82_CE-Abuso di posizione dominante (esito: Accettazione impegni)

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1 Provvedimento A366 - COMPORTAMENTI RESTRITTIVI SULLA BORSA ELETTRICA DATI GENERALI tipo Chiusura istruttoria numero data 20/12/2006 PUBBLICAZIONE Bollettino n. 49/ _CE-Abuso di posizione dominante (esito: Accettazione impegni) A366 - COMPORTAMENTI RESTRITTIVI SULLA BORSA ELETTRICA Provvedimento n L AUTORITÀ GARANTE DELLA CONCORRENZA E DEL MERCATO NELLA SUA ADUNANZA del 20 dicembre 2006; SENTITO il Relatore il Relatore Professor Carlo Santagata; VISTA la legge 10 ottobre 1990, n. 287, e in particolare l articolo 14ter introdotto dalla legge 4 agosto 2006, n. 248, che ha convertito con modifiche il Decreto-Legge 4 luglio 2006, n. 223; VISTA la propria delibera del 6 aprile 2005, con la quale è stata avviata l istruttoria, ai sensi dell articolo 14 della legge n. 287/90, nei confronti delle società ENEL S.p.A. ed ENEL Produzione S.p.A., al fine di accertare l esistenza di violazioni dell articolo 82 del Trattato CE consistenti nell adozione di una complessa e unitaria condotta di offerta nei mercati all ingrosso dell energia elettrica finalizzata a condizionarne l assetto di mercato, disincentivando i concorrenti dal perseguimento di strategie di vendita di tipo espansivo; VISTA la propria delibera del 4 agosto 2005, con la quale è stata richiesta la collaborazione dell Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas al fine di consentire l analisi di documentazione di carattere tecnico relativa al settore dell energia elettrica; VISTA la propria delibera del 6 settembre 2006, con la quale è stato comunicato alle imprese nei confronti delle quali erano pendenti procedimenti volti all accertamento della violazione degli articoli 2 e 3 della legge n. 287/90 o degli articoli 81 e 82 del Trattato CE, che potevano presentare impegni ai sensi dell articolo 14ter della legge 1

2 n. 287/90, come novellato dalla legge n. 248/06, entro e non oltre tre mesi dal 12 agosto 2006, data di entrata in vigore della legge n. 248/06; VISTA la propria Comunicazione sulle procedure di applicazione dell articolo 14ter della legge n. 287/90, assunta nell adunanza del 12 ottobre 2006; VISTA la comunicazione del 17 ottobre 2006, integrata il 20 ottobre 2006, con la quale ENEL S.p.A. e ENEL Produzione S.p.A. hanno presentato impegni ai sensi dell articolo 14ter della legge n. 287/90; VISTA la propria delibera del 24 ottobre 2006, con la quale è stata decisa la pubblicazione sul sito dell Autorità di detti impegni, al fine di consentire ai terzi interessati di esprimere le loro osservazioni; VISTE le osservazioni dell Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas e dei terzi interessati; VISTE le modifiche accessorie agli impegni originali comunicate da ENEL S.p.A. e ENEL Produzione S.p.A.; VISTI gli atti del procedimento; CONSIDERATO quanto segue: IL FATTO Le Parti 1. ENEL S.p.A. (di seguito ENEL) è una società holding attiva nei settori elettrico e della distribuzione e vendita di gas naturale. Il capitale sociale di ENEL è attualmente detenuto per il 21,4% dallo Stato Italiano, il 10,2% dalla società Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., mentre il restante è quotato sul mercato. 2. ENEL Produzione S.p.A. (di seguito ENEL Produzione) è una società operante nel mercato della generazione di energia elettrica, interamente controllata da ENEL. L avvio del procedimento istruttorio: la condotta oggetto di contestazione 3. In data 6 aprile 2005, l Autorità ha avviato un istruttoria nei confronti della società ENEL e della controllata ENEL Produzione al fine di accertare l esistenza di un eventuale abuso di posizione dominante in violazione dell articolo 82 del Trattato CE nei mercati all ingrosso dell energia elettrica. Il procedimento è stato avviato a seguito di una segnalazione inviata dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, ai sensi dell articolo 2, comma 33, della legge n. 481/95 [L articolo 2, comma 33, della legge 14 novembre 1995, n. 481 (Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità), prevede che: Le Autorità, con riferimento agli atti e ai comportamenti delle imprese operanti nei settori sottoposti al loro controllo, segnalano all'autorità garante della concorrenza e del mercato la sussistenza di ipotesi di violazione delle disposizioni della legge 10 ottobre 1990, n. 287.], in merito ad alcune anomalie, riscontrate nei giorni 7 10 giugno 2004 e gennaio 2005 [Gli elementi di fatto relativi a tale segnalazione sono contenuti nel documento denominato Resoconto delle istruttorie conoscitive sulle dinamiche di formazione dei prezzi nel sistema delle offerte nei giorni 7, 8, 9 e 10 giugno 2004 e per i primi giorni del mese di gennaio 2005 (Allegato A alla delibera n. 25/05), mentre la formale segnalazione dei comportamenti è contenuta nel documento denominato Segnalazione all Autorità garante della concorrenza e del mercato ai sensi dell articolo 2, comma 33 della legge 14 novembre 2

3 1995 n. 481 (Allegato B alla delibera n. 25/05).] nei prezzi di equilibrio registrati nel sistema delle offerte, con specifico riferimento sia al livello assunto dal prezzo di acquisto unico sul territorio nazionale (cosiddetto Prezzo Unico Nazionale o PUN [Il PUN è pari alla media ponderata dei vari prezzi zonali nel mercato del giorno prima, utilizzando come pesi il contributo della domanda zonale al fabbisogno complessivo del paese.]), sia ai diversi prezzi zonali corrisposti ai produttori o ai grossisti a seconda del luogo di immissione dell energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale. 4. In particolare, nelle settimane critiche di giugno 2004 e di gennaio 2005, il PUN aveva evidenziato un differenziale positivo non inferiore ai 15 /MWh rispetto al valore medio del PUN relativo a settimane analoghe in termini di fabbisogno elettrico. Quanto all evoluzione dei prezzi di valorizzazione dell energia in offerta, si sono osservati prezzi zonali, in particolare nelle macroaree Nord e Sardegna, sensibilmente più bassi nella settimana critica di giugno 2004 rispetto ai prezzi zonali di settimane simili in termini di fabbisogno da soddisfare localmente; per il mese di gennaio 2005, i prezzi rilevati in tali aree si erano invece attestati su valori più elevati e in linea con quelli delle altre zone. 5. Una diretta conseguenza dell andamento del PUN e della volatilità geografica dei prezzi di equilibrio lato offerta è la creazione di un livello anomalo del corrispettivo di utilizzo della capacità di trasporto (di seguito CCT) [Cfr. delibera dell AEEG n. 168/03, articolo 35, successivamente modificato dalla delibera n. 48/04. Il CCT trova applicazione nelle transazioni di energia elettrica concluse attraverso contratti bilaterali. ]. La CCT è, infatti, definita dalla differenza tra il PUN e il prezzo di equilibrio della zona di immissione di energia elettrica ed è corrisposta da produttori e/o grossisti che cedono energia attraverso contratti bilaterali conclusi al di fuori del sistema delle offerte nelle zone di esportazione (ossia quelle a minor prezzo zonale quali la macroarea Nord e Sardegna). I differenziali di prezzo registrati nell estate 2004 si sono tradotti in valori molto elevati della CCT. Nel mese di gennaio 2005, è stata, invece, verificata una tendenza a prezzi elevati ed uniformi sul territorio nazionale e, quindi, la CCT ha assunto valori prossimi allo zero. Sulla base delle regole in vigore, quindi, i costi per la CCT sono rilevanti in particolare nella settimana critica di giugno 2004 a svantaggio di produttori e/o grossisti maggiormente esposti nel mercato a termine. 6. L Autorità ha considerato che gli elementi forniti dall AEEG costituissero fondati indizi per ritenere che, al di là delle condotte specifiche tenute nei cosiddetti giorni critici, ENEL, tramite la propria controllata ENEL Produzione, avesse utilizzato la posizione di assoluta indispensabilità detenuta nella macroarea Sud, al fine di determinare i flussi in importazione da o esportazione verso altre macroaree, in maniera tale da sfruttare il proprio ruolo di potenzialità attiva o passiva in queste ultime ed estendere la propria capacità di fissare il prezzo nei vari ambiti zonali. L istruttoria era, dunque, volta ad accertare se ENEL non si fosse limitata a esercitare lecitamente il potere di mercato detenuto ma, a partire dall avvio della borsa elettrica (1 aprile 2004), avesse posto in essere condotte abusive volte a estendere tale potere su più aree geografiche rilevanti, limitando la capacità competitiva dei terzi laddove esercitabile, in particolare nel Nord, aumentando i costi dei concorrenti (raising rival s costs) e ostacolando, in definitiva, l instaurarsi di assetti competitivi nei mercati rilevanti individuati. Il mercato rilevante 7. Il contesto merceologico nel quale considerare le condotte oggetto del procedimento istruttorio è il mercato all ingrosso dell energia elettrica. Stante la normativa di organizzazione degli scambi di energia elettrica [La normativa di liberalizzazione del settore elettrico nazionale, il decreto legislativo n. 79/99, prevede, infatti, che gli operatori possano esercitare le attività di acquisto e vendita di energia elettrica all ingrosso tramite contratti conclusi: i) nel sistema delle offerte di cui all articolo 5, comma 1, del decreto legislativo n. 79/99 (mercato elettrico o borsa elettrica); ovvero 3

4 ii) al di fuori del sistema delle offerte, ai sensi dell articolo 6 del medesimo decreto, tramite negoziazione bilaterale. La gestione economica e l organizzazione mercato elettrico sono stati affidati al Gestore del Mercato Elettrico (GME).] e l architettura del settore elettrico italiano [Per un esaustiva descrizione dell architettura del settore elettrico italiano, si rinvia al capitolo 2, paragrafo 2.2, dell Indagine Conoscitiva n. 22 Stato della liberalizzazione dell energia elettrica e del gas naturale, in bollettino n. 6/2005. ], il mercato all ingrosso dell energia elettrica può essere definito dall insieme dei contratti di compravendita di energia elettrica stipulati i) nella borsa elettrica (anche detto sistema delle offerte il cui accesso è facoltativo) o ii) tramite un sistema di scambi decentrati basati su una contrattazione bilaterale tra produttori/grossisti e clienti idonei (intermediari o finali). La scelta della modalità di approvvigionamento dell energia elettrica è affidata alla libera valutazione dei singoli operatori (lato offerta e domanda), sulla base delle convenienze relative. 8. Nel mercato all ingrosso dell energia elettrica sono attivi dal lato dell offerta gli operatori, produttori o grossisti, che dispongono di fonti primarie di energia, sia in termini di capacità di generazione localizzata sul territorio nazionale, sia di energia elettrica di origine estera, immessa in Italia attraverso la capacità di interconnessione trasfrontaliera esistente. Dal lato della domanda, si approvvigionano nel mercato all ingrosso dell energia elettrica i) i grandi clienti industriali direttamente o tramite grossisti intermediari e ii) l Acquirente Unico che centralizza gli acquisti all ingrosso di energia elettrica per il soddisfacimento del fabbisogno del mercato vincolato. 9. Quanto alla dimensione geografica del mercato all ingrosso dell energia elettrica, sono stati individuati quattro distinti mercati geografici rilevanti [Cfr. capitolo 3, paragrafo 3.2.2, dell Indagine Conoscitiva n. 22, cit.]: le macroaree Nord, Sud, Sicilia e Sardegna. La suddivisione in mercati zonali deriva dall operatore congiunto di un meccanismo di formazione dei prezzi dell energia elettrica nella borsa in presenza di vincoli di capacità di trasmissione tra zone limitrofe. La necessità di veicolare flussi di energia elettrica tra zone del territorio, da quelle eccedentarie a quelle deficitarie, nella misura in cui satura la capacità di trasposto, genera il fenomeno delle cosiddette congestioni di rete e, quindi, la valorizzazione dell energia immessa a prezzi zonali distinti. La peculiarità del sistema elettrico nazionale e, quindi, quella di garantire una remunerazione dell energia elettrica ceduta a diversi prezzi di equilibrio, a seconda della zona geografica in cui è immessa l energia stessa, a fronte, invece, di un unico prezzo di acquisto su tutto il territorio nazionale (PUN), corrisposto dai consumatori a prescindere dalla zona in cui prelevano l energia elettrica. La posizione di ENEL nei mercati rilevanti 10. Nel 2004, i mercati all ingrosso di energia elettrica zonali risultavano estremamente concentrati. Anche nella macrozona Nord, caratterizzata da un maggiore pluralismo nell offerta, il livello di concentrazione permaneva elevato (l indice di concentrazione HHI è stato superiore a 2700 nel 50% delle ore del campione [Gli Orientamenti relativi alla valutazione delle concentrazioni orizzontali della Commissione Europea individuano mercati concentrati quando HHI assume valori superiori a ]). Negli altri mercati zonali i livelli di concentrazione erano prossimi a situazioni di quasi monopolio (in alcune ore l indice HHI è stato pari a ). 11. Nei mercati rilevanti, ENEL, tramite ENEL Produzione, deteneva una significativa situazione di potenza economica derivante dai seguenti elementi: i) indispensabilità, assoluta o relativa, nella determinazione dei prezzi di equilibrio zonali, con indici di frequenza nella fissazione del prezzo mai inferiori all 80 90% delle ore nelle diverse macroaree; ii) quota di mercato sulle offerte accettate in borsa stabilmente superiore, in misura pari al doppio, a quella dei principali concorrenti [La quota media di EP nel 2004 è stata del 34%, a fronte di quote medie dei principali concorrenti che, in aggregato, hanno pesato il 12% circa. ], in tutte le macroaree; iii) disponibilità, a differenza di tutti gli altri 4

5 operatori presenti sui mercati rilevanti, di capacità di generazione uniformemente ripartita sul territorio nazionale e comprendente tutte le tipologie di impianti che concorrono alla definizione dell ordine di merito tecnologico [Tale asimmetria nella dotazione di capacità risulta evidente anche nei confronti del secondo operatore di mercato ENDESA radicato prevalentemente in Sardegna e nel Centro Nord.]; infine iv) percezione da parte del mercato del ruolo di ENEL Produzione quale operatore dominante, e specificamente quale operatore in grado di influenzare la formazione dei prezzi di equilibrio in borsa. 12. Tali elementi caratterizzavano, nel 2004, il modello di concorrenza nella borsa elettrica del tipo leader followers, in cui ENEL Produzione, come detto, assolveva nella quasi totalità delle ore il ruolo di operatore marginale (ossia colui che fissa il prezzo o price maker) in tutte le macroaree. Diversamente, gli altri operatori mostravano di assumere un ruolo di price taker, limitando la loro partecipazione attiva alla formazione dei prezzi di equilibrio. Tali elementi contribuivano a rendere stabile l asimmetria esistente fra ENEL e i propri concorrenti, nonché la situazione di potenza economica sopra descritta. GLI IMPEGNI ORIGINARIAMENTE PROPOSTI DA ENEL E ENEL PRODUZIONE 13. In risposta alle criticità di natura concorrenziale sollevate dall Autorità, ENEL e ENEL Produzione hanno presentato impegni ai sensi dell articolo 14ter della legge n. 287/90, che si sostanziavano nell offerta a cedere capacità virtuale nella macrozona Sud nella forma di contratti di copertura finanziaria (specificatamente contratti differenziali a due vie) di durata annuale o trimestrale. 14. In particolare, l impegno originariamente presentato era caratterizzato da [Formulario per la presentazione degli impegni ai sensi dell art. 14ter della legge n. 287/90 e Regolamento d asta per l assegnazione di capacità produttiva virtuale per l anno 2007.]: disponibilità a cedere capacità virtuale per un ammontare giornaliero in banda costante di 700 MW corrispondenti, in termini di energia elettrica impegnata, a 6 TWh annui; conferimento, su base annuale e trimestrale, di bande di capacità di dimensioni fisse pari a 14 MW articolate per le seguenti tipologie di prodotto: capacità baseload, di picco e fuori picco [La capacità baseload si caratterizza per la cessione di capacità a flusso costante nelle 24 ore della giornata e per tutti i giorni della settimana. La capacità di picco è costante nelle ore di alto carico e per i soli giorni feriali (in particolare si identificano le ore di picco quelle dalle 8:00 20:00 dei giorni dal lunedì al venerdì). La capacità fuori picco è costante nelle ore di basso carico e per i giorni festivi (in particolare trattasi delle ore dalle 0:00 8:00 e dalle 20:00 24:00 dei giorni dal lunedì al venerdì, e dalle ore 0:00 24:00 dei giorni di sabato e domenica).]; prezzo di cessione della capacità virtuale definito attraverso una proceduta d asta competitiva al rialzo con aggiudicazione pay as bid; prezzo di base d asta individuato sulla base di parametri di costo pieno di un ipotetico nuovo impianto di generazione a ciclo combinato a gas (anche detto CCGT) [In proposito, dal Formulario di presentazione degli impegni redatto da ENEL si rilevava che: la definizione dei costi fissi è effettuata considerando le seguenti voci: WACC 8%; Investimento unitario 500 /kw; ore di utilizzo 7000; O&M e personale /MW; rendimento 56%; Ammortamenti (ord. + ant.) 10 %; Tax Rate 36%. Sono inoltre considerati i seguenti costi variabili: costo dei certificati verdi valutato rispetto ad una stima del prezzo di mercato (ad esempio valori di riferimento pubblicati da GSE); costo della componente relativa agli obblighi acquisiti per emissione di CO2 con riferimento ai costi effettivamente sostenuti, costo del gas basato su fornitura tipo ENI per termoelettrica e comprensivo della maggiorazione di prezzo relativa al prelievo di gas eccedente la quota assegnata nel periodo invernale.] e quantificati in [omissis] [Nella presente versione alcuni dati sono omessi, in quanto si sono ritenuti sussistenti elementi di riservatezza o di segretezza delle informazioni.] MW/h per la capacità baseload, in [omissis] MW/h per la capacità di picco e in [omissis] MW/h per la capacità fuori picco. Il prezzo di riserva non viene reso noto ai partecipanti all asta; possibilità di partecipazione limitata ad operatori qualificati come utenti del dispacciamento con riferimento ad unità di produzione e/o consumo ubicate nel territorio italiano o soggetti da essi delegati, come risulta nell Allegato A della 5

6 Delibera AEEG n. 168/03 e successive modifiche ed integrazioni; durata biennale, per gli anni 2007 e 2008, dell impegno ad offrire capacità. 15. Il contratto di cessione di capacità virtuale si configura, come detto, in una copertura finanziaria e, quindi, non prevede un effettivo scambio fisico di energia, di cui la controparte si approvvigiona per i quantitativi corrispondenti alla capacità contrattualizzata direttamente in borsa al PUN. E previsto il riconoscimento reciproco (tra ENEL e le controparti) di una compensazione finanziaria qualora si verifichi una differenza tra il prezzo contrattuale (o prezzo strike) e il prezzo zonale di equilibrio che si forma in riferimento alla macroarea Sud [In particolare, ENEL corrisponde alla controparte contrattuale la differenza positiva quando il prezzo zonale al Sud risulta superiore al prezzo contrattuale strike; viceversa ENEL riceve dalla controparte contrattuale la differenza negativa quando il prezzo zonale al Sud risulta inferiore al prezzo strike.]. 16. A seguito della cessione di capacità virtuale, ENEL Produzione avrebbe avuto a disposizione una capacità residua da collocare nella borsa elettrica non soggetta a coperture contrattuali pari a [omissis] TWh, corrispondenti a meno del [omissis]% della domanda netta stima per il 2007 e al [omissis]% circa della produzione netta che ENEL stima di realizzare nel ENEL, tramite ENEL Produzione, non ha, invece, presentato impegni di cessione in altre macroaree in quanto riteneva di non possedere, nel 2007, alcuna pivotalità al di fuori appunto dell area Sud. LE OSSERVAZIONI SUGLI IMPEGNI La posizione espressa dall AEEG 18. In generale, l AEEG ha osservato che lo strumento della cessione di capacità virtuale, nella forma di contratto differenziale a due vie, può, in linea teorica, assolvere alla finalità di mitigare l interesse di un operatore ad adottare politiche di rialzo dei prezzi di borsa. I maggiori ricavi derivanti da un eventuale rialzo dei prezzi, al disopra del prezzo contrattuale, sarebbero percepiti solo sull energia elettrica accettata in borsa, ma non contrattualizzata. In altri termini, l incentivo a non adottare politiche di rialzo dei prezzi vale quindi solo per le quantità contrattualizzate. I contratti di copertura prevedono, infatti, che il cedente sia tenuto a rimborsare il differenziale di prezzo alla controparte nel caso in cui il prezzo di equilibrio zonale risulti maggiore del prezzo strike. L AEEG ha, comunque, circoscritto la potenzialità dello strumento a mitigare l interesse ad esercitare il potere di mercato in un ottica di massimizzazione dei ricavi di breve termine e nell ipotesi in cui l operatore definisse la propria strategia di offerta tenendo conto esclusivamente dei ricavi ottenibili in borsa. 19. Nel caso di specie l AEEG ritiene, comunque, che l efficacia dell impegno di ENEL sia subordinata: 1. alla adeguatezza dei quantitativi oggetto dell impegno ad annullare effettivamente la pivotalità di ENEL; 2. alla effettiva conclusione degli obiettivi di vendita a termine indicati da ENEL per il 2007; 3. alla effettiva cessione della capacità virtuale che dipende principalmente dal prezzo di cessione, dalla durata dei contratti e dai tempi e regole di esecuzione della procedura concorsuale. 20. La corretta quantificazione dell ammontare di capacità virtuale da destinare ad impegno deve essere commisurata al livello di pivotalità di ENEL da valutarsi tenendo conto anche della posizione contrattuale complessiva dell operatore dominante [La pivotalità netta consente di valutare l ammontare effettivo di capacità offerta in borsa sulla quale ENEL può agire da monopolista in quanto non ceduta ad un prezzo già pattuito contrattualmente.]. Al fine di individuare 6

7 le situazioni nelle quali ENEL potrebbe trovarsi ad esercitare il proprio potere di mercato in borsa nel 2007, e, quindi, valutare se gli impegni proposti siano sufficienti a sterilizzare l incentivo a fissare prezzi elevati, l AEEG ha stimato il livello di pivotalità di ENEL calcolando l indispensabilità assoluta della società nelle singole macroaree (nello specifico al Sud e al Nord) e l indispensabilità congiunta sull insieme delle macroaree Nord e Sud. Il primo indice individua il numero di ore in cui la domanda residuale dell operatore (ENEL) in una data zona si mantiene positiva anche nell ipotesi in cui la capacità di transito dalle altre macrozone confinanti risulti completamente utilizzata in importazione [In altri termini, quando la concorrenza da parte di produttori attivi in macrozone limitrofe sia quella massima possibile. Si noti che tale metodologia considera la massima capacità di transito tra le macrozone piuttosto che utilizzare, come fatto per la valutazione della pivotalità ai fini della deliberazione n. 212/05 ( Misure per la promozione della concorrenza nel mercato all ingrosso dell energia elettrica per l anno 2006 ) valori di transito stimati sulla base di ipotesi di dispacciamento ottimo. Il nuovo approccio, quindi, elimina i margini di discrezionalità derivanti dall utilizzo di transiti stimati sulla base di ipotesi di dispacciamento secondo il merito economico.]. L indispensabilità congiunta Nord e Sud consente di cogliere sia i casi intermedi in cui il problema di potere di mercato deriva da una combinazione tra assoluta indispensabilità in una macrozona e non indispensabilità in un altra (indispensabilità continentale o indispensabilità sull unione di più zone) [Il potere di mercato unilaterale di un operatore i esimo può essere frutto di una situazione di: i) assoluta indispensabilità, vale a dire quando l operatore i esimo è l unico a poter colmare la differenza tra la domanda della zona e l offerta (come somma della capacità produttiva dei concorrenti), anche considerando il flusso massimo di importazioni da aree confinanti. In questo caso l operatore i esimo si comporta da monopolista nei confronti della domanda residuale che è l'unico a poter servire; ii) potenzialità attiva, vale a dire quando l operatore i esimo è l'unico a poter colmare la differenza tra la domanda della zona e l'offerta, se il flusso di importazioni di energia da zone limitrofe risulta inferiore al massimo consentito dalla capacità di trasporto esistente verso la zona in considerazione; e iii) potenzialità passiva, vale a dire quando l operatore i esimo è l'unico a poter colmare la differenza tra la domanda della zona e l'offerta se viene utilizzata, in tutto o in parte, la capacità di esportazione verso altri mercati rilevanti limitrofi (detto altrimenti, quando l operatore i esimo diventa necessario per soddisfare anche parte della domanda di mercati limitrofi interconnessi).] sia quelli in cui, invece, il possibile esercizio di potere di mercato sia locale [L indispensabilità congiunta è, infatti, definita come il valore massimo tra la pivotalità continentale (senza vincoli di transito tra aree limitrofe) e l'assoluta indispensabilità delle singole macroaree. ]. 21. Nella seguente tavola (Tavola 1) si riportano i dati di pivotalità di ENEL al lordo (colonna 1) e al netto (colonna 2) della capacità che ENEL ha previsto di allocare, tramite contrattazione bilaterale, al mercato libero e all AU per il 2007 [omissis] TWh e della capacità virtuale oggetto degli impegni. Tavola 1: Pivotalità di ENEL per il 2007 Assoluta indispensabilità MNORD Assoluta indispensabilità MSUD Pivotalità continentale MNORD-MSUD Pivotalità congiunta MNORD-MSUD LORDA (1) NETTA dei VPP e di altra capacità contrattualizzata (2) 7457, , , , Fonte Elaborazioni su dati dell AEEG 22. Considerando tutta la capacità contrattualizzata per l anno 2007, l assoluta indispensabilità di ENEL al Sud si azzera, quella al Nord si riduce sensibilmente e si mantiene positiva per [omissis] ore all anno, mentre l indispensabilità congiunta si mantiene positiva per [omissis] ore all anno. 7

8 23. La valutazione del prezzo di cessione della capacità virtuale deve tenere conto dell esigenza, da un lato, di tutelare l equilibrio economico e finanziario dell operatore, dall altro di evitare che esso rifletta il potere di mercato dell operatore dominante nella vendita a termine. Al riguardo l AEEG ha posto in evidenza che la metodologia di determinazione del prezzo di riserva proposta da ENEL implica che la capacità virtuale sarà ceduta ad un prezzo del tutto scorrelato ai costi effettivi di produzione della stessa società. In ogni caso, secondo le stime dell AEEG, il prezzo minimo che renderebbe indifferente un nuovo entrante dal realizzare l investimento in capacità CCGT oppure sottoscrivere il contratto di capacità virtuale con ENEL, per onorare un medesimo impegno contrattuale con un ipotetico cliente finale [Al fine di quantificare il prezzo di riserva, considerando che l impegno di ENEL corrisponde ad una cessione di capacità virtuale costante su tutte le ore dell anno (8760), l AEEG ritiene più corretto stimare il prezzo minimo contrattuale come il prezzo a cui il nuovo entrante è disposto ad investire in nuova capacità (ossia quello che azzera la somma dei flussi di cassa scontati relativi agli anni di vita utile dell impianto) per fare fronte ad un contratto baseload sottoscritto alle medesime condizioni proposte da ENEL.], è pari a 68 MWh [A parità di valori dei parametri di costo indicati da ENEL e con un valore del costo del gas naturale stimato in 54.]. 24. Sulla durata dell impegno, l AEEG osserva che le quotazioni di borsa rappresentano un riferimento esplicito per la contrattazione a termine dell anno successivo. Quindi, tanto maggiore è la quantità di capacità impegnata a termine, tanto minore è la durata contrattuale e, quindi, più frequente è la sua ricontrattazione, tanto più l operatore dominante può avere interesse a mantenere comunque prezzi elevati in borsa per poter beneficiare di condizioni più favorevoli per la rinegoziazione a termine l anno successivo. In altri termini, in una accezione dinamica, può risultare comunque conveniente per l operatore tenere prezzi elevati in borsa per influenzare il prezzo dei contratti a termine che verranno successivamente stipulati. 25. In ogni caso, a giudizio dell AEEG, la quantificazione dell impegno, per l anno 2008, dovrebbe essere commisurata a quella del 2007, salvo verifica della posizione contrattuale assunta da ENEL in quell anno e della effettiva evoluzione del parco di generazione. 26. Fermo restando l impegno di ENEL a cedere capacità virtuale a prezzi competitivi, affinché vi sia un impatto positivo anche sulle contrattazioni a termine occorre che la realizzazione della procedura concorsuale non avvenga oltre la fine del periodo rilevante per la conclusione delle contrattazioni a termine, in generale gli ultimi mesi dell anno precedente quello di inizio delle forniture. Le osservazioni degli operatori di mercato interessati 27. Nell ambito del market test, l Autorità ha ricevuto 28 osservazioni da parte di soggetti terzi interessati, tra cui figurano: associazioni di categoria rappresentative di grossisti e trader indipendenti e di clienti idonei finali, operatori di mercato attivi nella produzione di energia, nella rivendita all ingrosso e al dettaglio di energia elettrica (grossisti), nonché alcuni tra i maggiori consumatori di energia. 28. Dalle osservazioni pervenute è emerso una considerazione di carattere generale circa lo scarso grado di concorrenza che ancora caratterizza il mercato all ingrosso dell energia elettrica nelle diverse macroaree e della capacità di ENEL di influenzare il processo di formazione dei prezzi in borsa. Con specifico riferimento agli impegni, così come originariamente proposti da ENEL, gli operatori interessati hanno formulato considerazioni essenzialmente in merito ai seguenti profili: i) quantitativi offerti; ii) prezzo di riserva; iii) durata dell impegno; iv) tempistica e modalità di esecuzione dell asta. 29. In relazione ai quantitativi oggetto dell impegno, la pluralità dei partecipanti al market test ha dichiarato che essi non risultano sufficienti né ad eliminare l indispensabilità di ENEL a soddisfare la domanda residuale nella macroarea Sud, né 8

9 a favorire lo sviluppo di un mercato a termine liquido ed efficiente. 30. Quanto alla efficacia dello strumento proposto da ENEL per mitigare il potere di mercato, è stato osservato che esso non rappresenta una misura strutturale tale da ridurre l asimmetria nella dotazione di capacità che connota ancora la dominanza di ENEL, né assume la forma contrattuale tipica di un VVP di natura fisica. D altra parte, un contratto finanziario alle differenze può in linea teorica rendere economicamente non conveniente al cedente (nel caso di specie ENEL) politiche di prezzo al rialzo in borsa. 31. In merito al prezzo di riserva, ed in particolare alla sua commisurazione al costo pieno di un impianto di generazione CCGT, la maggior parte degli operatori ha osservato che tale tecnologia costituisce sicuramente la scelta più probabile da parte di un nuovo entrante. Tuttavia, se vi è un generale consenso sulle singole voci considerate ai fini della quantificazione del costo pieno di generazione, la quasi totalità degli operatori ha lamentato che i parametri indicati da ENEL condurrebbero alla identificazione di un prezzo di cessione della capacità virtuale troppo elevato. Tale prezzo non sarebbe infatti in linea né con le attese dei prezzi di borsa per il 2007, né con i costi di un impianto CCGT effettivamente in esercizio. Il differenziale di prezzo è stato stimato nell ordine di 4 5 MW/h inferiore ai prezzi indicati da ENEL. 32. In ogni caso, è stato sottolineato che il prezzo di riserva per l offerta formulata da ENEL non può che essere notevolmente inferiore alle quotazioni di energia ceduta all ingrosso da parte di ENEL Trade [ENEL Trade è la società operativa del gruppo ENEL attiva nella vendita di energia elettrica all ingrosso per conto di ENEL Produzione.] nell ambito della campagna commerciale per il 2007, denominata Operazione Energia Più. 33. In merito alla durata degli impegni, alcuni operatori hanno osservato che essa dovrebbe essere commisurata all effettiva modifica delle condizioni strutturali del mercato verso assetti più concorrenziali, ovvero all effettivo ingresso di nuova capacità nella disponibilità di terzi. Più in generale, è opinione comunemente condivisa che gli impegni debbano essere assoggettati a verifica periodica, nella prospettiva di imporre ad ENEL misure aggiuntive per garantirne una piena efficacia. 34. In relazione alle modalità di esecuzione dell asta, alcuni operatori hanno posto in evidenza che il loro eventuale interesse risulta condizionato, tra l altro, dalla tempistica di realizzazione dell asta in questione, nonché dalla completa definizione del quadro regolamentare per l assegnazione di energia CIP6 e della capacità di importazione. Altri hanno richiamato la necessità che l allocazione avvenga secondo meccanismi pro-quota o prevedendo soglie minime di capacità produttiva assegnabile per operatore (15 20%), al fine di evitare fenomeni di accaparramento e/o un eccessiva concentrazione nell assegnazione. 35. Infine, un aspetto che può influenzare l interesse alla partecipazione all asta riguarda l articolazione dei prodotti. La proposta di ENEL di cedere capacità virtuale in bande da 14 MW non risponderebbe, a detta dei più, alle necessità operative né dei grossisti, che scambiano energia con bande multipli di 5 MW, né di clienti idonei finali che preferirebbero approvvigionamenti con bande da 1 MW. Le modifiche accessorie agli impegni 36. A seguito dell esito del market test e delle osservazioni dell AEEG e delle stime del livello di pivotalità da questa elaborate, ENEL e ENEL Produzione hanno trasmesso modifiche accessorie agli impegni presentati ai sensi dell articolo 14ter della legge n. 287/90. In particolare, le parti si sono impegnate a: cedere capacità virtuale per un ammontare pari a MW nel 2007; a rendersi disponibili a cedere, per il 2008, capacità virtuale per 700 MW, previa verifica della pivotalità calcolata con i medesimi criteri applicati per l anno 2007; ; 9

10 articolare la capacità virtuale da cedere nelle seguenti tipologie di prodotto: i) baseload per 650 MW; ii) picco per 350 MW; e iii) fuori picco per 350 MW; ridurre l ampiezza delle bande da 14 MW a 5 MW. In particolare, quest ultima identifica il lotto minimo; assegnare, per l anno 2007, la capacità virtuale ai seguenti prezzi contrattuali [omissis] MW/h per la capacità baseload, a [omissis] MW/h per la capacità di picco e a [omissis] MW/h per la capacità fuori picco, con una riduzione pari a circa 3 MW/h rispetto ai prezzi indicati nella proposta di impegni originaria. I prezzi contrattuali saranno resi noti all inizio della procedura di vendita; definire prezzi per l anno 2008 con i medesimi criteri adottati per il 2007; applicare limiti massimi alla quantità assegnabile a ciascun soggetto partecipante, nonché un meccanismo di sorteggio qualora la quantità domandata, per tipologia di prodotto, dovesse risultare superiore a quella complessivamente offerta; [omissis]; [omissis]. La valutazione degli impegni 37. Fermo restando che l efficacia dell impegno è subordinata all obbligo, assunto da ENEL e da ENEL Produzione, a cedere tutta la capacità virtuale oggetto dello stesso, tale cessione, sebbene non incida sulla posizione dominante di ENEL nel mercato rilevante, può costituire una misura idonea a contenere, nel breve termine, l interesse del cedente, relativamente alla quantità oggetto del contratto, ad esercitare unilateralmente il proprio potere di mercato per determinare un prezzo in borsa superiore al prezzo contrattuale. 38. Con riferimento all anno 2007, l impegno a cedere capacità virtuale nella macroarea Sud per un quantitativo di MW contribuisce ad annullare il livello di pivotalità che si prevede ENEL, tramite ENEL Produzione, deterrà nel 2007 nella macroarea di riferimento. L impegno concorre altresì ad una sensibile riduzione della pivotalità nella macroarea Nord e nella zona costituita dall unione delle macroaree Nord e Sud nello stesso periodo. L adeguatezza dell impegno a contenere la pivotalità di ENEL, come sopra descritto, è conseguenza imprescindibile sia dall esito della vendita di capacità virtuale sia della circostanza che, per l anno 2007, la società ha impegnato ulteriore capacità produttiva in contratti a termine per un totale di [omissis] TWh. In altri termini, la sola esecuzione dell impegno non sarebbe risultata sufficiente a eliminare i problemi di potenziale esercizio del potere di mercato né al Nord, né congiuntamente sulle zone Sud e Nord. 39. Gli impegni assunti rendono disponibile nel mercato all ingrosso un quantitativo di capacità virtuale corrispondente al 3% circa della domanda netta di energia elettrica in Italia per il 2007 ed al 5 10% circa del fabbisogno nella macroarea Sud. 40. La modalità con cui sarà ceduta la capacità virtuale oggetto degli impegni dovrebbe consentire a clienti idonei finali o intermediati da grossisti di accedere ad una fonte di approvvigionamento a condizioni concorrenziali rispetto a quelle prevalenti nel sistema delle offerte (borsa elettrica) e comunque tali da non determinare discriminazioni tra diversi operatori che accedono a modalità alternative di fornitura a termine. 41. Con riferimento all anno 2008, ENEL si è resa disponibile a cedere 700 MW, previa verifica della pivotalità definita con i medesimi criteri applicati nel 2007, ossia sulla base delle condizioni strutturali della domanda e dell offerta nel mercato rilevante, tra cui l effettivo ingresso di nuova capacità di generazione nonché di transito, e della capacità produttiva che sarà già impegnata da ENEL Produzione in contratti a termine. 10

11 42. L Autorità vigilerà sull esecuzione degli impegni ai fini e per gli effetti di quanto previsto dall articolo 14ter, comma 1, della legge n. 287/90. In tal senso, l Autorità si riserva di riaprire d ufficio il procedimento in presenza di una modifica della situazione di fatto rispetto ad ogni elemento su cui si fonda la decisione, nonché qualora ENEL contravvenisse agli impegni assunti e resi obbligatori con il presente provvedimento e, in particolare, laddove l impegno non risultasse idoneo a mitigare l interesse di ENEL ad adottare politiche di rialzo dei prezzi di borsa. RITENUTO che i quantitativi oggetto dell impegno a cedere per l anno 2007, pari a MW, sono tali da ridurre sensibilmente il livello di pivotalità di ENEL nei mercati rilevanti e che, per il 2008, l impegno a cedere 700 MW di capacità virtuale dovrà tenere conto delle effettive condizioni strutturali e concorrenziali nei mercati rilevanti ed in particolare del livello di pivotalità di ENEL; RITENUTO, pertanto, che gli impegni presentati da ENEL sono tali da far venire meno, nei limiti sopra descritti, i profili anticoncorrenziali oggetto dell'istruttoria; RITENUTO di disporre l obbligatorietà degli impegni assunti ai sensi dell articolo 14ter, comma 1, della legge n. 287/90; RITENUTO, pertanto, di poter chiudere il procedimento senza accertare l infrazione ai sensi dell articolo 14ter, comma 1, della legge n. 287/90; Tutto ciò premesso e considerato: DELIBERA a) di rendere obbligatori gli impegni ai sensi dell articolo 14ter, comma 1, della legge n. 287/90 nei confronti di ENEL S.p.A. e ENEL Produzione S.p.A., nei termini sopra descritti e allegati al presente provvedimento di cui fanno parte integrante; b) di chiudere il procedimento senza accertare l infrazione ai sensi dell articolo 14ter, comma 1, della legge n. 287/90; c) che ENEL S.p.A. e ENEL Produzione S.p.A., entro 30 giorni dalla data di esecuzione della procedura di vendita dei MW di capacità virtuale, nonché dalla data di esecuzione della procedura di vendita per l anno successivo, informino l Autorità dell esito delle procedure stesse; d) che ENEL S.p.A. e ENEL Produzione S.p.A., entro il 1 ottobre 2007, informino l Autorità della posizione contrattuale assunta dalle stesse parti per l anno 2008 e delle condizioni contrattuali applicate, ai fini della valutazione dell idoneità degli impegni assunti. Il presente provvedimento verrà notificato ai soggetti interessati e successivamente pubblicato ai sensi di legge. IL SEGRETARIO GENERALE Fabio Cintioli IL PRESIDENTE Antonio Catricalà 11

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