Nelle Audizioni dei Presidenti dell’AGCM e dell’AEEG, viene delineato un quadro della situazione in cui operano i mercati energetici nazionali e delle problematiche che impediscono l’affermazione di dinamiche competitive.
Relativamente al gas naturale viene osservato che solo attraverso nuovi investimenti nell’approvvigionamento di gas – potenziamenti dei gasdotti TAG (per gas proveniente dalla Russia) e TTPC (gas proveniente dall’Algeria) e nuovi terminali GNL – si potranno determinare, modifiche dal lato dell’offerta in grado di garantire:
a) flussi di gas naturale da fonti alternative rispetto alle vendite effettuate, in ottemperanza ai tetti antitrust previsti dal d.lgs 164/2000, dall’ENI all’estero ai suoi stessi concorrenti in Italia (vendite cd “innovative” che si sono rivelate strumento per “condizionare” l’ingresso dei propri concorrenti nella vendita di gas in Italia[1]);
b) ingresso di nuovi soggetti in un’ottica maggiormente concorrenziale;
c) avvio di un certo grado di concorrenza tra produttori esteri;
d) maggiore liquidità del mercato attraverso flussi non dipendenti dai contratti take or pay, in particolare attraverso il 20% della nuova capacità dei terminali disponibile per terzi;
e) minori rischi di spartizioni di mercato, sia a valle che a monte.
Nella audizione del Presidente della AGCM viene evidenziato come, nonostante i potenziamenti delle reti infrastrutturali risultino condizione necessaria ai fini di uno sviluppo in senso maggiormente competitivo dei mercati del gas e dell’energia, tali interventi non siano comunque sufficienti, dal momento che di centrale importanza risulta la questione relativa agli assetti proprietari e di governance delle società di trasporto, nazionali e internazionali.
Tale osservazione appare di particolare rilievo ove si consideri che nel settore del gas naturale, le strategie di ENI sono state possibili grazie al duplice ruolo che essa riveste: da un lato, quello di impresa dominante nel mercato italiano dell’approvvigionamento all’ingrosso di gas naturale, dall’altro, di soggetto che controlla, tramite l’impresa interamente partecipata TTPC (lo stesso vale per il TAG), l’unica infrastruttura di trasporto attualmente idonea a veicolare il gas naturale algerino (russo nel caso del TAG) in Italia. Per superare tali problemi, quindi, è necessario garantire la terzietà e la neutralità nella gestione di queste infrastrutture di trasporto e di stoccaggio.
Ai fini della “effettiva utilità” di tale misura appare necessario assicurare l’assenza di intrecci azionari tra chi ha la gestione/proprietà della rete e gli operatori a valle/a monte, e proprio in questa ottica devono essere considerati interventi come quelli imposti dall’AGCM nell’ambito dell’operazione di concentrazione Terna/Cassa Depositi e Prestiti (CdP) dove per la rimozione degli effetti restrittivi derivanti dalla concentrazione è stato ritenuto necessario recidere l’intreccio azionario, in capo a CdP, tra il gestore della rete e l’operatore dominante ENEL sui mercati rilevanti dell’energia[2].
Nell’audizione del Presidente AEEG si osserva come seppure nel settore elettrico deve ormai ritenersi superata la fase di avvio della Borsa, tuttavia il pieno dispiegarsi delle potenzialità del mercato ai fini della trasparenza, della concorrenza e della sicurezza, risulti ancora frenato: dal ruolo ricoperto all’operatore dominante; da una imperfetta partecipazione della domanda attiva; da un incompleto sviluppo dei mercati dei servizi di dispacciamento e della riserva.
Relativamente al settore del gas, i rilievi dell’AEEG, in gran parte coincidenti con quelli effettuati dall’AGCM, mettono in evidenza come il superamento delle attuali forti rigidità nell’accesso alle reti di trasporto internazionali e nazionali ed alle infrastrutture di stoccaggio, oltre a poter consentire l’ingresso nel mercato nazionale di nuovi operatori “effettivamente indipendenti” dall’operatore dominante – presupposto necessario affinché si inneschi una vera competizione sui prezzi – potrebbe favorire la trasformazione dell’Italia da paese importatore di gas a paese di transito e renderlo un vero e proprio hub del Sud Europa, con notevoli potenziali vantaggi per i consumatori nazionali in termini di disponibilità, continuità ed economicità delle forniture di gas naturale.
I testi delle audizioni di Presidenti dell’AGCM e dell’AEEG, sono reperibili nei siti internet delle Autorità: http://www.agcm.it e http://www.autorita.energia.it
[1] Le cd vendite innovative hanno infatti visto ENI nel ruolo di venditore oltre frontiera di proprio gas naturale, insieme ovviamente a capacità di trasporto, a coloro che poi avrebbero dovuto competere per acquisire domanda.
[2] Più in particolare, nell’audizione del Presidente dell’AGCM si ricorda come nel provvedimento di autorizzazione alla concentrazione è stato previsto che l’acquisizione da parte di CDP del 29,99% di TERNA e del ramo d’azienda del GRTN è stato autorizzato solamente a condizione che CdP cedesse la propria partecipazione in ENEL pari al 10,2% del capitale sociale.