizione a molte; 3) favorire l’ingresso di nuovi 
operatori fissando la tariffa di riferimento per il mercato delle piccole utenze ad un livello in grado 
di lasciare buoni margini ai nuovi entranti; 4) creare il framework per lo sviluppo del mercato 
all’ingrosso di gas, prevedendo una struttura tariffaria che in teoria avrebbe dovuto incentivare l’uso 
dell’infrastruttura, creando il PSV e fissando le tappe per un futuro sviluppo della borsa del gas. 
Parallelamente, anche in questo caso in anticipo rispetto a quanto successivamente recepito nella 
seconda direttiva comunitaria, veniva introdotta l’esclusione al principio del TPA per la capacità 
delle nuove infrastrutture GNL, in pratica considerando tali investimenti ad opera di investitori 
diversi dall’incumbent non rientranti nella categoria delle essential facilities in quanto in principio 
riproducibili. Tale impostazione è stata poi fatta propria dalla seconda Direttiva e successivamente 
dalla legge Marzano sul finire del 2004 che ne estendeva l’esenzione e l’applicazione anche ai 
nuovi siti di stoccaggio e prevede la deroga al TPA anche per i soggetti che, in possesso di contratti 
take or pay, concorrono al finanziamento dell’espansione dei gasdotti. 
La seconda fase si apre con l’impennata dei prezzi dei prodotti petroliferi e tenta di affrontare 
le questioni emerse nell’indagine conoscitiva. La mancanza di una effettiva concorrenza nel 
mercato a valle si accompagna all’emersione dei problemi di congestione delle infrastrutture 
inizialmente solo contrattuale e successivamente fisica. Con l’obiettivo di contenere l’effetto sulla 
piccola utenza dell’indicizzazione piena ai derivati del petrolio del prezzo del gas, l’Autorità 
modifica la sua impostazione e riduce i margini lasciati nella vendita, margini che nelle intenzioni 
avrebbero potuto essere recuperati con la ricontrattazione delle condizioni di acquisto all’ingrosso 
da parte dei nuovi entranti, prevalentemente con l’incumbent, per allineare l’indicizzazione della 
componente materia prima del prezzo di riferimento a valle a quella si riteneva fosse alla base dei 
contratti di lungo periodo. Nasce quindi la contestata delibera la 248/04. Nel corso del 2005 trovano 
inoltre corpo regole per l’accesso alle infrastrutture essenziali che superavano le norme transitorie 
 VI
fissate nel corso della prima fase ma che non trovano ancora traduzione concreta in Codici di 
utilizzo del servizio essenziale, con riferimento in particolare allo stoccaggio e alla rigassificazione. 
Le nuove regole dello stoccaggio si sono inoltre scontrate immediatamente con le difficoltà di far 
fonte all’aumentato fabbisogno di flessibilità del sistema, sfociato poi nella prima crisi di scarsità di 
gas nel corso dell’inverno 2004-2005. 
La terza fase si apre invece verso la fine del 2005 ed è tuttora in corso. Nel corso dell’ultimo 
anno si sono dovute affrontare le continue emergenze scaturite dal difficile confronto tra fabbisogno 
crescente ed insufficienza di offerta di volumi e capacità, e sembra temporaneamente avere smarrito 
il quadro di riferimento scelto dal regolatore per l’apertura alla competizione. Nel corso del periodo, 
si susseguono una serie di provvedimenti “contingenti” resi necessari dal perdurante conflitto tra 
Autorità ed imprese di vendita a seguito del cambio di rotta che ha comportato la 248/04, 
complicate dal susseguirsi di sentenze contraddittorie e dalla gestione attraverso strumenti 
amministrati delle scarsità emergenti di gas per il periodo invernale. Il tentativo di chiarire le 
questioni aperte dal contenzioso lascia però aperta la questione di quale debba essere il prezzo di 
riferimento della materia prima per il mercato domestico. Il superamento forse solo temporaneo 
dell’emergenza per l’inverno 2006-2007 rende ora forse possibile che si ritorni su un percorso più 
attento allo sviluppo del mercato del gas: ne sono il sintomo non solo il superamento dell’obbligo 
della massimizzazione delle importazioni ma anche gli interventi del Ministero per lo Sviluppo 
Economico di fine gennaio volti ad aumentare la liquidità al PVS. 
Il nostro Paese quindi pur essendosi dotato di un quadro regolatorio relativamente avanzato 
rispetto al resto d’Europa, non ha potuto contrastare le conseguenze di comportamenti distorti. 
Nella difficile gestione del trade-off tra creazione d’incentivi per agevolare l’accesso di nuovi 
operatori e regolazione che fosse incentivante per introdurre efficienza sul mercato ha finito per 
creare condizioni d’irrigidimento, nel perdurare di una crescente rendita di posizione dell’operatore 
dominante. Questi anni hanno rappresentato però un primo periodo una lunga transizione verso un 
assetto che dovrebbe vedere una diversificazione dell’offerta in corrispondenza dell’aumento della 
domanda. Un mercato all’ingrosso del gas liquido presuppone la disponibilità di infrastrutture in 
eccesso rispetto alla domanda potenziale e con provenienze diversificate. 
Seguendo l’impostazione sino ad ora delineata, si procederà nella prima parte a delineare 
sinteticamente le caratteristiche fisiche e le fasi costituenti la filiera del gas, dall’esportazione agli 
utilizzi finali; si effettueranno confronti tra i tre paesi considerati, Italia, Spagna e Inghilterra, 
analizzando il ruolo che il gas naturale svolge tra le fonti energetiche primarie, sulla ripartizione dei 
consumi, e sulle prospettive evolutive, al fine di svolgere un esame esaustivo sull’evoluzione della 
disciplina comunitaria del settore. 
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Nella seconda parte è volta a comprendere come la promozione della concorrenza sia stata 
sviluppata dai regolatori di ciascun paese, e le modalità in cui ciascun ordinamento ha implementato 
le direttive comunitarie, tracciando le caratteristiche e le funzioni fondamentali delle autorità 
competenti nell’ambito del settore del gas naturale. 
La parte finale del lavoro è volta ad evidenziare i fattori che determinano la persistenza di 
forti differenziali di prezzo, partendo da un’analisi della struttura del prezzo del gas italiano per poi 
poter confrontare i prezzi italiani con quelli spagnoli ed inglesi a fronte dell’aumento del prezzo del 
petrolio e dei prodotti petroliferi, a cui il gas è indicizzato. Tali questioni aprono un importante 
quesito sull’influenza della regolazione nella determinazione dei prezzi finali, tematica analizzata 
attraverso un’indagine che mira a raffrontare la reazione dei Regolatori di ciascun paese a fronte 
dell’aumento dei prezzi dei prodotti petroliferi.