Newsletter Osservatorio Energia

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1 Ricerche per l Economia e la Finanza Newsletter Osservatorio Energia Anno IV - Indice REGOLAMENTAZIONE Le conclusioni del Consiglio Europeo di Barcellona... 1 I criteri per le tariffe di stoccaggio... 3 Tariffe europee per il trasporto dell'energia elettrica: le conclusioni del Forum di Firenze, le critiche dei trader, gli studi della Commissione... 7 L'Autorità pubblica un documento di consultazione in materia di linee dirette per l'interconnessione con l'estero MERGERS & AQUISITIONS M & A in Europa Focus sull'italia: la vendita di Eurogen e i tetti antitrust dell'enel L'ANDAMENTO DEL CT Prezzo dell'energia: le attese del mercato CONGIUNTURA Economia e domanda di elettricità I prezzi delle borse elettriche europee: febbraio News dalle Borse Grafici...28 REGOLAMENTAZIONE Le conclusioni del Consiglio Europeo di Barcellona Le conclusioni del Consiglio Europeo di Barcellona, molto atteso per l annunciata importanza dedicata alla questione del mercato libero dell energia, hanno ribadito la necessità dell apertura del mercato interno ma sottolineando al tempo stesso la rilevanza della garanzia di pubblicità e qualità del servizio agli utenti finali e il ruolo fondamentale della regolamentazione e del monitoraggio sull effettivo beneficio per i cittadini in conseguenza dell apertura. Elementi fondamentali per il raggiungimento di adeguati livelli di concorrenza, efficienza, qualità e sostenibilità dello sviluppo nel mercato interno dell energia sono individuati fondamentalmente in : - una ulteriore apertura del mercato; - una adeguata regolamentazione; - la presenza di reti di trasmissione potenti e integrate; - una migliore utilizzazione delle reti esistenti; - il completamento dei collegamenti mancanti nelle stesse. Gruppo di lavoro Donato Berardi, Claudia Checchi, Valentina Ferraris, Roberto Galbiati, Nicola Gallo, Michele Pacillo, Francesca Sala, Giusy Squicciarini, Lucia Vergano. Comitato Scientifico R. Artoni, G. Martini, L. Parisio, M. Polo, P. Saraceno, C. Scarpa, G. Vaciago Soci sostenitori ACEA, AEM Milano, ASM Brescia, Centro Energia Gas (Foster Wheeler, Gruppo Merloni), Confservizi Cispel, Confindustria, Dalmine Energie, Edison, EnBW Italia, Enel SpA Corporate Finanza e Amministrazione, ENI, Entergy Power Services Italia, Italgen SpA, Italgas, Pirelli SpA, Unicredit Banca Mobiliare, World Energy Responsabile della Newsletter: Claudia Checchi - tel cchecchi@hsn.it

2 Grande importanza viene quindi posta al problema dell integrazione delle reti e dei mercati, come strumento necessariamente complementare rispetto a quello della diminuzione delle soglie di idoneità per l accesso ai singoli mercati nazionali. Per quanto riguarda il mercato dell energia, le decisioni del consiglio in materia riguardano: - libertà di scelta del fornitore per tutte le utenze non domestiche (almeno il 60% del mercato) a partire dal 2004, sia per elettricità che per gas. Da notare che la decisione implica una revisione delle Direttive europee 96/94/CE (elettricità) e 98/30/CE (gas) ma sostanzialmente pochi cambiamenti per la legislazione attuativa italiana: il decreto Bersani 1 (energia) infatti prevede una apertura del mercato per gli utenti con consumi superiori a 0.1 GWh annui entro 90 giorni dalla cessione della terza Genco (che prevedibilmente avverrà prima del 2004) mentre il Letta (gas) prevede l apertura totale del mercato (comprese le utenze domestiche) entro il La decisione rappresenta comunque un alleggerimento rispetto alla proposta della Direzione Energia della Commissione, che individuava il termine per l apertura a tutti i clienti industriali entro il 2003; - la data per l ulteriore apertura del mercato alle utenze domestiche sarà definita nel Consiglio Europeo della primavera Anche in questo caso la Commissione proponeva di fissare già da adesso la data del gennaio 2005 per l apertura totale dei mercati; - separazione della trasmissione e distribuzione dalla produzione e fornitura: in questo caso il Consiglio si è mantenuto su una affermazione molto generica, in quanto l esperienza insegna che separazione può implicare molte cose e che sostanzialmente diversi sono gli effetti di una separazione di tipo contabile o societaria da quelli di una proprietaria; - accesso non discriminatorio di consumatori e produttori alle reti in base a tariffe trasparenti e pubblicate: anche in questo caso la proposta della commissione di imporre a tutti i paesi un accesso regolato non è stata portata avanti, e si è ribadito sostanzialmente quanto già presente nelle Direttive; - istituzione in ciascuno stato membro di una non meglio specificata funzione di regolamentazione, nell ambito del quadro normativo appropriato e con lo scopo principale del controllo sulla determinazione delle tariffe. Ancora una volta le proposte della Commissione, inizialmente favorevole alla prescrizione più precisa di autorità di settore indipendenti, si sono progressivamente alleggerite, e nelle decisioni del Consiglio è sparito anche il riferimento alla indipendenza dall industria presente nella proposta della Commissione. La prescrizione del Consiglio è infatti compatibile anche con meccanismi che non prevedono la presenza di una autorità sganciata dall esecutivo dei vari stati. - Esortazione al raggiungimento, entro il 2002, di un accordo riguardo un sistema di definizione delle tariffe per le transazioni transfrontaliere di energia elettrica, che includa anche la gestione delle congestioni, basato su principi di non discriminazione, trasparenza, semplicità. In realtà tale accordo è stato raggiunto, se pur in via provvisoria, già da marzo (si veda in proposito l articolo dedicato nel prosieguo della Newsletter); -entro il 2005 le reti elettriche dovranno raggiungere un livello di interconnessione pari almeno al 10% della capacità di generazione installata(oggi stimato dalla Commissione intorno al 7-8%): a sostenere i finanziamenti necessari dovranno essere principalmente le imprese interessate. Ciò implica la previsione, all interno delle legislazioni nazionali, di un apposita regolamentazione che consenta di conciliare la necessità di incentivare il finanziamento privato e la relativa necessità di remunerazione dello stesso, con la prescrizione di accesso ai terzi non discriminatorio. Il Consiglio affronta qua un argomento di attualità per l Italia (anche in questo caso si troverà nel seguito della Newsletter un articolo). - La Commissione è invitata ad aggiornare ogni anno prima del Consiglio Europeo di primavera la relazione sulla effettiva apertura dei mercati dell energia e del gas, mentre nel Consiglio Europeo del 2006 è previsto un primo bilancio sui risultati dell apertura del mercato interno dell energia con particolare riferimento a: grado di recepimento del quadro normativo, effetti sulla protezione dei consumatori, investimenti nelle infrastrutture, efficace integrazione dei mercati e delle interconnessioni, concorrenza e ambiente. 1 Come modificato dalla legge n. 57 del 5/3/01, art. 10 co. 4. 2

3 Relativamente alle questioni ambientali, i provvedimenti legati al mercato dell energia riguardano: - la richiesta del raggiungimento di un accordo, entro il dicembre 2002, sulla adozione della direttiva relativa all imposizione dei prodotti energetici (tassa sull energia): ciò potrebbe implicare la definizione di regole comuni relativamente alla carbon-tax; - la necessità di incentivare le fonti rinnovabili, la sostenibilità dello sviluppo e l efficienza energetica, rispetto alla quale l Unione dovrebbe dare prova di progressi sostanziali entro il In sintesi se da una parte le decisioni del consiglio europeo rappresentano un importante passo avanti relativamente alla questione della armonizzazione della visione europea favorevole all apertura del mercato (i consigli dell anno scorso non erano riusciti ad esprimere una posizione comune principalmente a causa dell opposizione della Francia) dall altra non si può non notare come le decisioni prese siano comunque molto meno incisive di quelle proposte dal Commissario per l energia De Palacio e come in molti casi non vadano oltre a vaghe affermazioni di principio, dimostrando ancora una volta come la creazione di un vero mercato unico dell energia sia un traguardo difficile a ancora lontano nel tempo. 3

4 I criteri per le tariffe di stoccaggio Con la delibera 26/02 l Autorità ha definito i criteri per la determinazione delle tariffe di stoccaggio del gas. Con le nuove tariffe che verranno pubblicate da Stoccaggi Gas Italia e che entreranno in vigore dal prossimo Aprile, l Autorità completa la regolazione dei prezzi per le fasi in monopolio - naturale o di fatto, come è in realtà lo stoccaggio- della filiera. I criteri fissati dalla 26/02 regolano i prezzi per il servizio di stoccaggio standard offerto su base continua. Per il servizio interrompibile è prevista una riduzione il cui ammontare non è tuttavia definito nella delibera. Ulteriori servizi eventualmente messi a disposizione dall impresa di stoccaggio dovrebbero essere quindi offerti su base negoziale. Calcolo dei ricavi di riferimento I ricavi di riferimento RS vengono calcolati per il complesso dei campi attivi alla data di entrata in vigore della delibera 26/02 sommando le seguenti componenti: - costi operativi riconosciuti: tutti i costi operativi effettivamente sostenuti nell esercizio 2000 (costo del personale, acquisto materiali di consumo, servizi e prestazioni esterne, costi di abbandono, altri accantonamenti diversi dagli ammortamenti). - costo riconosciuto del capitale investito netto pari all 8,33%. Il capitale investito netto è definito come l attivo immobilizzato netto assumendo pari a zero il capitale circolante netto. La valutazione dell attivo immobilizzato è fatta secondo il metodo del costo storico rivalutato al netto del fondo di ammortamento economico-tecnico e della somma dei contributi a fondo perduto. - ammortamenti economico-tecnici calcolati in relazione alle caratteristiche dei cespiti necessari a ciascuna attività. I ricavi di riferimento RS dell impresa di stoccaggio sono dati da: RS = RS S + RS D + RS N + RS P + RS E La componente RS S è la quota parte dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio di gas naturale imputata allo spazio di stoccaggio. Si tratta della componente che riflette il valore netto delle immobilizzazioni poste nel sottosuolo più il relativo ammortamento (IMM SOT e AMM SOT ) ed il valore del gas immobilizzato a fini operativi nel sistema. In particolare è riconosciuto il valore del cushion gas (CG) ed il valore del gas destinato alla funzione di pseudo working gas 1 (PSWG). La valorizzazione di tali componenti di gas è quella risultante in bilancio 2001 per il gas di proprietà ed estraibile. RS S = 8,33% (IMM SOT + CG +PSWG) + AMM SOT La componente RS D è la quota parte dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio strategico. Sul valore del gas detenuto a fini di stoccaggio strategico risultante dalla chiusura del bilancio 2001, è riconosciuto un rendimento sul capitale dell 8,33%. La componente RS N è la quota parte dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio di gas naturale imputata ai quantitativi di gas acquisiti dall impresa a fini di stoccaggio strategico dopo la data di entrata in vigore della delibera 26/02. Tale quota di ricavo è determinata come somma dei ricavi relativi a ciascun anno successivo al 2002; il ricavo riferito a ciascun anno è dato dall 8,33% del valore del quantitativo di gas acquisito dall impresa a fine di stoccaggio strategico. 1 La delibera 26/02 definisce lo pseudo working gas come il quantitativo di gas necessario al sito di stoccaggio per garantire una determinata capacità di erogazione. Il valore di questo gas risulta da bilancio

5 La componente RS P è la quota parte dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio di gas naturale imputata alla disponibilità di punta giornaliera. La determinazione di tale componente fa riferimento al valore netto delle immobilizzazioni poste in superficie e dei relativi ammortamenti. RS P = 8,33% (IMM SUP + AMM SUP ) La componente RS E è la quota parte dei ricavi relativa al servizio di stoccaggio di gas naturale imputata alla copertura dei costi operativi. Tariffe di stoccaggio A partire dai ricavi riconosciuti l Autorità definisce le tariffe di riferimento TS e TS cg. La tariffa di stoccaggio TS si applica al servizio di stoccaggio di modulazione, al servizio di stoccaggio minerario ed al servizio di stoccaggio strategico senza disponibilità di gas. Essa consta di tre componenti ed è così strutturata: TS = S *f S + PMG*f P + (E I + E E )*CVS dove: S è lo spazio conferito all utente (GJ/anno); f S è il corrispettivo di spazio ( /GJ/anno); PMG è la massima disponibilità di punta giornaliera conferita all utente nell anno termico (GJ/giorno); f P è il corrispettivo unitario per la disponibilità di punta giornaliera ( /GJ/anno); E I è l energia associata al gas immesso in stoccaggio (GJ); E E è l energia associata al gas erogato (GJ); CVS è il corrispettivo unitario di iniezione ed erogazione, espresso in /GJ. La tariffa riflette, dunque, i costi per fornire il servizio indipendentemente dalla destinazione d uso del gas stoccato. L unica differenziazione si ha nel caso in cui a fini di stoccaggio strategico l impresa di stoccaggio non offra solo il servizio, ma metta a disposizione anche il gas. La tariffa di stoccaggio TS cg si applica al servizio di stoccaggio strategico con disponibilità di gas offerta dall impresa di stoccaggio è composta da: TS cg = S *f S + E d *f d + E ni *f ni + PMG*f P dove: E d è l energia associata al gas detenuto dall impresa a fini dello stoccaggio strategico e risultante dal bilancio di chiusura del 2001 (GJ/anno); f d è il corrispettivo unitario per la messa a disposizione del gas detenuto dall impresa ai fini di stoccaggio strategico e risultante dal bilancio di chiusura del 2001 ( /GJ/anno); E ni è l energia associata al gas acquistato dall impresa ai fini dello stoccaggio strategico nell anno solare i- esimo, a partire dal 2002, messo a disposizione dall impresa a fini dello stoccaggio strategico (GJ/ anno); f ni è il corrispettivo unitario per la messa a disposizione del gas detenuto dall impresa ai fini di stoccaggio strategico nell anno solare i-esimo a partire dal 2002, messo a disposizione dall impresa a fini di stoccaggio strategico ( /GJ/anno). Per l offerta di un servizio interrompibile è previsto un corrispettivo per la punta giornaliera inferiore. Corrispettivi unitari di stoccaggio I corrispettivi unitari di stoccaggio facenti parte della tariffa sono calcolati come ricavi medi sulle singole voci di ricavo: f S = RS S /capacità complessiva di stoccaggio di working gas f d = RS D /quantitativi detenuti dall impresa a fini di stoccaggio strategico f ni = RS Ni /quantitativi acquisiti dall impresa nell anno solare i-esimo a fini di stoccaggio strategico f p = RS P /massima disponibilità di punta giornaliera (assunta pari a 9,212* 10^6 GJ) CVS = RS E /quantità di gas complessivamente iniettata ed erogata durante l anno solare 2000 (assunta pari a 527,30,01* 10^6) 5

6 Aggiornamento delle tariffe I corrispettivi di stoccaggio sono aggiornati tramite price cap con un recupero di produttività annuale pari al 2,75% 2. Nella definizione dei ricavi riconosciuti l Autorità ha, dunque, seguito sostanzialmente l impostazione della delibera 120/01: definizione dei ricavi a partire dall identificazione dei costi sottostanti riconoscendo completamente i dati in bilancio. Le caratteristiche di specificità e di non agevole riproducibilità delle infrastrutture di stoccaggio ha, dunque, indotto l Autorità ad abbandonare il criterio dei costi standard, che, benché più complesso da applicare, sarebbe stato maggiormente incentivante. L aggiornamento diretto dei corrispettivi invece che dei ricavi, inoltre, implica che possono aversi degli scostamenti anche significativi tra i ricavi determinati con il metodo di calcolo illustrato e quello che considera, invece, i ricavi e le quantità effettive dell anno precedete. La prospettiva di importazioni crescenti dall estero e, in particolare, da paesi extra-europei, implica una maggiore richiesta, negli anni a venire, di stoccaggio strategico e, di conseguenza una prospettiva di crescita per questa voce di ricavo. A fronte di tale prospettiva di crescita dei ricavi, la delibera prevede che le componenti della tariffa f S, f d, f p e CVS siano soggette a rettifica da parte dell Autorità solo qualora si verifichi una differenza superiore al 20% tra il ricavo riconosciuto e calcolato sulla base del metodo sopra descritto ed i ricavi calcolati a partire dalla tariffa aggiornata e dalle quantità effettivamente conferite nell anno termico precedente. Lo stoccaggio di gas si conferma, dunque, per i prossimi anni un business altamente redditizio, soprattutto se, accanto ai servizi base Stogit introdurrà servizi di flessibilità aggiuntivi e non soggetti a regolazione dei prezzi. Tali servizi verrebbero offerti inizialmente in condizioni di monopolio di fatto, così che, l unica spinta alla riduzione dei prezzi potrà venire dall ingresso di operatori alternativi nell offerta di servizi ancillari per il gas. Tale eventualità è promossa dall Autorità attraverso l esenzione dell applicazione della tariffazione prevista dalla delibera 26/02 per le imprese che gestiscono giacimenti non ancora a regime o che ne sviluppano di nuovi. 2 Non vi è tuttavia, alcun recupero di produttività per i corrispettivi di stoccaggio strategico sia nel caso di disponibilità di gas da parte dell impresa sia in caso contrario. 6

7 Tariffe europee per il trasporto dell energia elettrica: le conclusioni del Forum di Firenze, le critiche dei trader, gli studi della Commissione L ottavo meeting dell European Electricity Regulatory Forum, tenutosi a Firenze a fine febbraio, ha raggiunto importanti conclusioni, tra cui la determinazione di un accordo provvisorio sulle tariffe per la transazioni crossborder e di una piattaforma per la definizione di un accordo definitivo che entri in vigore a partire dal L accordo nasce dall osservazione che il mercato interno dell energia elettrica nell Unione Europea non è ancora molto sviluppato nonostante l applicazione della Direttiva e risponde quindi alla necessità di un sistema di tariffazione delle transazioni cross-border non distorsivo e in grado di stimolare il trading internazionale e favorire allo stesso tempo l apertura dei mercati. Oltre a ciò, il problema dell armonizzazione delle tariffe di trasporto dell energia a livello europeo rappresenta uno degli elementi individuati come necessari al fine dell incentivazione al trading europeo. Le critiche mosse al meccanismo entrato in vigore dal primo marzo da un lato e le grosse differenze tra i sistemi dei singoli paesi dall altro gettano però forti dubbi sulla possibilità di una realizzazione degli obiettivi proposti in breve tempo. L European Electricity Regulatory Forum, costituito dalla Commissione Europea nel 1998, riunisce il CEER (Council of European Energy Regulators), che rappresenta un luogo di incontro e confronto dei regolatori energetici dell area europea 1, i rappresentanti degli Stati Membri, la Commissione Europea, i gestori di rete (TSOs), i trader di energia, i consumatori, gli utilizzatori della rete, i gestori dei mercati dell energia elettrica. Lo scopo dell organismo, che si riunisce a Firenze due volte all anno, è quello di affrontare le tematiche legate alla costituzione del mercato unico dell energia che vanno oltre l applicazione delle Direttive europee. In particolare il lavoro del Forum si è concentrato finora sulla determinazione dei principi base per l armonizzazione delle tariffe di trasporto e per la definizione di una tariffa unica per le transazioni cross-border di energia elettrica. Le conclusioni del Forum di febbraio sono state da molti indicate come un deciso passo avanti verso il raggiungimento degli obiettivi preposti; in particolare queste hanno riguardato: - L approvazione del meccanismo provvisorio di tariffazione delle transazioni cross-border proposto dall European Transmission System Operator (ETSO); - La determinazione dei principi e dei passi da compiere per la definizione di un meccanismo definitivo in vigore dal gennaio Il sistema di tariffazione delle transazioni transfrontaliere serve per determinare la compensazione dovuta ai TSOs che sopportano i costi causati dai flussi cross-border, i pagamenti dovuti dai TSOs per gestire tale compensazione e i meccanismi attraverso cui i TSOs trasferiscono i pagamenti sugli utilizzatori della rete. I costi determinati dai flussi di energia transfrontalieri, identificabili principalmente nei costi legati alle perdite, ai nuovi investimenti e al mantenimento degli investimenti attuali, dovranno essere quindi coperti attraverso un meccanismo di compensazione tra i singoli TSO dell Unione Europea (più Norvegia e Svizzera; la possibilità di allargamento ad altri paesi è uno dei punti in programma di discussione per il prossimo futuro). Tale meccanismo di compensazione dovrebbe essere basato sui flussi fisici, il calcolo dei costi dovrà avvenire attraverso meccanismi standardizzati e trasparenti mentre i costi o i ricavi netti derivanti dal meccanismo di compensazione per ogni TSO dovranno ricadere sulle tariffe agli utenti domestici. I costi delle congestioni transfrontaliere non dovranno essere in generale compresi nella tariffa. Per quanto riguarda il calcolo della tariffa il Forum ha sottolineato come sia necessaria una migliore e precisa stima dei flussi che i singoli 1 Nel CEER sono presenti i rappresentanti delle autorità di regolamentazione di Austria, Belgio, Danimarca, Finlandia, Francia, Grecia, Irlanda, Italia, Lussemburgo, Olanda, Norvegia, Portogallo, Spagna, Svezia e Regno Unito. 7

8 generatori e carichi possono generare, basati su modelli di calcolo che prendano in considerazione le caratteristiche condizioni della rete di trasporto, allo scopo di raggiungere un maggior livello di aderenza ai costi e di segnalazione locale, ma senza dimenticare l obiettivo della trasparenza e semplicità del meccanismo. A questo scopo i TSOs sono invitati a raccogliere e mettere a disposizione tutte le informazioni necessarie, mentre l ETSO dovrà presentare una proposta per il meccanismo definitivo entro il primo settembre Oltre alle transazioni cross-border il Forum ha affrontato anche altre questioni importanti quali: - Una maggiore armonizzazione delle tariffe di trasporto all interno degli stati membri è necessaria a complemento della tariffa per le transazioni crossborder: in particolare queste dovrebbero essere tariffe legate ai punti di immissione e prelievo e indipendenti dalle transazioni commerciali. - Standard comuni per la sicurezza e l affidabilità delle reti dovrebbero essere stabiliti al fine di assicurare un adeguato livello di qualità del servizio della rete interconnessa europea. - La congestione delle linee di interconnessione e l allocazione della capacità scarsa dovrebbe avvenire attraverso meccanismi di mercato: a tale scopo il Forum invita l ETSO a studiare la fattibilità di un meccanismo di aste per l allocazione congiunta su base regionale. La tariffa temporanea proposta dall ETSO. Il meccanismo serve per remunerare, nel 2002, l uso dei sistemi di trasmissione nazionale utilizzato nel trading transfrontaliero e rappresenta, su ammissione del Forum, un compromesso tra le parti coinvolte, ancora lontano da un sistema che rispecchi i principi sopra illustrati. L accordo non va in ogni caso ad influire sulle regole di ogni paese relativamente all accesso alle reti e alle tariffazioni per l uso delle stesse, né tratta il problema della allocazione di capacità di interconnessione o la soluzione delle congestioni delle reti. I principi base dell accordo sono quelli di una tariffa che non sia basata sulle transazioni, che rispecchi i principi di non discriminazione, aderenza ai costi, semplicità e trasparenza. L accordo è transitorio e valido dal 1 marzo 2002 alla fine dell anno. Un sistema definitivo è allo studio per essere applicato a partire dal Coerentemente con il principio della compensazione tra i TSOs è prevista la creazione di un fondo dell ammontare di 200 milioni di Euro (pari al costo stimato delle transazioni cross border nel 2001) che serva a compensare i vari TSOs in base ai flussi fisici delle transazioni che sopportano. Tale fondo è remunerato attraverso due meccanismi: - il pagamento di 1 Euro/MWh su tutte le esportazioni dichiarate (tariffa a francobollo ); - una contribuzione da parte di tutti gli utilizzatori finali attraverso la tariffa nazionale. L applicazione delle tariffe è nella responsabilità dei singoli gestori di rete, che godono di ampia discrezionalità nella metodologia da adottare. Inoltre alla Commissione spetta il compito di valutare la coerenza del meccanismo con la legislazione Europea, nonché l istituzione di un comitato di vigilanza sull implementazione del meccanismo provvisorio. Le critiche alla tariffa temporanea. Le maggiori critiche al meccanismo di tariffazione temporaneo ideato dall ETSO sono venute dall European Federation of Energy Traders (EFET) che considera la tariffa di 1 Euro/MWh sulle esportazioni: - potenzialmente basata sulle transazioni; - non rispondente ai costi effettivi; - potenzialmente discriminatoria; - in grado di ostacolare il trading; - distorsiva del mercato in quanto foriera di segnalazioni distorsive per prezzi e investimenti. L EFET sottolinea infatti come la tariffazione a francobollo, basata sugli accordi contrattuali (ossia sulle esportazioni dichiarate), penalizzi i trader, che hanno accordi che spesso risultano solo finanziariamente rilevanti. L associazione sottolinea quindi come le tariffe dovrebbero basarsi esclusivamente sui flussi fisici effettivamente sopportati dalla rete e dovrebbero essere legate alla localizzazione del generatore o del carico che determinano il flusso: solo così la tariffa è in grado di inviare i giusti segnali al mercato, sia in funzione dei prezzi di breve che della necessità di incentivo agli investimenti. 8

9 Inoltre la tariffa riguarderebbe in maniera determinante i paesi dell Europa centrale, in particolare la Germania, che hanno un maggior numero di frontiere, mentre risulterebbe marginale per i paesi ai bordi dell Unione, come Spagna e Italia, e quindi potrebbe risultare potenzialmente iniqua. Da notare che i principi sottolineati dall EFET vengono comunque accolti dal Forum relativamente al meccanismo definitivo. Sicuramente l accordo raggiunto lascia per il momento ampi spazi di incertezze, visto che i particolari dell applicazione della tariffa vengono demandati ai singoli TSO s e potrebbero anche influenzare in maniera determinante le conseguenze della stessa; un esempio riguarda il timing di applicazione della tariffa: se il calcolo delle esportazioni dichiarate venga fatto su base giornaliera o su periodi più lunghi non è una questione irrilevante. I sostenitori dell accordo sottolineano invece come si sia compiuto un importante passo avanti verso l unificazione europea, visto che il nuovo meccanismo sostituisce quello vecchio in cui ogni singolo paese attraversato applicava le proprie tariffe (che quindi in caso di attraversamento di più paesi andavano a sommarsi). Il Forum è stata comunque l ennesima occasione della dimostrazione di quanto un accordo a livello europeo sia estremamente difficile: alla tariffa temporanea hanno aderito, oltre all Italia, il Belgio, la Francia, la Germania, l Olanda, il Portogallo e la Spagna. L Austria dovrebbe aderire in un secondo momento (probabilmente già da aprile) a causa di problemi regolatori interni, mentre l adesione della Svizzera, inizialmente non concessa come segno di protesta in virtù del contenzioso in corso con le autorità di regolamentazione italiana e francese per la ripartizione della capacità di interconnessione sulla frontiera tra i tre paesi, è alla fine arrivato. E proprio il problema delle congestioni e della assegnazione delle interconnessioni potrebbe rappresentare uno degli ostacoli maggiori alla creazione di uno spazio di mercato unico europeo, come sarebbe nelle intenzioni del Forum: nonostante questo abbia richiamato esplicitamente l asta come il meccanismo di mercato più efficiente, molti paesi, in prima fila l Italia, continuano ad assegnare la capacità in base a meccanismi non di mercato e spesso non del tutto trasparenti. Infine da più parti viene anche sottolineato come l armonizzazione delle tariffe di trasporto applicate dai singoli TSOs nonostante le affermazioni di principio del Forum, rimanga un obiettivo poco meno che utopico, viste le forti differenze attualmente presenti. A tal proposito il paragrafo seguente riporta le conclusioni di uno studio in materia recentemente diffuso dalla Commissione Europea. Un benchmark per le tariffe di trasmissione elettrica in Europa. Il mese scorso la Direzione Generale Energia e Trasporti della Commissione Europea ha reso noto uno studio sulle tariffe di trasporto di elettricità sulle reti di trasmissione nei 15 Paesi UE più Norvegia e Svizzera 2. Nella prima sezione del rapporto presentato alla Commissione, dedicata alla descrizione delle tariffe nazionali, queste ultime vengono esaminate e confrontate sulla base della struttura, della differenziazione temporale, delle componenti di costo considerate e dell allocazione ai diversi utenti del network. L analisi si concentra esclusivamente sulle reti di trasmissione, tralasciando tutti quegli aspetti che riguardano più propriamente la distribuzione 3. La seconda parte del rapporto, su cui ci soffermiamo, si propone invece di analizzare le tariffe di trasmissione con lo scopo di giustificare i differenti valori osservati nei vari Paesi UE. Lo scopo è quello di individuare relazioni statisticamente rilevanti tra i valori numerici delle tariffe vigenti nei diversi Stati (le variabili dipendenti) e le caratteristiche dei corrispondenti sistemi elettrici (le variabili esplicative). Queste ultime includono il consumo elettrico di sistema (pro capite o annuale), l area geografica servita, il volume di energia scambiata lungo le reti di interconnessione cross-border, la popolazione, etc. Tuttavia la stima di questa relazione non viene effettuata direttamente ma si procede per stadi, come illustrato nella figura 1. 2 Il documento è disponibile in versione pdf sul sito della DG Energia e Trasporti al seguente indirizzo: Per quanto riguarda il caso italiano, lo studio è antecedente alla riforma tariffaria attuata dall Autorità nell ottobre 2001 con la delibera In realtà, la distinzione tra trasmissione e distribuzione non è uniforme tra i vari Paesi membri e ciò rende più difficile il confronto a livello europeo. 9

10 Figura 1 Step 0fi1. La prima regressione analizza la relazione tra le variabili esplicative sopra elencate e il volume degli assets di trasmissione misurato in termini di km di rete normalizzati 4. I risultati rivelano che il consumo totale e pro capite e la dimensione geografica del Paese (in km 2 ) spiegano al 97,7% la varianza dei volumi degli assets di trasmissione. Quindi gli investimenti in trasmissione nei Paesi europei sono trainati dai medesimi driver anche se l analisi suggerisce la presenza di altri fattori esplicativi non considerati nella regressione poiché i Paesi di dimensioni geografiche più limitate sembrano discostarsi più pesantemente dalla tendenza generale. Queste deviazioni sono evidenziate nella figura 2 5 in cui le differenze tra i valori osservati e quelli stimati dei volumi dei transmission assets sono espresse in percentuali. Per l Italia, il volume delle infrastrutture di trasmissione è superiore del 20% al valore previsto dalla regressione. La spiegazione di tali deviazioni risiede in una serie di considerazioni che riguardano non solo i metodi di stima utilizzati ma anche il diverso peso che assumono le variabili esplicative a seconda della dimensione dei network e gli effetti di sostituzione delle reti di distribuzione 6. Figura 2. Estimation error in the step Essi sono calcolati come la somma della lunghezza delle reti di trasmissione a 400kV e del prodotto tra un coefficiente c e la lunghezza delle reti a 220 kv. 5 Vedi pag. 94 del documento in esame. 6 Vedi nota 2. 10

11 Step 1fi3. Una relazione lineare tra il livello delle tariffe di trasmissione effettivamente implementate 7 (variabile dipendente) e il volume delle infrastrutture di rete in termini di km 2 normalizzati (variabile indipendente) è stata ipotizzata e stimata. La stima evidenzia tuttavia una correlazione molto debole tra le due variabili, indicativa della presenza di variabili esplicative omesse che influenzano la relazione tra le due variabili. Quasi tutti i Paesi, tra cui anche l Italia, si trovano al di sopra della retta fittata dalla regressione. Per questo motivo, si è ritenuto di dover procedere in un analisi graduale delle relazioni 1fi2 e 2fi3 allo scopo di individuare quei fattori esplicativi ignorati nella relazione 1fi3. Step 1fi2. La relazione econometrica tra i costi di trasmissione riconosciuti dai regolatori nazionali (v. dipendente) nell ambito delle tariffe di trasporto e il volume degli assets di trasmissione (v. indipendente o esplicativa) è ancora debole anche se più significativa della relazione 1fi3. Questo risultato è dovuto in parte alla scarsità di dati disponibili e in parte alla presenza di variabili non ancora identificate e specificate nel modello. Infatti, a parità di km di reti di trasmissione, i costi di trasmissione risultano sensibilmente diversi tra i vari Paesi per via delle differenti procedure di determinazione dei ricavi di trasmissione riconosciuti alle transmission company. Dunque i fattori esplicativi omessi sono di natura regolamentare 8 : gli elementi cruciali sembrano riguardarel da un lato la definizione e determinazione, in corrispondenza delle infrastrutture di trasmissione esistenti, degli assets di base rilevanti ai fini regolatori e dall altro le procedure di allocazione dei costi tra le diverse categorie di utenti (generatori e consumatori). Vigono, in effetti, svariate metodologie e prassi tra i diversi Paesi che si sono consolidate storicamente. Per quanto riguarda l Italia, i valori stimati per i costi di trasmissione riconosciuti sono inferiori a quelli effettivamente osservati e la deviazione è circa del 25%. Step 2fi3. L ultima regressione analizza la relazione tra ricavi riconosciuti a copertura dei costi di trasmissione (v. esplicativa) e il livello delle tariffe di trasmissione effettivamente riscontrato (v. dipendente). Come mostra efficacemente la figura 3 9, la relazione proposta tra le due variabili, che in linea di principio non dovrebbe presentare delle significative deviazioni, è molto più debole di quanto non ci aspetteremmo. E interessante notare come la maggior parte delle attuali tariffe di trasmissione sono al di sopra dei costi medi dei rispettivi Paesi. In questo caso le deviazioni possono essere causate soltanto dalle differenti prassi di disegno tariffario, come ad esempio l applicazione di diversi criteri di assegnazione dei costi di trasmissione tra le diverse categorie di consumatori. La posizione dell Italia è vicinissima a quella portoghese e la deviazione delle tariffe di trasmissione dai valori stimati dalla regressione è del 39,1%. Conclusioni del rapporto. I risultati dello studio della Commissione Europea hanno delle implicazioni di tipo regolatorio che si dispiegano in due direzioni: l armonizzazione delle tariffe di trasmissione in un contesto di convergenza verso un mercato comune europeo e la tariffazione degli scambi transfrontalieri di energia elettrica che sono stati al centro del Regulatory Forum di Firenze del mese scorso. Per quanto concerne il primo aspetto, la convergenza dei livelli delle tariffe di trasmissione nazionali non dovrebbe essere auspicata poiché le differenze tra i vari Paesi sono dovute ad una combinazione di fattori di tipo regolatorio per i quali un armonizzazione risulta essere un impresa particolarmente difficile a causa delle diverse prassi regolatorie storicamente consolidate. Tuttavia, solo a partire da una struttura tariffaria comune europea (che comprenda, ad esempio, i medesimi componenti di costo e le medesime metodologie di valutazione degli assets o di ripartizione dei corrispettivi tra i diversi utenti della rete) sarà 7 Esse sono state calcolate come rapporto tra il costo annuale di trasmissione di un Paese e il suo consumo elettrico complessivo annuale. 8 Infatti è statisticamente significativa la relazione tra i costi di trasmissione riconosciuti e il valore degli assets riconosciuti rilevanti ai fini tariffari (e determinati secondo metodologie diverse) per ogni Paese. 9 Vedi tabella 23 del documento, pag Il livello tariffario per ogni singolo Stato è stato determinato a partire dal calcolo di un ipotetica tariffa B, tipica di una fabbrica che consuma un carico costante di 15 MW durante 16 ore (dalle 8 alle 24) nei giorni lavorativi e nessun carico nei weekend. 11

12 Figura 3. Correlation results for step 2 3. possibile analizzare un eventuale convergenza dei livelli tariffari. Anche per quanto riguarda la tariffazione cross-border, la diversità delle prassi regolatorie e gli interessi economici coinvolti renderanno difficile un accordo su un qualche criterio oggettivo: il mantenimento di tali disparità regolatorie in un contesto di tariffazione cross border rende ingiustificati i differenti livelli di tariffe di trasmissione di energia elettrica transfrontaliere. La posizione dell Italia. Se gli aspetti e le pratiche di tipo regolatorio sono fondamentali nella spiegazione della forte disparità tra i livelli delle tariffe di trasmissione in vigore nei Paesi UE, allora cerchiamo brevemente di evidenziare quali aspetti di regolamentazione differenziano l Italia dagli altri Paesi europei e quali invece sono comuni. Le componenti di costo presenti in tutte le tariffe di trasmissione dei Paesi UE sono: costi di infrastruttura, costi operativi e di manutenzione, costi operativi di sistema 10, costi per le perdite, costi per la copertura degli oneri per i servizi ancillari e le congestioni di rete 11, altri costi (ad esempio, gli stranded costs). La struttura generale delle tariffe si suddivide tipicamente in tre parti: un corrispettivo per l energia, uno per la capacità impegnata e infine un costo fisso; questi corrispettivi possono essere sostenuti da produttori e consumatori in percentuali diverse. Sono i consumatori però a sostenere la percentuale più alta dell intera tariffa. Infatti, la tendenza a livello europeo è quella di ridurre a zero la componente fissa e quella per l energia immessa che i generatori devono pagare. In tale contesto, l Italia è uno dei pochi Paesi, insieme a Olanda Svezia e Danimarca, a far pagare l energia immessa in rete dai generatori fino a coprire il 10% del totale della tariffa 12 mentre in Danimarca (Est), Francia, Germania, Portogallo e Spagna i generatori non sono tenuti a versare un corrispettivo per l energia immessa in rete. Per quanto riguarda l imposizione sui consumatori, Germania Belgio e Portogallo sono i Paesi con i più alti capacity charges (rispettivamente pari all 80%, 68% e 59% della tariffa totale); seguono poi Austria Spagna Olanda e Irlanda con una percentuale del 30% mentre per l Italia l onere per la 10 I network system costs sono particolarmente elevati per Francia (circa 1600 milioni), Italia (circa 850 milioni), Spagna (circa 780 milioni annui). 11 Questi costi caratterizzano le tariffe di trasmissione dei Paesi nei quali è stato introdotto un meccanismo di borsa per l energia e i servizi ancillari. 12 Vedi tabella 3 del documento della Commissione Europea, pag

13 capacità raggiunge il 30% della tariffa complessiva. In Finlandia e in Danimarca i consumatori pagano solo la componente legata all energia prelevata. Per quanto riguarda la differenziazione geografica delle tariffe di trasmissione, nella maggioranza dei Paesi gli oneri sono uniformi e non dipendono dalle zone o dai nodi. Una discriminazione nodale nei calcolo delle perdite di rete avviene in Svezia 13 e Norvegia sia per i consumatori che per i produttori. In Irlanda, gli oneri per la capacità e per le perdite variano da nodo a nodo (solo per i produttori nel caso della perdite). In Inghilterra, la differenziazione è zonale e riguarda solo l onere per la capacità a carico sia dei generatori che dei consumatori. In Italia, gli oneri per le perdite di rete a carico d produttori sono differenziate in sei zone. La differenziazione temporale è presente in tutte le strutture tariffarie (eccetto per il Belgio) e riguarda nella maggior parte dei casi la componente a copertura dell energia immessa/prelevata. Nei Paesi in cui questa componente è relativamente bassa, la differenziazione temporale interessa l onere a copertura della capacità impegnata, come è nel caso di Olanda e Austria; in Francia, Spagna, Irlanda essa invece interessa entrambe le componenti. Infine, le tariffe di trasmissione di energia elettrica contengono spesso delle componenti non legate alle attività di trasmissione, ma che rinviano a delle disposizioni di tipo regolamentare (regulatory charges) come nel caso di Germania, Danimarca, Italia 13 In Svezia la discriminazione nodale si applica anche all onere per la capacità. 13

14 L Autorità pubblica un documento di consultazione in materia di linee dirette per l interconnessione con l estero L Autorità ha diffuso un documento di consultazione sulla realizzazione e gestione di linee dirette per lo scambio di energia elettrica con l estero (merchant lines). Il documento illustra il contesto normativo e le proposte dell Autorità in materia; con esso si fa chiarezza circa: la possibilità per soggetti privati di realizzare merchant lines, il quadro normativo esistente e le intenzioni dell Autorità in merito alla loro regolazione. Nel documento si definisce una linea diretta per lo scambio con l estero come: una rete che non ha l obbligo di connessione di terzi e che collega una zona di rete interconnessa di competenza di un gestore di rete di trasmissione estero con la rete di trasmissione italiana, a mezzo di un solo sito di connessione stabilito sul territorio nazionale. Con tale definizione si chiarisce quindi la posizione del regolatore circa due importanti aspetti: l accesso alle reti dirette e quali reti debbano essere considerate dirette. - Si stabilisce che venga considerata come linea diretta una rete che colleghi il sistema elettrico estero con la rete italiana. Tale scelta implica una interpretazione estensiva della definizione di linea diretta contenuta nel Bersani in cui, all art.2 (16), si definisce Linea diretta è la linea elettrica di trasporto che collega un centro di produzione ad un centro di consumo, indipendentemente dal sistema di trasmissione e distribuzione.. Il dettato del decreto permetterebbe di individuare come linea diretta esclusivamente una rete che collega semplicemente impianti di generazione ad impianti di prelievo; nell interpretazione dell Autorità invece il sistema elettrico estero è da considerarsi come un centro di produzione ed il sistema elettrico nazionale come un centro di consumo. Ciò è comunque coerente con il dettato della Direttiva 96/92/CE, secondo cui una linea diretta è più genericamente, una linea elettrica complementare alla rete interconnessa (art. 2 paragrafo 11). - L accesso alle linee dirette per lo scambio con l estero è caratterizzato da esenzione dell obbligo di connessione di terzi. Secondo l Autorità l esenzione dell obbligo di accesso a terzi è giustificata solo nel caso in cui la rete sia indipendente. Sotto il profilo tecnico non può esservi nel funzionamento della linea diretta completa assenza di interazione con il sistema di trasmissione e di distribuzione, in pratica c è sempre un certo grado di interazione che tuttavia può essere ridotto e controllato con adeguate soluzioni tecniche nella gestione delle reti. In particolare il problema dell interazione di una linea diretta con il sistema interconnesso può essere risolto in modo soddisfacente nel caso di linee dirette in corrente continua o in corrente alternata a potenza controllata. Quindi nel documento di consultazione si fa riferimento a linee di questo tipo per le quali l accesso sarà negoziato. Circa le possibili regole riguardanti la connessione delle linee dirette con il sistema nazionale, l Autorità afferma che: - il punto di immissione nella rete nazionale dell energia elettrica importata tramite linee dirette dovrebbe essere considerato come un punto di connessione di un impianto virtuale di generazione; - è compito del GRTN proporre regole tecniche obiettive e non discriminatorie per il funzionamento delle linee dirette; - è compito dell Autorità stabilire regole per l accesso di soggetti terzi alla linea diretta controllando che le condizioni e le modalità di accesso siano attuate nel rispetto dei principi della concorrenza e trasparenza. Nella considerazione della varietà delle possibili situazioni che possono verificarsi, secondo l Autorità il controllo del rispetto dei principi della concorrenza e trasparenza va attuato caso per caso. Va notato che la direttiva 96/92/CE prevede che allo scopo di promuovere la trasparenza i gestori devono pubblicare una gamma indicativa di prezzi per l utilizzazione anche per le linee dirette; - ai fini della promozione della concorrenza potrebbe essere opportuno limitare o escludere la partecipazione nel capitale sociale del soggetto proprietario e gestore della rete diretta di soggetti che possono utilizzare la linea diretta per comportamenti anticoncorrenziali. Ad esempio si ipotizza di valutare l opportunità che nel capitale sociale del soggetto proprietario e gestore 14

15 della rete (limitatamente alla parte di infrastrutture il cui tracciato e collocazione si trovino entro il territorio nazionale) non vi siano partecipazioni, in via diretta o tramite soggetti controllati e collegati, superiori ad una percentuale da stabilire né da parte di soggetti gestori di reti di trasmissione di Paesi confinanti, né da parte di soggetti controllati direttamente o indirettamente da uno Stato o da altre amministrazioni pubbliche, titolari nel proprio mercato nazionale di una posizione dominante e non quotati in mercati finanziari regolamentati. Con tale proposta si vuole quindi limitare la possibilità di utilizzare le linee dirette da parte degli ex-monopolisti pubblici, la proposta infatti richiama per analogia il decreto il decreto 25 maggio 2001, cioè la norma con cui è stato possibile limitare la partecipazione di Edf in Italenergia; - l energia elettrica importata a mezzo di linee dirette può essere ceduta sia tramite contratti bilaterali che in borsa; - è possibile prevedere che anche una linea diretta per lo scambio con l estero, a fronte dell interesse del GRTN e con l autorizzazione del MAP, entri a far parte della rete di trasmissione nazionale. In tal modo la rete perderebbe le prerogative di linea diretta ed entrerebbe a far parte del sistema di trasmissione nazionale. Il punto cruciale del documento dell Autorità risiede proprio nella definizione di linea diretta; in particolare, come già notato, perché la disciplina proposta sia applicabile è necessaria una interpretazione estensiva del dettame del Bersani. Al riguardo occorre tuttavia notare che: - il dettame del Bersani, che prevede che una linea diretta senza obbligo di accesso ai terzi colleghi esclusivamente un centro di produzione con uno di consumo, senza interazione con il resto della rete, risponde al criterio più generale di considerare la gestione della rete di trasmissione nazionale come un monopolio naturale. Ciò risponde a considerazioni di tipo economico: la rete di trasmissione nazionale è un asset la cui duplicazione risulta economicamente inefficiente e l accesso in concessione ad un operatore super partes risponde ad una precisa ed imprescindibile esigenza di parità di condizioni tra gli operatori che, in caso contrario, si approprierebbero di una rendita monopolistica a scapito dei concorrenti; - il dettame del Bersani si riferisce a qualsiasi linea diretta, e non esclusivamente a linee di interconnessione con l estero; l interpretazione estensiva dell Autorità potrebbe essere allora estesa a tutta la rete di trasmissione nazionale, con relativa libertà per tutti gli operatori di costruire linee dirette tra zone esportatrici di energia elettrica e zone importatrici. Se dunque è vero, come afferma l Autorità, che le linee di interconnessione con l estero rappresentano una necessità per la sicurezza e l integrazione a livello europeo del sistema elettrico italiano nonché una opportunità per ampliare il numero di concorrenti sul lato dell offerta, le nuove linee dovrebbero essere parte integrante della rete di trasmissione nazionale (e quindi sottoposte all obbligo di accesso ai terzi) in modo che la rendita vada a beneficio dell intero sistema (così come l onore dei costi) e non dei proprietari della rete, mentre le linee dirette dovrebbero essere esclusivamente quelle che rispondono a esigenze specifiche e non di interesse nazionale, quale appunto il collegamento tra un particolare centro di produzione e uno di consumo, indipendentemente se in Italia o all estero. Si potrebbe obiettare che la normativa attuale non fornisce una adeguata remunerazione degli investimenti, tale da incentivare l interesse dei privati nella costruzione di nuove linee di interconnessione. Ma in questo caso dovrebbe piuttosto essere rivista questa parte di normativa. Inoltre affinché le linee dirette di interconnessione con l estero siano indipendenti dalla rete di trasmissione nazionale e non creino quindi esternalità negative sul sistema, sarebbe necessario, a detta dell Autorità stessa, che tali linee venissero costruite in corrente continua: in caso contrario infatti una linea privata andrebbe a interconnettersi con tutta la rete senza che ne sia individuabile l effetto. Ma la creazione di una rete in corrente continua, che non consente la regolazione della frequenza, non contribuisce alla sicurezza del sistema e può quindi difficilmente essere considerata come un elemento di interconnessione con la rete europea. Il altre parole, se effettivamente esiste il problema di aumentare la capacità di interconnessione, ciò dovrebbe essere risolto su iniziativa del GRTN, sotto l indirizzo del Ministero delle Attività Produttive. 15

16 MERGERS & ACQUISITIONS M&A in Europa Germania/UK L accordo tra il secondo colosso energetico tedesco RWE (vedi Newsletter precedente) e la energy company inglese Innogy Holdings si è definitivamente concluso. Il gruppo tedesco aveva avanzato un offerta di acquisto delle azioni della società inglese che va dai 270 ai 275 pence per share e il prezzo finale si è assestato proprio sul valore più alto. RWE verserà una cifra complessiva di circa 5,2 miliardi di sterline (di cui 2,1 per debiti societari), pagando per ogni azione un premio significativo (circa il 36% in più rispetto alla quotazione media mensile). Ora si attende l approvazione da parte delle rispettive assemblee degli azionisti. Sebbene vi sia chi sostiene che il prezzo pagato sia troppo alto, RWE può permettersi questa operazione: anzi, il gruppo ha ancora a disposizione circa 10 miliardi di euro da spendere in shopping societario. Inoltre RWE possiede già alcuni assets in UK, l utility dell acqua Thames Water, e dopo l eventuale acquisizione di Innogy RWE diventerà il più grande fornitore britannico di acqua e energia. Il mercato elettrico inglese vede l entrata del secondo operatore tedesco dopo l acquisizione di Powergen da parte della rivale tedesca E.on. Innogy è nata dalla scissione di National Power nell ottobre 2000 e possiede 8,000 MW da impianti termoelettrici tradizionali, più 2,000 MW da impianti di cogenerazione e 160 MW da impianti eolici (attraverso la sua sussidiaria National Wind Power). Inoltre, Innogy è presente anche nelle attività di trading e serve circa 7 milioni di clienti mediante la sua controllata Npower. Germania/Italia RWE Power, la società del gruppo tedesco che gestisce gli impianti di generazione, ha acquistato il 25% delle azioni di Elettra, la sussidiaria del settore energetico del gruppo Lucchini, uno dei più importanti produttori di acciai e impianti in Europa. Il prezzo di acquisto include l opzione di comprare un ulteriore 60% in altri due impianti in fase di progettazione e di giungere poi al controllo totale del management. L ammontare complessivo dell intera operazione si aggirerebbe intorno ai 70 milioni di euro. Elettra ha recentemente portato a termine la costruzione di un impianto a ciclo combinato con una capacità installata di circa 170 MW, mentre è ancora in costruzione un altro impianto di 58 MW. Inoltre la società possiede anche impianti idroeletrici per una capacità complessiva di 39 MW. Spagna/Italia Secondo quanto già affermato dal quotidiano spagnolo Expansion Directo e dallo stesso amministratore delegato, Endesa ha raggiunto un accordo con il Banco Santander Center Hispano (Bsch) per accrescere la sua quota di partecipazione in Elettrogen (ora Endesa Italia), la prima genco dimessa dall Enel nel luglio 2001 per una cifra di 2,630 milioni di euro più 1,060 di indebitamento. Endesa acquisisce il 5,7% del 40% posseduto da Bsch, passando dall attuale partecipazione del 45% al 51%. L importo della operazione è pari a 126,9 milioni di euro. Inoltre Endesa si riserverebbe in futuro anche il diritto di un offerta sul resto delle azioni in mano alla banca iberica. Endesa Italia conta al momento una capacità installata pari a circa MW (di cui di centrali idroelettriche). Con il repowering la potenza supererà i MW con una produzione annua di GWh. Repubblica Ceca Dopo i tentativi falliti di privatizzazione da parte del governo ceco, il monopolista pubblico CEZ sta cercando di conquistarsi una posizione dominante nell Europa Centrale. La prima mossa di tale strategia sarebbe quella di comprare partecipazioni in aziende di distribuzione della Svolacchia e dell Ucraina che saranno a breve privatizzate dai loro rispettivi governi. Tuttavia, gli analisti sono scettici poiché ritengono che CEZ non possa portare avanti la sua strategia di internazionalizzazione senza alcuna partnership 16

17 occidentale, anche se essa, per finanziare tali operazioni, sarebbe disposta a vendere fino a due terzi delle azioni del gestore della rete ceco di cui ha il controllo totale. Germania L autorità per la concorrenza, il Federal Cartel Office, ha rifiutato l autorizzazione alla seconda acquisizione da parte di E.on che avrebbe conferito alla multi-utility tedesca il pacchetto di maggioranza in Ruhrgas (vedi Newsletter precedente). Infatti, E.on era in trattativa con Bergemann GmbH, il maggiore azionista di Ruhrgas con 34,8% ma questa operazione è stata bocciata dall antitrust tedesca la quale ha bloccato anche l acquisizione della sussidiaria di BP, Gelsenberg, che detiene il 25,5% in Ruhrgas. Portogallo/Spagna La Commissione Europea ha dato il via libera all accordo tra la portoghese EDP (30% ancora in mano pubblica) e la società tedesca EnBW per la cessione del controllo di maggioranza del quarto operatore elettrico spagnolo Hidrocantabrico alla prima. Ora le due company acquisiranno rispettivamente il 40% e il 38% della holding che controlla il 95% della società spagnola, il restante 25% sarà detenuto da istituzioni finanziarie spagnole. Hidrocantabrico (2.166 MW installati alla fine del 2000, di cui 427 idroelettrici e 165 nucleari) è stata valutata in 2,9 miliardi di euro, ma si è tenuto conto anche delle attività nella distribuzione di elettricità e gas e nelle telecomunicazioni. 17

18 Focus sull Italia: la vendita di Eurogen e i tetti antitrust dell'enel La vendita di Eurogen e i tetti antitrust dell Enel Nel panorama delle operazioni finanziarie, la vendita del 100% delle azioni della generation company, Eurogen al consorzio Edipower è certamente l evento più rilevante di queste ultime settimane. Un confronto delle operazioni di vendita tra le prime due genco è riportato nella tabella 1. A detta degli analisti, il prezzo pagato per Eurogen è congruo con i prezzi di mercato: infatti le stime indicavano un prezzo complessivo compreso tra i 3.4 e i 3.6 miliardi di euro e quindi l acquisizione ha comportato un leggero premio. Il prezzo pagato al MW è comunque in ribasso rispetto a quello di Elettrogen, nonostante le dimensioni di quest ultima siano inferiori e ciò si giustificherebbe nella minor competizione per la recente gara. Nei prossimi mesi gli azionisti industriali (Edison, Aem Milano, Aem Torino e Atel) definiranno gli accordi che li impegnerà a ritirare tutta l elettricità prodotta dalle centrali secondo le seguenti quote: 50% dell energia prodotta sarà ritirata da Edison, la Tabella 1. Confronto tra le vendite Elettrogen e Eurogen Elettrogen Eurogen Prezzo pagato (mld euro) Indebitamento + repowering (mld euro) Prezzo complessivo MW di potenza installata % MW del parco italiano Prezzo per MW (mila euro) Consorzio acquirente Endesa (51%), Banco Santander Center Hispano (34%), Asm Brescia (14%) Fonte: Elaborazione su dati ref. Edison (40%), Aem Milano (13.45), Aem Torino (13.3%), Atel (13.3%), Unicredito Italiano (10%), Interbanca (5%) e Royal Bank of Scotland (5%). 1 Originariamente la vendita di Interpower era stata fissata per la primavera rimanente parte dagli altri azionisti industriali in quote paritetiche del 16.66%. Le municipalizzate di Milano e Torino espandono la loro capacità produttiva rispettivamente a MW (dagli attuali MW) e a MW (dagli attuali 500 MW); Edison, infine, accelera i propri piani industriali di espansione del parco di generazione. All indomani dalla cessione di Eurogen, i riflettori sono già puntati sulla prossima gara di vendita della terza genco Interpower, che il governo vuole mettere all asta il prima possibile per rispettare la scadenza di ottobre 2002 prevista nel decreto Marzano 1. Esistono infatti due interrogativi che potrebbero influenzare la gara per la cessione di Interpower e gli assetti di mercato nella fase della generazione elettrica, in particolare la quota di mercato della capacità installata dell Enel. Infatti, da un lato pende l approvazione del decreto Marzano ( sblocca centrali ) che ha imposto nuovi limiti alla posizione dominante dell exmonopolista nella generazione elettrica, dall altro resta ancora in sospeso l esito del ricorso annunciato dall Antitrust sulla decisione del Tar del Lazio circa la quarta genco nell ambito dell operazione Enel- Infostrada. Il decreto Bersani del 1999 (vedi Box 1) aveva imposto all Enel, a partire dal 2003, di produrre o importare non più del 50% dell energia prodotta o importata in Italia e a tal scopo è stato previsto che Enel cedesse entro il 2002 almeno MW di capacità di generazione suddivisa in tre distinte società. La strategia multi-utility dell Enel ha condotto all operazione di takeover di Infostrada che l Autorità Garante per la Concorrenza e il mercato ha approvato nel marzo 2001 a condizione che Enel cedesse ulteriore capacità (almeno MW) a quella già prevista dal Bersani. L elenco degli impianti della quarta genco avrebbe dovuto essere composto di non meno 60% di capacità di modulazione e di picco, soggetta ad approvazione dell Antitrust sentita l Autorità per l energia elettrica e il gas. Quest ultima aveva però bocciato la lista degli impianti e l Enel ha presentato ricorso al Tar del Lazio che ha accolto la sua posizione 2. 2 Le motivazioni del Tar del Lazio sostengono che la decisione Antitrust non tiene conto del fatto che in un mercato liberalizzato l attività di produzione e quella di vendita dell energia elettrica sono sostanzialmente separate ed a conferma di ciò vi è il calo progressivo della quota di Enel nel mercato dei clienti (idonei e vincolati) nonostante la sua posizione dominante nel mercato della generazione.

19 Box. Il decreto Bersani sull attività di produzione di Enel (art.8 comma 1) A decorrere dal 1 gennaio 2003 a nessun soggetto e consentito produrre o importare, direttamente o indirettamente, piu del 50 per cento del totale dell energia elettrica prodotta e importata in Italia. Nel caso tale soglia, calcolata come media su base triennale, sia superata, l Autorita garante della concorrenza e del mercato adotta i provvedimenti di cui all articolo 15 della legge 10 ottobre 1990, n A tale scopo, entro la stessa data l ENEL S.p.a. cede non meno di MW della propria capacita produttiva. A tal fine l ENEL S.p.a. predispone entro centoventi giorni dall entrata in vigore del presente decreto un piano per le cessioni degli impianti; l approvazione del suddetto piano, nonche la scelta delle modalita di alienazione sono determinate con decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri, su proposta del Ministro del tesoro, del bilancio e della programmazione economica, di concerto con il Ministro dell industria, del commercio e dell artigianato. Il piano per le cessioni degli impianti deve consentire sia adeguate condizioni di mercato sia la necessaria attenzione alla presenza di piani industriali, al mantenimento della produzione nei siti e alle ricadute occupazionali e deve tener conto delle esigenze relative alle attivita di sviluppo, di innovazione, di ricerca e di internazionalizzazione dell ENEL S.p.a. L Antitrust ha fatto ricorso al Consiglio di Stato e la decisione è tuttora attesa. Sull altro fronte, il decreto sblocca centrali, nelle sue varie versioni ed aggiornamenti, sta affrontando il tema dei tetti massimi alle quote di capacità e di produzione elettrica dell Enel. Nell ottobre scorso, il ministro delle Attività Produttive aveva annunciato l intenzione di mettere all asta una quarta genco poiché l obiettivo della riduzione della quota di Enel non sembrava ancora raggiunto nei limiti programmati 3. L annuncio di Marzano si è poi concretizzato nella proposta, confluita nel decreto, di un tetto del 50% della capacità produttiva installata in Italia a partire dal 1 ottobre Dopo l esame al Senato, la disposizione è stata emendata con l aggiunta di importanti novità: la capacità in questione è da intendersi come potenza efficiente lorda, la durate del tetto è 31 ottobre dicembre Non è chiaro se questo tetto abroghi quello stabilito a suo tempo dal decreto Bersani o si proponga piuttosto come una sua definitiva interpretazione ed attuazione. Il dubbio è destato dal fatto che il decreto legge Marzano prevede che, una volta ceduti gli impianti necessari per il rispetto del tetto del 50%, all Enel non possa essere richiesto di ridurre ulteriormente la propria capacità di generazione, né di metterla a disposizione di terzi, fatta salva la facoltà in capo al Map di disporre della vendita di impianti di produttori di elettricità in caso di scarsa manutenzione degli stessi tale da comprometterne l efficienza produttiva. Come dire: una volta che l Enel raggiungerà il 50% della capacità efficiente lorda totale, allora l art. 8, comma 1, del decreto Bersani può ritenersi applicato. In tale senso si può anche comprendere il parere espresso di recente dall Antitrust che vede questo provvedimento come una grave limitazione dei propri poteri di tutela della concorrenza: in particolare sarebbero gravemente limitati i poteri di controllo delle operazioni di concentrazione poste in essere da Enel tra cui quelli che condizionano l autorizzazione all operazione così come concordata dalle parti al rispetto di misure di carattere strumentale o comportamentale indicate dall Autorità (l operazione Enel-Wind, che ha subordinato l autorizzazione alla cessione da parte di Enel di ulteriore capacità è appunto un esempio delle misure strutturali che l Antitrust può imporre a garanzia della concorrenza). Quindi, questo provvedimento metterebbe in discussione le competenze e i poteri spettanti all Antitrust la quale, inoltre, ribadisce come in generale le politiche di price-cap hanno effetti negativi poiché questi tetti amministrativi possono congelare il mercato anche accrescendo artificialmente il potere di mercato degli altri operatori 4. 3 Intervista a Repubblica del 23 ottobre Vedi il bollettino n.10/2002 dell Antitrust, decisione del 20/03/2002, AS

20 Detto ciò, la questione fondamentale riguarda l ulteriore potenza da cedere (eventualmente aggiunta alla terza genco) per rispettare il nuovo tetto sulla capacità che si affianca a quello del Bersani, abrogandolo. Secondo l Enel e il Map, le stime si aggirano intorno ai MW poiché con la terza cessione l ex-monopolista scenderebbe a quota 53% del parco complessivo italiano; secondo l Autorità per l energia elettrica e il gas intorno ai MW. La cessione di ulteriore capacità da parte dell ex-monopolista non può che essere vista positivamente; è evidente, tuttavia, che la situazione cambierebbe di molto nei due casi. Se fossero ceduti altri MW da accorpare ad Interpower (2.611 MW), quest ultima diventerebbe delle dimensioni di Elettrogen (circa MW) risvegliando l interesse per quest ultima genco da parte degli operatori italiani e stranieri e modificando le valutazioni finanziarie fatte finora dagli analisti. Se invece fosse accettata la stima proposta dall Autorità, maggior pluralismo caratterizzerebbe la fase della generazione elettrica grazie alla presenza di più attori con una quota non indifferente del mercato e alla drastica riduzione della quota dell incumbent, anche se l entrata in scena di una quarta genco sminuirebbe probabilmente l interesse per Interpower. In tale contesto, dunque, un analisi approfondita del parco di generazione elettrica italiano risulta necessaria per poter calcolare le quote di capacità dei rispettivi generatori e per determinare la posizione esatta di Enel in modo da stabilire quanta potenza resterebbe ancora da vendere. Il decreto Marzano deve essere convertito in legge entro il 9 aprile e la decisione su i MW ulteriori da cedere verrà probabilmente presa solo dopo l approvazione finale del testo. Secondo i nostri calcoli, la quota eccedente di capacità dell Enel si avvicina a quanto riportato dall Autorità, come si vede dalla tabella 2. Per il rispetto del vincolo Enel dovrebbe cedere circa MW per far sì che la sua quota di mercato passi dal 56,8 al 50%. In questo quadro già molto incerto, un ulteriore fonte di incertezza risiede nella sentenza del Consiglio di Stato (prevista entro il 27 marzo) sul ricorso Antitrust per l operazione Infostrada: infatti non è ancora chiaro come ci si deve comportare nel caso di esito positivo del ricorso. Tabella2. Quote di mercato nella generazione in Italia e MW Enel eccedenti Società MW installati % sul Totale Enel Eurogen Nuova Edison Elettrogen Autoproduttori Altre fonti Interpower Municipalizzate Nuovi Entranti Totale (MW) MW Enel eccedenti Fonte: Elaborazione su dati ref. 20