Nella motivazione del provvedimento in commento, così come negli atti dell’istruttoria, l’AGCM fa ampio uso dell’Indagine conoscitiva sullo stato della liberalizzazione del settore del gas naturale234, svolta congiuntamente all’Autorità per l’energia elettrica ed il gas, ed ultimata nel 2005.
A proposito della posizione dominante di ENI, l’AGCM cita testualmente l’idagine, ed osserva:
Eni, direttamente o attraverso società partecipate, è in grado di condizionare la gestione di tutte le infrastrutture di trasporto via tubo che adducono il gas importato in Italia e dell’unico terminale di GNL attualmente esistente […]. Tale posizione conferisce ad Eni il potere di influenzare le dinamiche
233 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 15174 (chiusura istruttoria), cit., dispositivo
del provvedimento, lettera a).
234 V.: AGCM, IC-22 Stato della liberalizzazione dei settori dell’energia elettrica e del gas naturale,
provvedimento n. 14031 del 09.02.2005 (chiusura indagine), in Bollettino 2005, 6, pp. 25 ss. Il testo integrale dell’indagine conoscitiva è scaricabile dal sito www.agcm.it.
concorrenziali sul mercato a valle della vendita, tramite una gestione poco trasparente delle infrastrutture235.
L’indagine conoscitiva, in particolare, aveva chiarito che, visto il livello trascurabile della produzione nazionale di gas naturale, le infrastrutture che ne permettono l’importazione, ossia i gasdotti internazionali e l’unico terminale di rigassificazione in funzione236, sono indispensabili per l’accesso al mercato interno della vendita all’ingrosso del gas. Eni, attraverso il controllo di tutte le infrastrutture essenziali, è in grado di controllare il mercato derivato della vendita del gas naturale. Le decisioni di Eni (o delle società controllate) in merito alla gestione delle infrastrutture possono essere prese al fine di favorire Eni stessa, riservando ad essa il mercato della vendita.
Passando alla definizione del mercato rilevante, l’AGCM lo fa coincidere quello dell’approvvigionamento all’ingrosso di gas per il mercato italiano; tale mercato è collocato a valle della fase relativa al trasporto internazionale del gas algerino in Italia237.
Quindi, l’Autorità contesta ad Eni di aver commesso «un abuso di posizione dominante di natura escludente, concretizzatosi sul mercato del trasporto internazionale di gas algerino in Italia ed avente come effetto quello di ostacolare e/o impedire l’ingresso di operatori indipendenti sul mercato nazionale dell’approvvigionamento all’ingrosso di gas naturale»238.
L’integrazione verticale esistente tra Eni e TTPC avrebbe consentito alla prima, tramite la seconda, di non potenziare il gasdotto tunisino, in tal modo ostacolando l’ingresso sul mercato italiano di ingenti quantitativi di
235 V.: ivi, pt. 91.
236 Il presente elaborato giunge alla stampa mentre sono in fase di autorizzazione o di
realizzazione alcuni nuovi terminali di rigassificazione. V. supra, cap. precedente, con riferimento all’esenzione accordata dal Ministero delle Attività Produttive al terminale GNL di Brindisi.
237 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 13986 avvio istruttoria, cit., pt. 37. 238 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 13986 avvio istruttoria, cit., pt. 45.
gas239. In proposito, l’AGCM osserva come TTPC non avrebbe avuto alcun motivo per non portare a termine il previsto potenziamento del gasdotto, se non quello di permettere alla controllante Eni di mantenere la propria quota sul mercato derivato dell’approvvigionamento all’ingrosso di gas naturale240.
Quanto al pregiudizio al commercio intracomunitario, l’AGCM ritiene che esso sia ravvisabile, poiché l’abuso ipotizzato determinerebbe una compartimentazione dell’intero mercato nazionale, rendendo più difficile la penetrazione nel mercato medesimo di concorrenti stabiliti in altri Stati membri241.
Pur senza svolgere un riferimento preciso e puntuale, il ragionamento dell’Autorità indubbiamente tiene conto dell’essential facilities doctrine.
In particolare, l’AGCM esamina con notevole approfondimento quattro elementi.
In primo luogo, la natura essenziale dell’infrastruttura, su cui l’Autorità non si limita a rinviare, come detto sopra, all’Indagine conoscitiva del 2005. Il provvedimento, infatti, esamina più dettagliatamente la natura essenziale del gasdotto TTPC, ed afferma che l’accesso ad esso non poteva essere sostituito da altre fonti di approvvigionamento, data la situazione di saturazione della capacità di trasporto disponibile242.
In secondo luogo, il provvedimento verifica se, in concreto, l’infrastruttura è controllata da un’impresa in posizione dominante. Sul punto, l’Autorità rileva come ENI detenga una quota compresa tra il 65 ed il 70% del mercato dell’approvvigionamento all’ingrosso del gas naturale in Italia. Peraltro, l’AGCM si basa su una definizione del mercato rilevante che tende a comprendere l’intero mercato nazionale dell’importazione di gas, e non si
239 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 13986 avvio istruttoria, cit., pt. 49. 240 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 13986 avvio istruttoria, cit., pt. 51 s. 241 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 13986 avvio istruttoria, cit., pt. 56 ss. 242 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 15174 chiusura istruttoria, cit., pt. 129 ss.
limita a considerare i volumi importati attraverso il gasdotto italo-algerino243. È significativo, inoltre, come venga rigettata l’eccezione, svolta da ENI nelle proprie memorie difensive, in base alla quale la quota di mercato sarebbe comunque inferiore alla soglia stabilita dall’art. 19 del decreto legislativo n. 164 del 2000244, che prevede un “tetto” del 71% del gas immesso sul territorio nazionale per il 2004. Sull’argomento, l’Autorità afferma che la citata soglia «non assume rilievo ai fini dell’identificazione di una posizione dominante, data l’esistenza di alcun nesso sia di tipo logico sia di tipo giuridico tra le soglie previste dal citato articolo 19 del Decreto Legislativo n. 164/2000 e il concetto di posizione dominante ai sensi dell’articolo 82 del Trattato»245.
In terzo luogo, l’Autorità verifica se, in base alle risultanze dell’istruttoria, le imprese che intendevano accedere alla capacità addizionale conseguente al potenziamento del TTPC fossero in grado di duplicare l’infrastruttura essenziale. A tale questione il provvedimento risponde come segue:
Con l’unica eccezione di Edison, operatore di dimensione notevole che può operare su più progetti di importazione di lungo periodo contemporaneamente, gli altri shipper coinvolti nel potenziamento del TTPC, CIG, Bridas e Worldenergy, si caratterizzavano per avere dimensione e capacità finanziaria tali da poter riporre i propri sforzi unicamente in questo tipo di investimento246.
In quarto luogo, il provvedimento esamina la realizzabilità tecnica del progetto di potenziamento della capacità di trasporto del gasdotto internazionale TTPC. In proposito, l’Autorità afferma:
243 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 15174 chiusura istruttoria, cit., pt. 143 ss. 244 V. supra, capitolo precedente.
245 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 15174 chiusura istruttoria, cit., pt. 159. 246 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 15174 chiusura istruttoria, cit., pt. 138.
Nello specifico, il progetto di potenziamento della capacità di trasporto avviato da TTPC nel 2002 non prevedeva la posa di tubi aggiuntivi, ma, più semplicemente, l'incremento della capacità di compressione del gas all'interno del gasdotto tramite la realizzazione di nuove centrali di compressione, e, di conseguenza, l'aumento del volume di gas trasportabile. Nello specifico, l'incremento della capacità di trasporto per 6,5 miliardi di metri cubi anno sarebbe stato possibile attraverso un ammodernamento di alcune centrali di compressione esistenti e la realizzazione di alcune nuove centrali lungo il tragitto del percorso247.
Sempre con riguardo alla questione della fattibilità dell’accesso all’infrastruttura essenziale, l’Autorità enfatizza come, da un lato, gli shipper avessero ottenuto l’autorizzazione ministeriale all’attività di trasporto; dall’altro, appare dirimente la circostanza che TTPC avesse stipulato un contratto con gli shipper autorizzati.
In quinto luogo, infine, il provvedimento verifica se il rifiuto opposto da TTPC sia riconducibile ad ENI, nel senso che la risoluzione dei contratti stipulati da TTPC con gli shipper avesse per oggetto o per effetto la conservazione della posizione dominante di ENI sul mercato italiano dell’approvvigionamento all’ingrosso del gas naturale. In proposito, l’Autorità esamina la strategia commerciale di ENI, che comportava, peraltro, «il potenziamento delle infrastrutture di importazione in tempi adeguati alla crescita dei consumi di gas in Italia, tenuto conto dell’evoluzione del contesto regolatorio e competitivo»248. Inoltre, il provvedimento sottolinea come TTPC non avesse alcuna ragione obiettiva per dichiarare la risoluzione dei contratti intercorsi con gli shipper, poichè, al contrario, qualsiasi operatore indipendente al posto di TTPC avrebbe avuto interesse a procedere al potenziamento,
247 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 15174 chiusura istruttoria, cit., pt. 139. 248 V.: AGCM A 358, Eni-Trans Tunisian Pipeline, 15174 chiusura istruttoria, cit., pt. 192.
potendo vendere la capacità di trasporto addizionale a prezzi convenienti249. Perciò il comportamento di TTPC non aveva altra spiegazione se non l’attuazione della volontà di ENI, contraria al potenziamento del gasdotto250.