6
coordina tutte le transazioni di gas naturale e del suo trasporto, in modo da assicurare
l'offerta del servizio al minimo costo per la società.
Il primo modello è stato adottato dalla maggior parte dei paesi, tra cui gli Stati Uniti.
Nell'industria del gas naturale statunitense, dove sia il gas che il suo trasporto,
perlomeno a livello interstatale, vengono scambiati attraverso negoziazioni bilaterali
decentrate. La minimizzazione dei costi viene raggiunta attraverso l'azioni di
intermediari e la transazione elettronica, che permettono di aggregare l'informazione
necessaria. La concorrenza e la trasparenza nel mercato del trasporto secondario
promuovono la formazione di prezzi efficienti.
Il secondo modello è stato implementato esclusivamente in Gran Bretagna e solo in
modo parziale: qui l'operatore del sistema, British Gas TransCo, coordina ed ottimizza il
trasporto, inoltre assume il ruolo di borsa del gas per facilitare le transazioni, ma, in
questo caso, i prezzi vengono stabiliti mediante negoziazioni decentrate.
La trattazione che segue fa riferimento al processo di deregolamentazione dell'industria
del gas naturale attuato negli Stati Uniti.
Innanzitutto viene descritta la tecnologia che caratterizza le diverse fasi dell'industria.
Viene quindi affrontato il tema delle teorie economiche relative, con particolare
riferimento ai principi di regolamentazione dei prezzi. Nel secondo capitolo viene
delineato il funzionamento dell'industria del gas naturale precedente l'introduzione della
deregolamentazione. Vengono poi presentate le diverse fasi del processo di riforma: la
liberalizzazione dei prezzi alla produzione, introdotta nel 1978 con il Natural Gas Policy
Act, l'apertura del mercato del trasporto interstatale, sancita dall'Order 436 del 1985, e
l'attuazione della deregolamentazione "in pratica" seguita all'Order 636 del 1992.
Infine viene descritto l'attuale funzionamento dell'industria, specialmente per quanto
riguarda il livello interstatale.
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CAPITOLO 1
L'INDUSTRIA DEL GAS NATURALE
1. La tecnologia
Il gas naturale è un composto chimico costituito da diversi idrocarburi: metano (CH4),
etano (C2 H6), propano (C3H8) e butano (C4H10), tutti combustibili. Inoltre possono
essere presenti gas non combustibili (azoto, elio, anidride carbonica) ed, in alcuni casi,
composti sulfurei. Il gas naturale è utilizzato come combustibile per produrre calore, il
suo componente principale, il metano, brucia reagendo con l'ossigeno presente nell'aria e
produce anidride carbonica e vapore acqueo:
OHCOOCH
2224
22 +→+
Il suo potere calorifico, cioè il calore che può essere prodotto teoricamente da una data
quantità di gas, è una caratteristica importante che permette di distinguere il gas
proveniente da giacimenti diversi; nel Sistema Internazionale viene misurato in joule,
ma viene utilizzato anche il therm o BTU (British Thermal Unit) che equivale a 1056
joule.
Lo sfruttamento del gas naturale iniziò negli anni venti soprattutto negli USA. Per molti
anni venne utilizzato praticamente solo nei paesi detentori della risorsa per l'esistenza
di problemi legati al trasporto; lo sviluppo di un mercato internazionale si ebbe solo a
partire dagli anni settanta.
L'industria del gas naturale è caratterizzata da diverse fasi: produzione, trasporto,
stoccaggio, distribuzione e commercializzazione.
1.1. Produzione
La produzione consiste in una serie di attività necessarie a rendere disponibile il gas
naturale per l'immissione in rete, più precisamente: l'esplorazione, la trivellazione, la
produzione in senso stretto e la raccolta.
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Il gas naturale, come gli altri idrocarburi, è contenuto nelle porosità delle rocce che
costituiscono la parte superiore della crosta terrestre. E' il prodotto di processi fisici e
chimici che si sono svolti in epoche remote e che hanno contemporaneamente portato
alla formazione delle rocce sedimentarie. Gli idrocarburi occupano la porosità delle
rocce insieme all'acqua, essendo però più leggeri di quest'ultima, col tempo tendono a
risalire. Quando incontrano uno strato impermeabile che impedisce la loro migrazione,
si accumulano in "trappole petrolifere", cioè in rocce porose coperte da una roccia
impermeabile; la superficie che separa le due rocce deve avere una forma convessa
verso l'alto. Una trappola riempita di idrocarburi costituisce un giacimento.
Giacimenti di gas naturale sono presenti sia nel sottosuolo terrestre che in quello marino,
inoltre il gas può essere trovato solo od associato al petrolio. Quindi l'attività esplorativa
consiste nell'identificazione di bacini di sedimentazione e di strutture in cui potrebbe
essersi accumulato il gas. Per identificare possibili giacimenti si utilizzano metodi
geofisici che si basano sulla misura della variazione del valore del campo magnetico e di
quello gravimetrico. Da queste rilevazioni emerge un quadro dell'ampiezza dei bacini
sedimentari e della profondità e distribuzione delle rocce sedimentarie. Per avere
informazioni più dettagliate occorre ricorrere al metodo sismico, cioè allo studio della
velocità di propagazione, nei diversi tipi di roccia, delle onde d'urto dei terremoti. Le
rilevazioni sismiche utilizzano onde d'urto artificiali e sistemi di misurazione molto
complessi che, in alcuni casi, consentono la raccolta di informazioni molto precise quali
la distinzione tra roccia saturata con acqua piuttosto che con gas.
Per quanto le informazioni ottenute con l'attività esplorativa possano essere precise,
l'unico modo per essere certi della presenza di gas naturale è la trivellazione di un pozzo
a fini esplorativi. La roccia viene perforata con uno scalpello rotante, durante
l'operazione, nel pozzo, viene introdotta una corrente di fango che poi risale in
superficie trasportando i frammenti della roccia perforata. Questi frammenti, insieme ad
altri campioni più grossi (carote), che vengono prelevati nel sottosuolo, consentono
l'individuazione o meno della presenza di petrolio e/o gas.
Nel caso in cui la perforazione dia risultati positivi occorre valutare l'estensione del
giacimento ed il suo valore commerciale. Per fare questo occorre provare il pozzo e
realizzare altri pozzi di delimitazione. Se il giacimento presenta potenzialità
commerciali allora deve essere predisposto un piano per il suo sviluppo: devono essere
costruite delle piattaforme fisse e numerosi pozzi ed occorre stabilire il livello massimo
di produzione (massimo regime di produzione efficiente) avendo come obiettivo il
9
massimo recupero possibile delle riserve entro periodi di tempo accettabili ed al minor
costo possibile.
La sequenza delle operazioni sopra descritte è abbastanza semplice quando si lavora
sulla terraferma, diventa invece più complessa e rischiosa lavorando sui fondali marini.
In acque poco profonde (fino a circa 90 m) la piattaforma di ricerca poggia sul fondo
attraverso speciali bracci; in acque profonde, invece, vengono utilizzate piattaforme
mantenute in posizione con pesanti ancore oppure si utilizzano piattaforme
semisommergibili.
Una volta che il gas naturale è stato estratto deve essere trattato in modo da garantire
l'intercambiabilità tra i gas provenienti da giacimenti diversi e quindi al fine di ottenere
un prodotto omogeneo. Per limitare il contenuto di vapori d'acqua, che comportano
problemi per il trasporto e l'esercizio, e di eventuali idrocarburi superiori (gasoline)
presenti nel gas, vengono effettuati i trattamenti di disidratazione e di degasolinaggio,
quindi ha inizio la fase di raccolta ossia il trasporto del gas naturale, proveniente da
pozzi diversi, nel luogo (terminale) in cui verrà immesso in un gasdotto. Questa
operazione viene considerata parte della produzione in quanto, solitamente, i produttori
hanno la proprietà dei gasdotti di raccolta.
1.2. Trasporto
Spesso le risorse di gas naturale sono situate lontano dal luogo del loro utilizzo e non
sono ugualmente distribuite nel sottosuolo, quindi il trasporto è un elemento essenziale
nello sviluppo di tale fonte energetica. Esso consiste nell'insieme di operazioni atte a
trasferire il gas naturale dal produttore al mercato dei consumatori. Vengono praticati
due tipi di trasporto del gas naturale su lunga distanza: il trasporto allo stato gassoso
mediante condotte fisse ed il trasporto allo stato liquido per mezzo di navi metaniere.
Il trasporto via gasdotti avviene sia attraverso tubazioni sotterranee che attraverso
tubazioni sottomarine. Le condotte sotterranee hanno un diametro che può arrivare fino
a 1,4 m, per portate annue dell'ordine di 15-20 Gmc ed operano a pressioni di 50-70 bar.
Le condotte sottomarine sono di diametro inferiore, lavorano a pressioni maggiori ed
hanno una portata per tubo dell'ordine di 6-8 Gmc/anno. Per permettere al gas di fluire,
lungo i gasdotti, sono posizionate le stazioni di compressione, nelle quali sono installati
dei compressori azionati da turbogas, alimentati dallo stesso gas trasportato. Il consumo
di gas naturale per la compressione diminuisce all'aumentare del diametro dei gasdotti,
quindi all'aumentare della loro portata; il suo valore è dell'ordine dell'1-2% rispetto al
10
gas trasportato ogni 1000 km. Per quanto riguarda questo tipo di trasporto, il costo di
investimento dipende: dalla lunghezza delle condotte, dalla natura del terreno che deve
essere attraversato e dalla portata, a questo riguardo esiste un trade-off tra il diametro del
gasdotto ed il numero di stazioni di compressione necessarie. Infatti la costruzione di
gasdotti necessita di elevati costi fissi mentre i compressori hanno costi fissi ridotti ed
elevati costi variabili necessari al loro funzionamento.
Tabella 1
Costi di trasporto per diverse capacità e distanze
(US$ per Mbtu)
Gasdotto onshore Gasdotto offshore
Capacità
(bcm/anno)
5 10 15 20 5 10 15 20
1000 km 0,7 0,4 0,3 0,3 0,9 0,6 0,5 0,5
3000 km 1,9 1,2 1 0,9 2,7 1,9 1,5 1,3
5000 km 3,3 2,1 1,7 1,5 4,5 3,1 2,5 2,2
7000 km 4,5 3 2,5 2,2 6,2 4,4 3,4 3,1
Fonte: OECD-IEA (1995).
Il trasporto del gas naturale con navi metaniere prevede una successione di operazioni.
Innanzitutto il gas raccolto dai vari pozzi viene trasportato fino alla costa, poi viene
trattato e liquefatto mediante refrigerazione, operazione che comporta una diminuzione
di volume (il GNL occupa 1/600 del volume occupato dalla stessa quantità di gas
naturale), quindi viene immagazzinato in serbatoi per il trasporto marittimo. Una volta
raggiunto il luogo di destinazione segue un nuovo immagazzinamento, quindi la
rigassificazione mediante riscaldamento ed infine il trasporto del gas naturale mediante
condotte verso i centri di distribuzione.
La liquefazione del gas naturale avviene a circa -161°C e si ottiene con impianti di
liquefazione a più stadi costituiti sostanzialmente da grandi compressori frigoriferi. In
questo processo viene consumata una consistente quantità di gas pari circa all'8% della
quantità trattata.
Per quanto riguarda il trasporto mediante navi metaniere esse sono in grado di
mantenere il gas naturale liquefatto (GNL) alla temperatura di meno 170°C, la loro
portata standard è di 125.000 mc di GNL, pari a 73 milioni di mc di gas naturale. La
piccola quantità di gas che evapora viene utilizzata come combustibile per la nave e
fornisce circa i due terzi del fabbisogno energetico per il trasporto. Il consumo
energetico complessivo della fase di trasporto si aggira intorno all'1% del contenuto
energetico del gas trasportato su 1.000 km.
11
La fase di rigassificazione comporta un consumo energetico pari a circa il 2% del gas
trattato.
Tabella 2
Costi della filiera del GNL per diverse capacità e
distanze
(1990 US$ per Mbtu)
Capacità 6
bcm/anno
12
bcm/anno
18
bcm/anno
Liquefazione 1,2-1,6 0,9-1,2 0,8-1,1
Rigassificazione 0,4 0,4 0,4
Trasporto:
1000km
0,2
0,2
0,2
8000km 1,6 1,6 1,6
Totale (1000 km) 1,8-2,2 1,5-1,8 1,4-1,7
Totale (8000 km) 3,2-3,6 2,9-3,2 2,8-3,1
Fonte: OECD-IEA (1995).
I costi di investimento delle due filiere differiscono profondamente: il costo del gasdotto
è pressoché proporzionale alla distanza, mentre quello della catena del GNL comprende
una elevata quota fissa indipendente dalla distanza (navi metaniere, impianti di
liquefazione e di rigassificazione) ed una quota proporzionale alla distanza del
trasporto.
In generale il trasporto mediante navi metaniere sarà più conveniente rispetto al
trasporto via gasdotto all'aumentare della distanza da percorrere e quando si debbano
attraversare bracci di mare profondi o molto larghi.
Fonte: OECD-IEA (1995).
Figura 1
COSTI DI TRASPORTO DEL GAS
(volume annuo di 10bcm)
0
1
2
3
4
5
1000 7000
Distanza (km)
$
p
e
r
M
b
t
u
Offshore
Onshore
GNL
12
In ogni caso, la scelta tra le due soluzioni deve tener conto anche dei rischi politici
derivanti dalla realizzazione di gasdotti che attraversano paesi diversi.
1.3. Stoccaggio
La domanda di gas naturale presenta caratteristiche di variabilità (stagionale, giornaliera
ed oraria), soprattutto per quanto riguarda l'utenza domestica e commerciale. Tale
variabilità può essere fronteggiata attraverso l'utilizzo di impianti capaci di funzionare
con più fonti, di contratti di fornitura interrompibile e dello stoccaggio.
Le funzioni tradizionali dello stoccaggio consistono nel bilanciare i consumi e la
produzione in ogni periodo e nella copertura del rischio di interruzione della fornitura di
gas naturale che può derivare da sospensione della produzione e da problemi tecnici
nella rete di trasporto. In mercati deregolamentati, lo stoccaggio ha un'importanza
crescente in quanto è cruciale nell'eliminazione della congestione nei gasdotti dei
mercati locali ed aiuta a mantenere bassi i prezzi del gas. Inoltre assume rilevanza anche
a fini speculativi.
Esistono diversi metodi di stoccaggio il cui uso dipende sia dalla funzione da assolvere
che dalla conformazione geologica disponibile:
• Stoccaggio ottenuto con il sovradimensionamento dei gasdotti.
• Stoccaggio sotterraneo in: - giacimenti di gas naturale esauriti
- cavità saline
- strati acquiferi
- giacimenti petroliferi con gas associato
esauriti
- miniere abbandonate.
• Stoccaggio di GNL.
Lo stoccaggio in gasdotti è praticabile principalmente per far fronte a variazioni diurne
della domanda, soprattutto se frequenti; nel lungo periodo, invece, il suo utilizzo non è
economico.
Le peculiarità dello stoccaggio sotterraneo dipendono dal tipo di installazione,
comunque esso è caratterizzato da due parametri:
- la capacità utile di stoccaggi, che è una misura della dimensione e fa riferimento al
massimo volume di gas che può essere prelevato in un periodo (la differenza tra la
13
capacità totale ed il cushion gas o base gas, cioè la quantità di gas che viene sempre
mantenuta nel giacimento);
- il tasso massimo di estrazione, cioè il volume massimo che può essere prelevato in
un certo periodo di tempo (mc/giorno o mc/ora), che dipende dalla pressione
utilizzabile.
In base a questi due parametri che determinano il numero di giorni di riserva ed il tasso
massimo di estrazione giornaliero, è possibile distinguere tra due tipi di installazioni:
quelle con capacità utile da 10 a 30 giorni di picco (cavità saline, miniere abbandonate),
e quelle con capacità utile da 60 a 120 giorni di picco (strutture acquifere, giacimenti
esauriti).
Fonte: Natural gas technologies: a driving force for market
development, Berlin 1996
Lo stoccaggio in giacimenti esauriti di petrolio e gas è il metodo più diffuso ed anche il
più economico. Consiste nel convertire un giacimento esaurito in una unità di stoccaggio
immettendovi gas naturale, operazione non particolarmente problematica dato che il
giacimento presenta già le condizioni di permeabilità e porosità necessarie. In ogni caso
è necessario un accurato studio sulla fattibilità dell'installazione. Dato che consente lo
stoccaggio di quantità elevate, è adatto come riserva per il lungo periodo.
Lo stoccaggio in strati acquiferi consiste nel creare un giacimento artificiale immettendo
gas in una formazione acquifera; il gas riempie i microscopici pori della roccia
rimuovendo l'acqua in essi contenuta. Affinché sia attuabile occorre che la porosità della
roccia che fa da serbatoio sia ricoperta da un anticlinale impermeabile al gas. Questo
tipo di stoccaggio richiede solamente la costruzione di un pozzo e non ulteriori scavi.
Figura 2. Le diverse tipologie di
stoccaggio sotterraneo nel mondo
425
82
44 3
Giacimenti esauriti
Strati acquiferi
Cavità saline
Miniere
abbandonate
14
La maggior parte del costo di investimento è data dal cushion gas che rappresenta il 50-
60% della capacità totale dell'unità.
A differenza delle precedenti tipologie, lo stoccaggio in cavità saline prevede che venga
scavata una cavità sotterranea in una salgemma, quindi si rendono necessari accurati
studi per la scelta del sito. Dato che il sale è solubile in acqua, la cavità può essere
scavata attraverso liscivazione, evitando così la più costosa tecnica della perforazione.
Ulteriori vantaggi derivanti dall'utilizzo di queste unità sono: un elevato tasso di
produzione, il rapido riempimento, condizioni operative sicure ed il fatto che è
necessaria una bassa percentuale di cushion gas.
Lo stoccaggio di gas naturale in miniere (in genere di carbone) abbandonate non è
molto diffuso. Anche in questo caso vengono adattate le cavità già esistenti. Una
peculiarità di queste installazioni è che, per quanto riguarda le miniere carbonifere,
l'effettiva capacità di stoccaggio è superiore a quella delle cavità esistenti in quanto una
parte del gas viene assorbita dal carbone. Quando il gas viene estratto, la sua qualità
risulta alterata ed il suo potere calorifico inferiore in quanto il carbone trattiene parte
degli idrocarburi pesanti (pentano, propano, butano ed etano), quindi, per ristabilire il
potere calorifico originario, occorre iniettare del propano nel gas.
Lo stoccaggio di GNL è vantaggioso in quanto, allo stato liquido, il gas naturale ha un
volume notevolmente inferiore, ma la liquefazione è un processo estremamente costoso.
Questo metodo può risultare conveniente quando il gas viene trasportato allo stato
liquido.
1.4. Distribuzione
La fase di distribuzione consiste nel far pervenire il gas naturale agli utenti finali siano
essi civili o industriali.
Il gas viene generalmente trasportato attraverso tubazioni di diametro medio-piccolo che
operano a pressioni medie e basse fino ad un minimo di 5 bar.
Il coordinamento tra le attività di produzione, trasporto, stoccaggio e distribuzione è
svolta dal dispacciamento, la cui funzione principale è quella di assicurare che il gas
venga fornito ai consumatori senza interruzioni e nel rispetto dei termini contrattuali.
Il dispacciamento ha il compito di programmare su base giornaliera l'esercizio della rete
dei gasdotti e di determinare le condizioni di funzionamento dei relativi impianti.
La programmazione dell'esercizio è legata a tecniche previsionali sulla domanda di gas
da parte delle utenze; per la sua realizzazione ci si avvale di sistemi di elaborazione
15
comprendenti un sistema di processo per telemisura e telecomando che agisce
direttamente sulla rete, ed un sistema di analisi che svolge funzioni di simulazione, di
previsione e di ottimizzazione.
1.5. Commercializzazione
La fase di commercializzazione fa riferimento all'attività di acquisto di gas naturale dal
produttore ed alla successiva vendita al consumatore finale. E' importante sottolineare
che, almeno concettualmente, si tratta di un'attività diversa dal trasporto e dalla
distribuzione. Le imprese operanti in questa fase si assumono il rischio di variazione del
prezzo di acquisto del gas naturale dietro al pagamento di una determinata tariffa da
parte dei consumatori finali, inoltre possono agire in modo da assicurare l'affidabilità del
servizio. La tecnologia necessaria in questa fase è rappresentata sostanzialmente dai
"misuratori" necessari a valutare i consumi di ciascun utente.
2. Struttura dell'industria
Ciascuna delle fasi dell'industria del gas naturale presenta delle peculiarità strutturali.
La produzione è un'attività caratterizzata da economie di scala rispetto alle specifiche
operazioni, che però non sono tali da precludere un certo grado di concorrenza in questa
fase. I produttori devono sostenere rilevanti costi fissi iniziali, spesso affondati, per
l'acquisto dei diritti di trivellazione, per il reperimento della tecnologia necessaria, per
l'esplorazione e per la perforazione. Data l'incertezza insita nella ricerca del gas naturale,
per un'impresa è conveniente svolgere sia l'attività esplorativa che quella di
trivellazione, quindi le imprese operanti in questa fase saranno sicuramente grandi.
Le fasi del trasporto e della distribuzione sono state tradizionalmente considerate
monopoli naturali rispettivamente su scala nazionale e locale.
Vi è un monopolio naturale quando un'impresa può soddisfare l'intera domanda con
costi inferiori a quelli ottenibili da due o più imprese, cioè, in termini matematici,
quando la funzione di costo (di costruzione della rete) è subadditiva per tutta la
dimensione del mercato rilevante. La subadditività è strettamente collegata con
l'esistenza di economie di scala e quindi con costi medi decrescenti. Il collegamento tra
16
economie di scala e costi medi decrescenti può essere visto nel modo seguente: dato uno
scalare λ >1 ed un livello di output q>0, una funzione di costo è caratterizzata da
economie di scala globali se:
C(λ q)<λ C(q).
Dividendo entrambi i lati di questa espressione per λ q si ottiene:
C(λ q)/ λ q<C(q)/q,
che implica la decrescenza della funzione dei costi medi.
Secondo questa concezione, inoltre, l'impresa monopolistica sarebbe in grado di gestire
al meglio le cosiddette esternalità di rete, sarebbe in grado, cioè, di raggiungere il
coordinamento necessario ad una gestione efficiente della rete, obiettivo che non
potrebbe essere raggiunto da più imprese in concorrenza, in quanto ciascuna impresa
controlla solo una piccola parte del sistema. Quindi un monopolio naturale viene ad
essere caratterizzato non solo dalla presenza di economie di scala, ma anche da
economie di coordinamento.
Il trasporto e la distribuzione di gas naturale sono attività fortemente capital intensive in
cui occorre apprestare una capacità almeno pari alla domanda massima; se le curve
temporali di domanda dei singoli consumatori non sono costanti e sono parzialmente
sfasate, la fornitura congiunta e continuativa di un certo numero di consumatori consente
di ridurre i costi di investimento. Si considerino due periodi di durata
1
t
e
2
t
e due
consumatori con domande complementari, cioè il primo consumatore abbia una
domanda pari a
1
q
nel primo periodo e pari a zero nel secondo periodo, mentre il
secondo abbia una domanda pari a
2
q
nel periodo 2 e nulla nel primo periodo. Si ha
un'economia di coordinamento o di fornitura congiunta se:
),0()0,(),(
2121
qCqCqqC +<
.
Il modello organizzativo che fa riferimento a questo paradigma è quello
dell'integrazione verticale in cui produzione, trasporto, stoccaggio, distribuzione e
17
commercializzazione (che di fatto non viene neppure distinta dalla distribuzione), sono
forniti da un'unica impresa verticalmente integrata.
Figura 3 Integrazione verticale
_____ trasporto di gas Fonte: Juris 1998
-------- transazioni per la fornitura di gas
Un'impresa di questo tipo detiene una posizione monopolistica quindi, in mancanza di
vincoli, può fissare prezzi di monopolio e restringere l'output rispetto alla soluzione
ottima concorrenziale, in quanto il monopolista eguaglia il ricavo marginale (RM) al
costo marginale (MC), mentre la soluzione competitiva prevede che il prezzo (
c
P
) sia
pari al costo marginale. E' auspicabile quindi un intervento da parte dello stato, o di tipo
diretto, attraverso un'impresa pubblica, o di tipo indiretto attraverso una forma di
regolamentazione dell'impresa privata. L'intervento tipico del regolatore in questo
contesto è il controllo dei prezzi del bene finale, per lo meno nel mercato dell'utenza
civile.
Tornando a considerare la struttura che può essere assunta da un'impresa nel mercato del
gas naturale, un modello alternativo è quello che prevede concorrenza tra i produttori,
che vendono il gas naturale all'impresa integrata, la quale lo rivende ai consumatori. Le
transazioni tra i produttori ed il monopolista portano alla creazione di un mercato
all'ingrosso del gas naturale.
PRODUZIONE
TRASPORTO
DISTRIBUZIONE
CONSUMATORI
18
Figura 5 Concorrenza tra i produttori
Fonte: Juris 1998
In questo contesto la regolazione è necessaria ad evitare che l'impresa abusi del proprio
potere di mercato nei confronti di produttori e consumatori, quindi si avrà una
regolazione dei prezzi simile a quella del primo modello per il mercato domestico, ed
una regolazione del prezzo di acquisto tale da assicurare che esso rifletta il valore di
mercato del gas naturale. Sorge anche la necessità di evitare che il monopolista non
consenta il passaggio degli effetti positivi derivanti dalla riduzione dei costi di acquisto
del gas verso i consumatori, appropriandosi delle relative rendite.
Un altro modello è quello che prevede concorrenza nella produzione e libero accesso
alla rete per quanto riguarda gli utenti industriali.
Figura 6 Concorrenza nella produzione e apertura del mercato all'ingrosso
Fonte: Juris 1998
produttore
produttore
produttore
trasportatore
distributore
consumatori
Utenza
domestica
Utenza
Commerc.
Utenza
industriale
Imprese
elettriche
produttori
Distributore
Intermediari
e
fornitori
Mercato
wholesale
Trasportatore
19
In questo modello l'impresa che opera nel trasporto e nella distribuzione offre due tipi di
servizi: fornisce gas naturale ai consumatori domestici e fornisce un servizio di trasporto
all'utenza industriale. Il libero accesso alla rete promuove l'efficienza nel mercato
all'ingrosso e porta vantaggi ai partecipanti; le transazioni per la compravendita del gas
naturale sono tipicamente bilaterali, tra produttori e consumatori, con l'aumentare delle
transazioni cresce la complessità e può sorgere la necessità di intermediazione.
Questo modo di concepire la rete fa riferimento a modelli teorici ed organizzativi
recenti, che si sono diffusi anche grazie all'evoluzione della tecnologia. La rete viene ad
essere considerata uno degli input per la fornitura del bene finale, che può avvenire in
concorrenza. Più precisamente la rete diventa un input necessario che può essere
condiviso tra imprese in concorrenza tra loro. Le fasi concorrenziali dell'industria,
produzione, stoccaggio e vendita, vengono disintegrate da quelle che non lo sono,
trasporto e distribuzione; tale separazione può essere strutturale o attuata attraverso la
regolazione. Nella separazione strutturale l'impresa che gestisce la rete opera solo come
fornitore dell'input necessario alle altre imprese che forniscono il bene finale, nella
separazione con regolazione, invece, l'impresa che gestisce la rete fornisce due tipi di
prodotti: l'input necessario ed il bene finale. In quest'ultimo caso il regolatore deve
garantire la cessione dell'input e controllarne il prezzo.
L'ultimo modello organizzativo è caratterizzato da separazione verticale e da
concorrenza in tutti i segmenti dell'industria sia per il mercato all'ingrosso che per quello
al dettaglio. L'aumento della concorrenza fa venir meno la necessità di regolamentare i
prezzi all'ingrosso e rende possibile maggiore flessibilità anche nei prezzi all'utenza
diffusa.
La crescente contrattazione dei prezzi e l'esigenza di flessibilità aprono la strada ai
contratti a breve termine e quindi alla nascita di un mercato spot. La formazione dei
prezzi in un mercato spot aumenta la liquidità e quindi favorisce la fissazione di prezzi
vicini al costo marginale di breve periodo, che riflette il valore di mercato del gas
naturale e promuove l'efficienza.
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