" Lo stato della concorrenza in Italia: gas e elettricità"

" Lo stato della concorrenza in Italia: gas e elettricità"
Anna Manzoni

Lo concorrenza nel “mercato” in Italia
Indice Lo concorrenza nel “mercato” in Italia Il settore del gas naturale Il settore elettrico Conclusioni

Concorrenza e antitrust
Interventi istituzionali e competenze nei settori energetici: Liberalizzazione e linee politiche di sviluppo Regolazione Tutela della concorrenza

Concorrenza e antitrust
Il legislatore interviene per eliminare le barriere legali alla concorrenza (liberalizzazione) e per favorire la creazione di condizioni di contesto favorevoli allo svilupparsi della competizione (interventi di politica industriare) Il regolatore determinando misure volte a tutelare i consumatori: i) direttamente, tramite interventi strettamente connessi alla natura pubblica del servizio (es. servizio universale); i) indirettamente, tramite la definizione ex-ante di regole di interazione economica tra gli operatori, volte principalmente ad evitare l’esercizio di potere di mercato da parte dei soggetti che operano in condizioni di monopolio naturale (regolamentazione asimmetrica, es. regolamentazione dell’accesso) L’autorità antitrust opera nell’interesse pubblico per evitare che si frappongano ostacoli “privati” alla concorrenza (NOTA: le giurisdizioni ordinarie intervengono su istanza di parte al fine di tutelare gli interessi dei privati, eventualmente lesi da comportamenti contrari al diritto della concorrenza (risarcimento danni)).

Gas: problematiche Nonostante l’adozione di misure normative tese a ridurre nel periodo le immissioni al consumo dell’operatore incumbent, permane una inconfutabile posizione dominante di Eni nell’approvvigionamento di gas (importazioni e produzione nazionale) in grado di condizionare fortemente l’esito del mercato l di là della modalità di definizione, i prezzi del gas naturale italiano, anche successivamente all’avvio del processo di liberalizzazione, appaiono comunque superiori a quelli prevalenti nei principali paesi europei In un contesto in cui l’offerta sul mercato finale del gas è determinata prevalentemente da parte dell’operatore dominante attraverso l’utilizzo esclusivo di contratti di approvvigionamento take or pay di lungo periodo, gli incentivi per la competizione sul mercato finale della vendita sono limitati Infatti, in un siffatto assetto di mercato, gli unici incentivi ex-ante ad investire nell’approvvigionamento di gas da parte di altri operatori risultano strettamente vincolati all’esistenza di porzioni di domanda lasciata libera dall’incumbent.

Gas: Obiettivi e Possibili interventi
Nuove infrastrutture Potenziamenti infrastrutture esistenti e capacity release Creazione di un Indipendent System Operator Mercato centralizzato degli scambi (“borsa gas”) Misure di gas release o contract release Misure a favore della produzione nazionale

Gas: il caso BLUGAS/SNAM
A fine 2002, l’AGCM ha concluso un procedimento istruttorio avviato, ai sensi dell’art. 82 del Trattato CE, nei confronti di ENI e SNAM RETE GAS per accertare un presunto abuso di posizione dominante nei mercati del trasporto di gas naturale e della vendita; I comportamenti restrittivi della concorrenza oggetto di valutazione riguardavano, principalmente, le modalità di assegnazione della capacità di trasporto sulla RNG ai punti di entrata di importazione per l’anno termico (discriminazione nell’allocazione della capacità);

Con riferimento alle vicende relative all’assegnazione di capacità di trasporto in ingresso alla rete nazionale per l’anno termico , si configurava un’unica fattispecie abusiva che comprendeva: (i) la vendita, da parte di ENI (x 10 anni) di gas a valere su propri contratti take or pay alle società PLURIGAS, EDISON, DALMINE e ENERGIA (cd “vendite innovative”) e la contestuale cessione di propria capacità di trasporto sui gasdotti di importazione per un pari periodo ed ammontare di gas; (ii) la sottoscrizione tra ENI e SRG di un contratto di trasporto sulla RNG pluriennale relativo a tutte le quantità di gas naturale approvvigionate da ENI, che prevedeva una clausola in base alle quale gli acquirenti delle “vendite innovative” potevano subentrare, in misura pari al gas acquistato, nei diritti di trasporto negoziati tra ENI e SRG ed, in tal modo, godere di un accesso prioritario e di lungo periodo alla rete dei gasdotti nazionale;

(iii) la pubblicazione, da parte di SRG, nel settembre 2001, di criteri di accesso alla rete nazionale dei gasdotti che prevedevano la priorità di accesso alla rete ai contratti di trasporto esistenti e la ripartizione pro quota delle nuove richieste di accesso. Tale unica strategia escludente avrebbe concretizzato un abuso di posizione dominante da parte sia di EDGP sia di SRG, realizzato sul mercato del trasporto di gas lungo la rete nazionale dei gasdotti, e finalizzato a limitare e/o ad escludere ingressi sul mercato italiano della vendita di gas di operatori dotati di gas non proveniente da contratti take or pay di EDGP stessa.

I mercati rilevanti su cui valutare i comportamenti di ENI/SNAM e SRG: Trasporto (rete dorsale nazionale) Vendita Presupposti per l’intervento: ENI/SNAM e SRG sono entrambe in posizione dominante nei rispettivi mercati rilevanti: ENI/SNAM ha ceduto circa l’84% del gas naturale consumato in Italia nel 2001; SNAM RETE GAS controllava, nel 2001, il 97% dei gasdotti nazionali; Il gruppo ENI era inoltre presente in maniera dominante in tutta la filiera del gas naturale

La normativa primaria in materia di trasporto e vendita di gas naturale dispone che: A decorrere dal 01/01/2003 fino al 31/12/2010 vige un tetto del 50% sulle vendite di gas in Italia; A decorrere dal 01/01/2002 fino al 31/12/2010 vige un tetto del 75% sulle immissioni di gas in Italia (tale percentuale si riduce di 2 punti percentuali per ogni anno successivo al 2002 sino a giungere al 61%).

L’AEEG ha pubblicato i criteri per l’adozione del codice di rete nel luglio del 2002 : SRG ha quindi allocato la capacità di trasporto sulla base di un codice di rete redatto in piena autonomia (in assenza di precise indicazioni da parte dell’AEEG) L’AEEG ha comunque stabilito il conferimento prioritario di capacità continua di trasporto ai soggetti titolari di contratti di importazione pluriennali con due limitazioni Una temporale: per un periodo non superiore a 5 anni Una quantitativa: con riguardo alla quantità media giornaliera prevista dai contratti (take or pay) e non alla quantità massima contrattuale prevista

Le condotte contestate nel provv. Di chiusura dell’istruttoria: ENI ha ceduto gas naturale (cd vendite innovative) alla frontiera a quattro operatori nazionali (Plurigas, Dalmine Energia, Edison e CIR Energia) per ottemperare alle disposizioni di cui all’art. 19 del D.Lgs. 164/00 (tetto sulle immissioni di gas) ENI ha garantito ai propri acquirenti priorità nell’allocazione della capacità di trasporto per i quantitativi massimi contrattuali e per l’intera durata del contratto di fornitura sottostante (10 anni) Tutti gli acquirenti hanno chiesto una clausola sospensiva dell’accordo di approvvigionamento in ragione del rischio regolatorio connesso al possibile intervento dell’AEEG in materia di diritti di trasporto; Attraverso tale strategia ENI ha creato una categoria di operatori che rivestono un ruolo di clienti (a monte nell’approvvigionamento) / concorrenti (a valle nella vendita)

Le condotte anticompetitive accertate hanno avuto quale effetto quello: di impedire l’ingresso nel mercato a valle della vendita di gas naturale di operatori indipendenti nella fase di approvvigionamento (ossia dotati di proprio gas naturale): ha minimizzato l’ingresso di potenziali concorrenti a valle; di garantirsi il controllo, nel medio periodo (10 anni) della quasi totalità dei consumi immessi in Italia (il rispetto dei tetti è quindi solo “virtuale”); di garantirsi il controllo della capacità competitiva degli operatori a valle nella vendita di gas (vendite innovative a clienti/concorrenti) ENI/SNAM si è dimostrata nel corso dell’istruttoria disponibile a potenziare la capacità di trasporto dei gasdotti internazionali al fine di facilitare l’ingresso di nuovi operatori ….ma poi…

In particolare: Il provvedimento fissava un termine di 90 giorni affinché Eni presentasse una relazione contenente misure idonee a eliminare l'infrazione accertata Eni ha presentato una relazione nella quale si indicavano una serie di misure, tra cui l’impegno al potenziamento dei gasdotti di importazione (TAG e TTPC) In seguito, tuttavia, Eni ha affermato che le misure relative al potenziamento dei gasdotti erano divenute economicamente insostenibili a causa di un temuto eccesso di offerta di gas, presentando nuove misure, valutate da AGCM come non idonee a rimuovere la restrizione concorrenziale accertata Soltanto nell’aprile/giugno 2004 (a seguito dell’avvio di due procedimenti di diffida) Eni ha presentato delle misure tali da poter essere valutate come idonee a rimuovere le infrazioni accertate. In particolare, Eni si è impegnata alla vendita di determinati volumi di gas, su base pluriennale ed a specifiche condizioni con riferimento al prezzo e alle modalità di cessione. Tale impegno è stato effettivamente attuato da Eni nel settembre 2004.

Gas: il caso ENI/TRANS TUNISIAN PIPELINE
Le “Novità”: Gennaio 2005: avvio di un'istruttoria nei confronti delle società Eni S.p.A. (di seguito Eni) e Trans Tunisian Pipeline Company Ltd (TTPC) per accertare l'eventuale sussistenza di un abuso di posizione dominante, finalizzato ad impedire l'ingresso di operatori concorrenti di Eni sul mercato italiano della vendita di gas, in violazione dell'art. 82 del Trattato CE. I fatti che hanno portato all'avvio dell'istruttoria si riferiscono al progetto di potenziamento della capacità di trasporto sul gasdotto “TTPC” nella diponibilità dell’omonima società, interamente controllata da Eni, è titolare in via esclusiva, fino al 2019, dei diritti di trasporto sul gasdotto

Gas: il caso ENI/TRANS TUNISIAN PIPELINE
TTPC, a cavallo tra il 2002 ed il 2003, aveva deciso di potenziare la capacità di trasporto del gasdotto a seguito di una procedura di assegnazione pro quota della nuova capacità addizionale, aveva sottoscritto nel marzo 2003 con alcuni operatori nazionali (cd shipper) dei contratti di trasporto ship or pay La validità dei contratti era subordinata al verificarsi di determinate condizioni sospensive da realizzarsi originariamente entro la data del 30 giugno 2003 e poi, a seguito di richiesta della stessa società TTPC, entro la data del 30 ottobre 2003. Dagli elementi agli atti emerge come sia la richiesta di proroga del termine di avveramento delle condizioni sospensive, sia la successiva decisione di TTPC di non ritenere avverate tale condizioni (nel novembre 2003) derivino da una precisa volontà del controllante Eni, impresa in posizione dominante sul mercato nazionale dell'approvvigionamento all'ingrosso di gas. In particolare, Eni, sulla base di mutate previsioni sullo scenario di domanda ed offerta di gas a medio termine, avrebbe ritenuto che l'ingresso del gas degli shippers, attraverso la nuova capacità, a partire dall'anno , avrebbe contribuito a rafforzare un eccesso di offerta di gas capace di mettere a repentaglio le proprie politiche commerciali e la possibilità di assolvere ai propri obblighi di ritiro take or pay con i fornitori esteri di gas.

Presentazione ENI del Piano Strategico 2005 – 1° marzo 2005
Alcune osservazioni… Presentazione ENI del Piano Strategico 2005 – 1° marzo 2005 …aumento della capacità di trasporto dei gasdotti dall’Austria e dalla Tunisia: 6,5 miliardi di metri cubi a disposizione di terzi…

Dichiarazione del Presidente dell’AEEG, ing. Alessandro Ortis:
Alcune osservazioni… Dichiarazione del Presidente dell’AEEG, ing. Alessandro Ortis: "Stiamo seguendo con la dovuta attenzione l'evolversi della situazione determinata dalle emergenze climatiche per le forniture di gas(…) Anche a fronte di un'auspicata evoluzione positiva del clima e delle conseguenti criticità, è purtroppo evidente che non ci troviamo nella "bolla di gas" (eccesso di disponibilità) anche recentemente paventata, ma nella necessità di assicurare presto, per ragioni di sicurezza e per lo sviluppo di un mercato efficiente, una capacità di offerta adeguatamente superiore alla domanda. In questo senso abbiamo avanzato per tempo segnalazioni e proposte anche per contribuire ad un rapido sviluppo delle infrastrutture di approvvigionamento e fornitura: gasdotti, rigassificatori e stoccaggi. Ricordo fra l'altro la richiesta per la terzietà di Snam Rete Gas e degli stoccaggi Stogit, nonché l'affidamento a Snam Rete Gas delle responsabilità per i gasdotti transfrontalieri di adduzione al nostro paese." (Comunicato Stampa AEEG del 7 marzo 2005)

Il settore dell’energia elettrica

La filiera dell’EE: Energia: la filiera
Approvvigionamento (Generazione nazionale e Importazione): accesso alle fonti di approvvigionamento per la copertura della domanda di gas. NB: l’energia elettrica non può essere immagazzinata Trasporto e dispacciamento (rete dorsale) trasmissione in alta tensione dell’energia attraverso la rete nazionale dagli impianti di generazione e dai punti di interconnessione con l’estero fino alle reti di distribuzione cui sono allacciati i clienti finali. NB: necessita di mantenere un equilibrio costante tra immissioni e prelievi e rilievo del dispacciamento. Distribuzione (reti locali) trasmissione in medio e bassa tensione dell’energia attraverso reti locali per la consegna ai clienti. Vendita (clienti vincolati/idonei) fornitura di gas ai clienti finali .

Energia: Il mercato all’ingrosso dell’EE
Tale definizione “zonale” dei mercati rilevanti riflette la circostanza che il mercato elettrico si “separa in zone” grazie all’adozione di un algoritmo matematico che, nella sostanza, assicura la compatibilità tra programmi di immissione e prelievo sulla rete elettrica nazionale (in presenza di vincoli di capacità e congestioni) con la effettiva realizzabilità tecnica degli stessi sulla rete. La soluzione del mercato dell’energia viene determinata tenendo conto dei vincoli di trasporto strutturali che caratterizzano le interconnessioni tra le zone. Qualora i vincoli di trasporto tra zone non consentano di effettuare tutte le transazioni economicamente efficienti (utilizzando gli impianti a minor costo) che si potrebbero realizzare in assenza di vincoli di rete, il mercato si separa in sotto mercati (zone), e si ottengono prezzi di equilibrio diversi (prezzi zonali). L’energia offerta in borsa dagli operatori di generazione è remunerata al prezzo zonale mentre il prezzo a cui viene acquistata l’energia è unico (PUN o Prezzo Unico Nazionale), calcolato come media ponderata per le quantità dei prezzi zonali.

Energia: posizioni degli operatori nei mkt rilevanti
Individuazione delle posizioni degli operatori di generazione nei “nuovi” mercati geografici rilevanti della compravendita di energia elettrica all’ingrosso: quote di mercato (in termini di quantità offerte e di quantità accettate sul mercato elettrico, per mese) indici di concentrazione (HHI, Indice di Herfhindal-Hirschmann), analisi del potere di mercato individuale (pivotalità e posizione dominante) NB: L’indice HHI si ottiene sommando i quadrati delle quote di mercato di tutte le imprese partecipanti al mercato e può assumere valori compresi tra 0 (concorrenza perfetta) e (monopolio).Un mercato è considerato concentrato quando il valore dell’indice HHI è superiore a 1800.

NORD: Quota di mercato ENEL* 35-45%; HHI > 3200 nel 50% delle ore; Pivotalità: ENEL è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale nel 44% delle ore. MACROSUD: Quota di mercato ENEL 81-86%; HHI> 8200 nel 50% delle ore; Pivotalità: ENEL è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale nel 71% delle ore. *su base mensile/offerte accettate

MACROSICILIA: Quota di mercato ENEL 54-73%; HHI > 4900 nel 50% delle ore; Pivotalità: ENEL è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale nel 24% delle ore; EDIPOWER è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale nel 19% delle ore;

SARDEGNA: Quota di mercato ENDESA 41-57%; Quota di mercato ENEL 38-54%;  HHI > 4800 nel 50% delle ore Pivotalità: ENEL è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale nel 29% delle ore; ENDESA è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale nel 67% delle ore;

Energia: dominanza e pivotalità
Concetto di pivotalità e relazione tra pivotalità e dominanza: La nozione di dominanza è più “forte” di quella di pivotalità nel senso che non è detto che un operatore pivotale sia anche dominante in senso antitrust: L’operatore pivotale è quello assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale, tale operatore quello che determina il prezzo finale di borsa (il mercato elettrico nazionale è disegnato in modo tale che tutta l’energia offerta in borsa, in una determinata ora, viene valorizzata all’ “ultimo” prezzo di offerta sul mercato, quello che lo chiude) tuttavia la nozione di pivotalità non è legata all’ammontare di domanda servita (quota di mercato, anche su base oraria): un soggetto normalmente esposto a strette relazioni di interdipendenza oligopolistica con i propri concorrenti può, in determinate condizioni (di offerta e domanda zonale) e in determinate ore della giornata, essere l’unico a poter soddisfare la domanda zonale (ma non è detto che l’operatore pivotale in quell’ora sia quello che ha presentato le maggiori offerte di vendita ovvero che ha venduto i maggiori quantitativi di energia in quell’ora).

La condizione di pivotalità di un operatore può inoltre dipendere dalle strategie di borsa - in termini di offerte quantità/prezzo - presentate dagli altri operatori (ad es. se la domanda zonale è 100 i soli due generatori presenti sul mercato presentano due offerte quantità prezzo di 50/prezzo 99 e 50/prezzo 100, il secondo operatore è quello pivotale ma difficilmente può essere ritenuto dominante: il fatto che sia risultato pivotale dipende strettamente dalla strategia adottata dall’altro operatore, non appare che tale operatore possa adottare strategie non replicabili dal proprio concorrente, strutturalmente la loro capacità di offerta sembrerebbe simmetrica…).

Date certe condizioni i concetti di pivotalità e dominanza possono coincidere: La dominanza implica in qualche misura la pivotalità nel senso di potere di fissare il prezzo mentre non vale in viceversa. In particolare, l’operatore pivotale è anche dominante quando la sua posizione sul mercato rilevante – valutata in termini di capacità di generazione, tipologia di impianti e ubicazione degli stessi – è tale da consentirgli: di esercitare il potere di determinazione del prezzo in modo sostanzialmente indipendente dai concorrenti e dai clienti, in modo stabile, in una ottica temporale adeguatamente lunga e su una dimensione della domanda servita rilevante; di non temere la replicabilità delle sue strategie commerciali da parte di altre imprese.

Energia: le condizioni strutturali…
Il fabbisogno complessivo di energia elettrica nel 2004 è stato coperto, per l’86% da produzione nazionale, e per il restante 14% da importazioni. In termini di ripartizione della produzione netta nazionale tra operatori, si è constatato che, a cinque anni dell’avvio del processo di liberalizzazione del settore, ENEL contribuisce per una quota di poco inferiore al 50%. I primi sei produttori (ENEL, EDISON, EDIPOWER, ENDESA, TIRRENO POWER ed ENIPOWER) contribuiscono per circa l’80% alla produzione domestica di energia elettrica.

Il parco italiano (esclusa l’autoproduzione) è infatti costituito per circa metà della potenza operativa da impianti di mid-merit (48,2%), per il 42,5% da impianti di base e per il restante 9,3% da impianti di punta. Il principale operatore nazionale, relativamente allo stock di potenza efficiente netta operativa, è l’ENEL, con una quota superiore al 55%. ENEL presenta inoltre una struttura del proprio parco impianti sbilanciata verso gli impianti di mid-merit (51,4%) e di punta (15,2%), che le assicura un vantaggio competitivo rilevante per la copertura delle punte di fabbisogno. ENDESA, pur su livelli decisamente più bassi (7,5% della potenza totale, esclusi gli autoproduttori), è il concorrente di ENEL che presenta una analoga ripartizione del proprio parco impianti. A tale proposito, rimane inalterata la perplessità, già presente in sede di configurazione delle cd Genco, ed oggi di particolare evidenza con riferimento agli impianti di pompaggio e a quelli idroelettrici a serbatoio, circa l’effettiva specularità ed equivalenza del mix produttivo delle Genco con quello del parco produttivo nella disponibilità di ENEL.

Con riferimento alla localizzazione geografica degli impianti, l’analisi evidenzia che nella zona Nord del Paese è ubicata poco più della metà della capacità disponibile (53%); al Centro-Sud il 13,1% ed al Centro-Nord il 8,6%; il restante 25,3% è suddiviso tra Sud ed isole. ENEL è l’unico operatore che presenta una capillare presenza nelle varie aree del Paese:

Nell’indagine è precisato che, tenuto conto degli elementi strutturali
Energia: Quindi…. Nell’indagine è precisato che, tenuto conto degli elementi strutturali ENEL è pivotale e dominante nei mercati geografici rilevanti della vendita all’ingrosso NORD, MACROSUD e MACROSICILIA Mentre con riferimento all’area della Sardegna l’evidenza non è univoca. I dati strutturali sembrerebbero suggerire l’esistenza di un duopolio (cd dominanza collettiva) tra ENEL ed ENDESA.

Energia: il mercato dei servizi di dispacciamento
Il MSD è il mercato nel quale il Grtn si approvvigiona della capacità di riserva, secondaria e terziaria, nonché delle risorse necessarie al bilanciamento, nel rispetto dei vincoli di rete, tra immissioni e prelievi di energia elettrica nel sistema, al fine di garantire la sicurezza del sistema. In termini di area competitiva geografica, la localizzazione delle unità è un elemento rilevante al fine di verificarne la dimensione geografica. Tale ubicazione, dati i limiti di trasmissione della rete rilevante, ha condotto alla conclusione che il MSD ha dimensione geografica zonale. Tali zone sono ritenute corrispondenti alle aree indicate dal Grtn ai fini dell’approvvigionamento di tali risorse. L’analisi della struttura del MSD ha consentito di accertare un assetto ancora più concentrato del mercato all’ingrosso. ENEL assume un chiaro ruolo di operatore dominante su tale mercato. ENEL, in particolare, è l’unico operatore a presentare una ripartizione delle quote su più segmenti di servizi che costituiscono il MSD, a riprova della asimmetria strutturale nella dotazione di impianti per operatore che connota il parco elettrico nazionale

Energia: conclusioni dell’indagine conoscitiva
la liberalizzazione ha reso trasparente la carenza competitiva dovuta alla struttura di mercato; le carenze riguardano il parco, la sua ubicazione articolata su tutto il territorio solo per ENEL, solo ENEL dispone di impianti di punta e con potere di soddisfare i picchi, i vincoli di capacità trasmissiva esaltano tale potere, ENEL è in grado di fare strategie di leverage e di mantenimento di prezzi alti con interesse dei followers a seguirla.

Proposte e linee di intervento: Conferire priorità agli interventi sulla rete di trasmissione nazionale in grado di ridurre al minimo, rispetto alla situazione attuale, i rischi di congestione interzonali. Si tratta di interventi determinanti al fine di consentire che la nuova capacità di generazione che verrà ad installarsi nei prossimi anni, e localizzata nelle aree già eccedentarie (nord) esportatrici nel resto del paese, possa rappresentare un’effettiva opportunità concorrenziale rispetto all’offerta dell’operatore dominante. Potenziare le linee di interconnessione con l’estero e promuovere la realizzazione di “linee dirette”. Favorire l’insediamento, da parte dei soggetti diversi dall’operatore dominante, di nuovi poli di produzione nelle zone di mercato che risultano ad oggi deficitarie rispetto alla domanda zonale, al fine di un riequilibrio energetico zonale mirato soprattutto alla promozione della concorrenza nell’offerta di energia elettrica.

rafforzare le misure volte a garantire lo sviluppo di un mercato stabile in cui gli operatori operano anche sulla base di contratti di medio/lungo termine; Mantenere l’organizzazione su base “zonale” che fornisce i segnali di prezzo idonei a rendere evidenti le criticità del sistema, sia agli operatori privati che alle Istituzioni ed ai soggetti pubblici interessati; quindi i corretti incentivi alla realizzazione ed alla prioritarizzazione degli investimenti in parchi di generazione efficientemente strutturati e ubicati; perseguire soluzioni, dato lo stretto nesso intercorrente tra i limiti nella capacità di trasmissione inter-zonale e l’indispensabilità di ENEL nel soddisfacimento contestuale della domanda in più zone, mirate a controllare che l’impresa dominante sul territorio non tragga indebiti vantaggi dall’esercizio di strategie “collegate” in varie zone del Paese;

impedire l’instaurarsi di un meccanismo di mercato distorto nella determinazione dei prezzi e delle quantità dall’eventuale esercizio abusivo del potere di mercato, al fine di consentire che i soggetti concorrenti di ENEL (gli esistenti ed i potenziali nuovi entranti) abbiano corretti riferimenti di mercato per gli investimenti in generazione. Le attività di monitoraggio e di regolazione ex ante e di repressione di eventuali comportamenti abusivi, svolte dall’Autorità di regolazione e dall’Autorità di tutela della concorrenza, sono finalizzate ad evitare che una tale distorsione si produca, e quindi che i segnali di prezzo sul mercato dell’energia siano trasparenti e tempestivamente trasmessi ai corretti destinatari. Solo in questo modo appare possibile che il meccanismo di mercato assuma il vero ruolo di indirizzo e di segnale affinché si venga a creare una offerta di energia in grado - per tipologia, costi, capacità e ubicazione degli impianti – di formulare strategie credibili, e concorrenziali, rispetto a quelle dell’operatore dominante.

Energia: Interventi antitrust nel settore elettrico
LE OPERAZIONI DI CONCENTRAZIONE: Caso di strategia multiutility (avvio,…): C4438 ENEL-France Telecom/New Wind Casi relativi all’acquisizione di rami di azienda da ENEL Distribuzione (non avvio): in ultimo caso C6818 ASM Brescia/Ramo di azienda di ENEL Distribuzione LE INTESE: Casi intesa TEM (avvio): I530 ENEL Produzione-ENDESA Italia; Caso su interconnessione con l’estero: I551 ENEL Produzione-FIN.FER./ALPE ADRIA ENERGIA Casi relativi alle GENCO (non avvio): es. I561 Electrabel – Energia/Tirreno Power GLI ABUSI: Caso A333 ENEL Trade/Clienti Idonei

Interventi antitrust: intese
CASO I530 ENEL Produzione-ENDESA Italia Avviato nel giugno 2003, tutt’ora in corso; Parti: ENEL Produzione e ENEL Green Power, ENDESA, EDIPOWER, TIRRENO POWER; Oggetto dell’indagine = intesa TEM Premessa: Nell’ambito del nuovo mercato concorrenziale della generazione la programmazione delle centrali di generazione, e la conseguente ottimizzazione economica delle risorse di produzione – in precedenza gestite dalla sola ENEL – sono divenute di competenza dei singoli produttori; Al fine di adempiere al compito pro-tempore di AU, ENEL Distribuzione, immediatamente dopo l’entrata in vigore del D.Lgs. 79/99, ha stipulato contratti di fornitura a copertura del fabbisogno del mkt vincolato con ENEL P e ENEL GP e con le tre GENCO (ancora integrate in ENEL);

Tale energia era dispacciata (ante STOVE e Borsa dell’EE) secondo un criterio di “dispacciamento passante” (applicato anche all’energia a copertura del mkt libero); Al fine di organizzare la programmazione della produzione destinata al mercato vincolato di ENEL P e ENEL GP nonché delle tre GENCO, ENEL ha inviato nel giugno 2003 al GRTN una comunicazione in cui proponeva una procedura per la gestione centralizzata della programmazione delle centrali del gruppo ENEL. Per l’implementazione di tale procedura era stata costituita una apposita struttura, denominata Team Energy Management (TEM); ENEL evidenziava che tale struttura sarebbe dovuta essere sottoposta a verifica in vista, e a seguito, della cessione delle tre GENCO; Il GRTN prendeva atto del ruolo operativo del TEM e ne autorizzava la procedura tenendo conto della sua temporaneità; …cessione della GENCO Elettrogen ad Endesa…

L’intesa: Nel giugno 2002, comunicazione volontaria dell’intesa da parte di ENEL e ENDESA Procedura TEM prevedeva un sistema di trasmissione da Endesa al TEM delle informazioni necessarie alla determinazione dell’ordine di priorità degli impianti da comunicare al GRTN, sulla base di costi di produzione degli impianti “presunti standard”, stabilito sulla base dei costi di ENEL P e senza che ENDESA dovesse comunicare i dati sui propri effettivi costi di produzione; Al fine dell’operatività della procedura Endesa si impegnava a comunicare al TEM tutta una serie di altre informazioni (con cadenza mensile/settimanale) relative ai piani di manutenzione, alle sezioni degli impianti da dedicare alla copertura del mkt libero, le previsioni di disponibilità delle sezioni, indisponibilità… Ottobre 2002, comunicazione da Eurogen (Edipower) di adesione al TEM Modifica dell’intesa e riavvio dei termini dalla nuova comunicazione, mai pervenuta; Avvio dell’istruttoria nei confronti delle parti (ENEL e le tre GENCO)

I mercati rilevanti: Generazione di energia elettrica: l’intesa riguarda l’attività di raccolta e gestione di informazioni necessarie alla definizione del programma di produzione delle centrali ENEL e ENDESA e in prospettiva EDIPOWER e TIRRENO POWER; Vendita di energia elettrica ai clienti idonei e vendita di energia elettrica ai clienti vincolati: l’attività di coordinamento tra i generatori è finalizzata alla programmazione della produzione che i generatori stessi devono cedere a ENEL Distribuzione (AU pro-tempore) e lo scambio di informazioni in ambito TEM riguarda dati sensibili anche nell’attività di fornitura ai clienti idonei;

Le Valutazioni: L’accordo costituisce una intesa orizzontale e riguarda lo scambio di informazioni tra i suoi partecipanti, relativo a dati commerciali di natura estremamente sensibile. Elemento rilevante è inoltre l’unilateralità di tale flusso informativo (da ENDESA, e presumibilmente dalle altre due GENCO a ENEL); L’attività di coordinamento della produzione e gli scambi di informazioni commerciali sensibili relative alla domanda, al mix di combustibili e ai costi di generazione, oltre alla eventuale unidirezionalità dello scambio di informazioni a favore di ENEL, appaiono interessare una percentuale assai elevata dell’energia elettrica generata in Italia (stimata nel 74% nel 2002);

Interventi antitrust: abusi
CASO A333 ENEL/Clienti Idonei La condotta contestata: ENEL, tramite ENEL Energia, ha offerto un contratto di fornitura di energia ai clienti idonei per l’anno 2002 che configura un abuso ai sensi dell’art. 82 del Trattato CE, in particolare nei confronti dei clienti più sensibili agli acquisti di energia di modulazione; Il contratto di fornitura è caratterizzato da: clausole di esclusiva; divieti all’acquisto da terzi; e penalizzazioni per il ricorso ad altre fonti di approvvigionamento, nella forma di maggiorazioni di prezzo; ENEL, tramite ENEL Energia, ha, inoltre, erogato dei bonus di fine d’anno ai clienti che avessero rinnovato il contratto di fornitura anche nel 2002; Per tutti questi fattori la condotta di ENEL, tramite ENEL Energia, è stata ritenuta idonea a limitare o disincentivare una parte significativa dei clienti idonei dal ricorrere a fonti terze per soddisfare quote del loro fabbisogno energetico e quindi ostacolare la concorrenza.

I diritti di esclusiva sono riconducibili a: L’imposizione ai clienti idonei di un’esclusiva di acquisto di EE di origine estera, immessa in Italia per il tramite della capacità di importazione assegnata dal GRTN (EE non interrompibile); L’imposizione ai clienti idonei di un obbligo di astensione dalla partecipazione alle aste per l’energia CIP 6 non interrompibile; Il divieto di acquistare quote di EE da altri fornitori (inclusi gli acquisti spot dal GRTN) Le maggiorazioni di prezzo da applicare ai corrispettivi pattuiti per l’EE che ENEL Energia continuerà a fornire al cliente idoneo sono applicate quando: Il cliente idoneo ricorra ad un fornitore terzo per approvvigionarsi di EE di origine estera; Il cliente idoneo ricorra ad acquisti di EE con caratteristiche di interrompibilità (sia di origine estera che tramite aste di EE CIP 6) La clausola di prelazione prevede che ENEL Energia sia preferita, a parità di condizioni, ad un altro fornitore nell’offerta di contratti di fornitura di durata e operazioni di trading spot (compravendita per bilanciare la posizione commerciale) per i siti esteri dei propri clienti idonei, contrattualizzati in Italia.

La posizione dominante Al momento dell’offerta dei contratti, a fine 2001, ENEL deteneva una posizione dominante nel mercato della vendita di energia ai clienti idonei: il mercato rilevante si presentava nel 2001 asimmetrico e fortemente concentrato: gli operatori grossisti e i consorzi di imprese attivi erano 68; ENEL deteneva una posizione preminente rispetto ai concorrenti: quota di mercato del 38% (42% delle vendite intermediate) più che doppia rispetto al suo diretto concorrente; indice CR4 del 65%; indice di dominanza del 60%; la società poteva contare su un vantaggio competitivo rispetto ai propri concorrenti in ragione della disponibilità di energia elettrica da fonti diversificate e di entità non paragonabile a quella dei concorrenti: il 13% dell’energia di importazione sul totale dell’energia estera resa disponibile nel mercato rilevante; il 65% dell’energia CIP 6 allocata nel 2001; il 54% dell’energia nazionale resa disponibile nel mercato rilevante, di cui la maggior parte da acquisti intragruppo; Il Consiglio di Stato, nella sentenza del 1° ottobre 2002, ha confermato la ricostruzione della posizione dominate di ENEL nella vendita di energia elettrica ai clienti idonei nel 2001;

La finalita’ dell’abuso: La condotta di ENEL si è manifestata come un’unica strategia legante: ENEL si è posta come unico interlocutore, per una parte significativa di clienti idonei, nella fornitura di energia elettrica dai diversi canali di approvvigionamento disponibili per il mercato libero (importazioni; acquisti alle aste CIP 6 e acquisti di altra energia nazionale); tali clienti sono stati indotti ad approvvigionarsi in maniera integrale da ENEL per l’intero anno 2002; La condotta di ENEL ha costituito un ostacolo per gli operatori concorrenti nel mercato della vendita di energia elettrica ai clienti idonei, con effetti sugli scambi tra paesi membri dell’UE.

L’idoneità delle clausole a limitare la scelta dei clienti Le disposizioni contrattuali erano articolate in modo da produrre effetti diversi nei confronti dei clienti idonei (grossisti, consorzi e clienti finali), i quali si differenziano in relazione alle caratteristiche di consumo e all’accessibilità alle fonti di approvvigionamento; La tipologia di cliente idoneo servito e il relativo profilo di consumo sono elementi importanti per comprendere l’autonomia di scelta degli stessi in fase di contrattazione e, quindi, il grado di potere di mercato che l’impresa in posizione dominante può esercitare; I clienti idonei energivori hanno consumi individuali importanti e profili di consumo meno variabili; essi possono ricorrere in larga misura ad acquisti di energia in banda (tipo importazioni o energia CIP 6); tra questi, i cosiddetti clienti interrompibili hanno beneficiato nel tempo di accessi diretti alle fonti di energia competitive;

Gli altri clienti idonei hanno consumi individuali più contenuti e profili di consumo più variabili; essi necessitano di energia modulata per completare il loro fabbisogno; gli acquisti di energia di base sono proporzionalmente minori rispetto al fabbisogno totale; In sede contrattuale, ENEL ha accordato alcune modifiche alle previsioni contrattuali in esame ai grandi consumatori, mentre ha applicato in toto le disposizioni restrittive agli altri clienti finali; Attraverso la pratica commerciale descritta ENEL ha, quindi, esercitato pienamente il potere di mercato nei confronti dei clienti idonei che non potevano prescindere dalla fornitura di energia modulata e che, quindi, si dimostravano più sensibili a peggioramenti delle condizioni economiche di tale energia.

Il diritto di esclusiva e le esclusive di fatto (divieti a rifornirsi), sono state lo strumento utilizzato da ENEL per: impedire che tali clienti idonei potessero rifornirsi autonomamente, per una parte del loro fabbisogno, da fonti alternative; e quindi garantirsi il controllo sulla fornitura di energia di base legando a sé i clienti che necessitano di energia elettrica di modulazione per il soddisfacimento integrale del fabbisogno; La previsione di maggiorazioni di prezzo ha avuto un effetto disincentivante in quanto il peggioramento delle condizioni di prezzo è tanto più stringente quanto minori sono i consumi di energia di base in proporzione al fabbisogno complessivo; La previsione di clausole vincolanti alla scelta di approvvigionamento di energia da altre fonti, di origine estera e nazionale, ha limitato la contendibilità dei clienti con consumi più modulati e, quindi, l’ingresso o lo sviluppo di concorrenti;

L’offerta commerciale di ENEL era tesa alla copertura dell’intero fabbisogno programmato del cliente idoneo attraverso la fornitura di energia estera a copertura della capacità di interconnessione allocata e di energia nazionale per la parte residuale del fabbisogno a prezzi competitivi; In un mercato oligopolistico asimmetrico, il grado di potere di mercato dell’operatore dominante dipende anche dall’elasticità dell’offerta; La possibilità di replicare l’offerta di ENEL e, quindi, il grado di concorrenza esercitabile dai concorrenti dipendeva : dalla disponibilità di capacità di generazione nazionale da destinare al mercato libero per gli operatori nazionali integrati verticalmente, limitata rispetto a quella di ENEL; dalle condizioni di accesso alle fonti di energia nazionale per gli altri intermediari;

Nel 2001, ENEL era dominante nella generazione: la società deteneva il 53% della capacità di generazione installata; ha generato il 48% dell’energia elettrica prodotta in Italia, quota tre volte maggiore di quella del principale concorrente; disponeva della maggior parte degli impianti di modulazione e picco; ENEL continuava a rivestire il ruolo di fornitore di ultima istanza per l’intero sistema nazionale; la cessione dei MW si è conclusa nel 2003; Il vantaggio competitivo di ENEL nella generazione è evidenziato anche dal fatto che il gruppo ha incrementato l’offerta di energia nazionale per il mercato libero di circa 3 volte tra il 2001 e il 2002, a principale vantaggio della propria controllata, senza contare le vendite alla rete; Nel corso del procedimento istruttorio ENEL ha sostenuto che le clausole del contratto standard oggetto di valutazione si giustificano in ragione della prassi commerciale e del presunto rischio volume a cui sarebbe stata esposta in caso di ritiri minori rispetto a quelli programmati da parte del cliente; il rischio volume dipenderebbe dai contratti di approvvigionamento sottoscritti che si caratterizzano da impegni di tipo take or pay; 

La tesi di ENEL sul presunto rischio volume non è sostenibile: dalle evidenze istruttorie emerge che la politica di approvvigionamento di ENEL non è coerente con l’affermazione di impegni di tipo take or pay; il contratto standard disciplinava già l’ipotesi di contrazione dei volumi ritirati dal cliente (art. 4): la disciplina risulta meno penalizzante di quella prevista all’art. 6 (maggiorazioni) e del tutto indipendente dalle cause sottostanti la riduzione dei volumi; ENEL prevedeva maggiorazioni di prezzo, a parziale copertura del presunto rischio volume, anche nel caso in cui il cliente era indotto a ricorrere a fonti alternative di approvvigionamento dall’estero in ragione di una indisponibilità a rifornire dichiarata da parte della stessa ENEL (art. 6.1.D); il meccanismo delle maggiorazioni di prezzo proposto da ENEL non può essere considerato uno strumento idoneo a coprire il presunto rischio volume … L’Autorità ha pertanto ritenuto che la condotta posta in essere da ENEL, per il tramite di ENEL Energia, abbia costituito una violazione grave dell’articolo 82 del Trattato CE, imponendo il pagamento di una sanzione di 2,5 milioni di euro);

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