Newsletter Osservatorio Energia

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1 Ricerche per l Economia e la Finanza Newsletter Osservatorio Energia Anno V - numero 57 Nella Newsletter di questo mese! Dopo l approvazione giunta da Strasburgo i primi giorni del mese, il 16 giugno il Consiglio Affari Generali e relazioni estere dell Unione Europea ha dato il definitivo via libera al pacchetto energia, approvando senza modifiche il testo delle due Direttive che andranno a sostituire dal luglio 2004 le direttive 96/92/CE e 98/30/CE e del Regolamento relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica. Rilevanti le novità introdotte dalla nuova normativa, molte già anticipate dall Italia, con alcune eccezioni.! L autorità, con un documento di consultazione, propone lo STOVE, un meccanismo per l acquisizione su base concorrenziale delle risorse per il vincolato e per il dispacciamento. La velleità di promuovere comunque un confronto concorrenziale all interno delle attuali metodologie e la volontà di concedere alcune modifiche regolatorie, si sono però tradotte in una proposta che persegue obiettivi conflittuali, evidenzia i rischi che il mantenimento dell attuale assetto del mercato comporta e manca di incidere sugli scarsi spazi di manovra ancora aperti.! Nonostante oramai da due anni l Autorità suggerisca al GRTN di prevedere meccanismi concorrenziali per l allocazione e lo scambio di quote di capacità di interconnessione con l estero per periodi inferiori all anno, finalizzati a massimizzare l utilizzo della capacità stessa, continua ancora il vecchio meccanismo delle aste spot mensili, meccanismo tutt altro che trasparente e i cui risultati recenti hanno lasciato perplessi molti operatori.! Intensa attività M&A nel panorama europeo. La Commissione Europea ha dato il via libera alla nascita di Energie Austria, dalla fusione, soggetta a restrizione, di Verbund e EnergieAllianz. In UK, avanza il processo di concentrazione nel settore della distribuzione elettrica con l acquisizione di Midlands Electricity da parte di SSE Group, che diviene il maggiore operatore. In Spagna, Enel si espande nel mercato elettrico con l acquisto del business delle rinnovabili di Union Fenosa e l ingresso nell azionariato del gestore della rete elettrica spagnola. Sul fronte interno, si segnalano un processo di aggregazione di utility locali in corso nel Veneto e l ingresso nel mercato del gas del gigante francese Gaz de France (GdF) con l acquisto del 40% di Italcogim.! Le stime di preconsuntivo sull andamento dei parametri Ct e QE per il prossimo trimestre indicano un aggiornamento del costo variabile della generazione elettrica e nessuna variazione della componente del costo di approvvigionamento del gas naturale riconosciuto agli esercenti il servizio di vendita. In particolare, il parametro Ct sarà interessato da una riduzione del 3.4%: si tratta della prima flessione registrata a partire dal secondo bimestre del 2002.! Economia italiana debole nel primo trimestre Sulla base del dato Istat di produzione industriale di aprile e delle stime elaborate a partire dai consumi elettrici, l attività produttiva, dopo la flessione registrata nei primi tre mesi, pare riprendersi nel secondo trimestre. Questo non salva il primo semestre, che rimane sui livelli di inizio 2002, mentre ogni miglioramento viene rimandato alla seconda metà dell anno. Permangono alcuni fattori d incertezza, soprattutto riguardo la ripresa americana a cui è legato il ciclo europeo, e quindi quello italiano.! Prezzi più volatili a maggio sulle borse elettriche europee anche se nella maggioranza dei casi in discesa rispetto al mese precedente. Gli scioperi nazionali dei lavoratori francesi e l incertezza circa la loro durata hanno bloccato in parte la produzione elettrica generando instabilità e nervosismo non solo sul power exchange francese, ma anche sulle borse elettriche limitrofe (l olandese APX e la tedesca EEX) dove i flussi di import dalla Francia sono molto rilevanti per le attività di trading. Soci sostenitori Acea SpA, AEM Milano, AMPS Energie Srl, ASM Brescia, Assoelettrica, Centro Energia Gas (Foster Wheeler, Gruppo Merloni), Confindustria, Dalmine Energie, Edison, Electra Italia, EnBW Italia, Enel SpA Corporate Finanza e Amministrazione, ENI, Ferrero SpA, Servizio Studi Banca Intesa, Italgen SpA, Italgas, Pirelli SpA, Unicredit Banca Mobiliare, World Energy Responsabile della Newsletter: Claudia Checchi - tel cchecchi@ref-online.it

2 INDICE REGOLAMENTAZIONE L'Unione Europea approva il pacchetto energia...3 STOVE: il regime transitorio per il mercato elettrico...11 ANDAMENTO DEL MERCATO Le aste spot per l'import...16 MERGERS & ACQUISITIONS M & A in Europa...19 Focus: via libera a Verbund-EnergieAllianz...21 L'ANDAMENTO DEL CT E DEL QE Il prezzo dell'energia: le attese del mercato...24 CONGIUNTURA Industria ancora in stand by...28 Le borse elettriche europee a maggio News dalle borse Newsletter Osservatorio Energia Mensile Direttore responsabile: Claudia Checchi Gruppo di lavoro: Valentina Di Maggio, Valentina Ferraris, Nicola Gallo, Michele Pacillo, Francesca Sala Comitato Scientifico R. Artoni, G. Martini, L. Parisio, M. Polo, P. Saraceno, C. Scarpa, G. Vaciago Editore: Ricerche per l Economia e la Finanza srl via Gioberti Milano Segreteria, editing e grafici: Dalia Imperatori Telefono: Fax: dalia@ref-online.it numero 57 2

3 REGOLAMENTAZIONE L UNIONE EUROPEA APPROVA IL PACCHETTO ENERGIA Dopo l approvazione giunta da Strasburgo i primi giorni del mese, il 16 giugno il Consiglio Affari Generali e relazioni estere dell Unione Europea ha dato il definitivo via libera al pacchetto energia, approvando senza modifiche il testo delle due Direttive che andranno a sostituire dal luglio 2004 le Direttive 96/92/CE e 98/ 30/CE e del Regolamento relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica 1. La proposta di modifica delle due Direttive nasce nel marzo 2001, in risposta al Consiglio europeo di Lisbona del 23 e 24 marzo 2000, come strumento per accelerare la creazione di un mercato interno dell energia e si ispira al libro verde sulla sicurezza dell approvvigionamento energetico. Le nuove Direttive sul mercato unico dell Energia Le Direttive 96/92/CE e 98/30/CE, che hanno stabilito i principi fondamentali per l apertura rispettivamente del mercato dell energia elettrica e del gas alla concorrenza, lasciano dunque il passo alle nuove disposizioni contenute nel pacchetto, distinguibili in disposizioni di natura quantitativa concernenti i tempi previsti per la completa apertura del mercato, e disposizioni di natura qualitativa, relative alla separazione dell attività di trasmissione e di distribuzione, all accesso alla rete da parte di terzi e allo stoccaggio per il settore del gas, alle autorità di regolamentazione, agli obblighi di servizio pubblico ed alla tutela dei consumatori. Tra le principali novità introdotte si segnalano, oltre ai tempi previsti per l apertura del mercato, l istituzione di autorità nazionali di regolamentazione e la previsione dell accesso regolato alle reti. Obblighi di servizio pubblico e tutela dei clienti finali La necessità di tutelare i clienti finali continua a valere come principio generale, già sancito dalle due Direttive europee, al fine di evitare che l apertura del mercato possa pregiudicare la fornitura di energia alle fasce più deboli della popolazione. In particolare, il nuovo testo si sofferma sui seguenti aspetti: - obblighi di servizio pubblico; - garanzia di servizio universale; - ulteriori misure a favore dei clienti vulnerabili. Si ribadisce, dunque, la possibilità da parte degli Stati membri di imporre alle imprese che operano nei settori dell energia elettrica e del gas obblighi di servizio pubblico in termini di sicurezza, inclusa la sicurezza dell approvvigionamento, di regolarità, di qualità e prezzo delle forniture. Tra le materie oggetto di servizio pubblico rientrano attualmente anche la tutela ambientale, l efficienza energetica e la protezione del clima. La Commissione intende inoltre rafforzare le misure di salvaguardia delle Direttive per garantire la sicurezza dell approvvigionamento, uno degli obiettivi prioritari del servizio pubblico. In base alle nuove disposizioni gli Stati membri, o se da loro ritenuto opportuno, le autorità di regolamentazione hanno il compito di verificare l equilibrio tra domanda e offerta sul mercato nazionale e di effettuare previsioni sull andamento della domanda in modo che, se necessario, gli Stati stessi possano predisporre procedure di gara per lo sviluppo di nuova capacità di generazione. Le autorità competenti sono tenute a comunicare alla Commissione, ogni due anni, i risultati dei controlli effettuati e le misure adottate o previste in materia. È prevista anche la modifica delle disposizioni relative alla comunicazione degli obiettivi di servizio pubblico che i singoli Stati membri trasmettono alla Commissione. Gli Stati membri sono tenuti a comunicare alla Commissione, subito dopo il recepimento delle Direttive, tutti i provvedimenti presi per conseguire i rispettivi obiettivi di servizio universale e/o servizio pubblico ed i possibili effetti sulla concorrenza e successivamente, ogni due anni, eventuali modifiche di tali misure. Tale proposta rende più severe le attuali disposizioni, che esigono che gli Stati membri informino la Commissione dei rispettivi obiettivi di servizio pubblico esclusivamente qualora si renda necessaria una deroga alle Direttive. numero 57 3

4 Per quanto riguarda il settore elettrico, si prevede che gli Stati membri garantiscano ai clienti civili, e, se ritenuto necessario, anche alle piccole imprese 2, il servizio universale. Risultano più incisive le disposizioni relative alla protezione dei clienti vulnerabili, che prevedono l attuazione da parte degli Stati membri di misure idonee ad evitare l interruzione delle forniture ed a garantire la trasparenza delle condizioni di contratto, e di procedure che consentano ai clienti idonei di cambiare fornitore. Un allegato alle due Direttive presenta alcune delle misure che i fornitori sono obbligati ad adottare, almeno nei confronti dei clienti domestici, per contribuire al raggiungimento dell obiettivo di un elevato livello di tutela ed informazione degli stessi. Si introduce l obbligo per i fornitori di energia elettrica di precisare, tra le informazioni inviate in fattura o nel materiale promozionale ai clienti finali, la quota di ciascuna fonte energetica nel mix complessivo di combustibili utilizzato dall impresa fornitrice nell anno precedente, elemento importante per consentire ai clienti una scelta consapevole, nonché eventuali fonti a disposizione del pubblico, ad esempio pagine web, attraverso le quali è possibile reperire informazioni circa l impatto ambientale delle emissioni di CO2 e delle scorie radioattive risultanti dalla produzione di energia elettrica. Per garantire l esistenza di tutti gli strumenti necessari a soddisfare gli obblighi delle Direttive, tra cui l obbligo di servizio pubblico, è stato inserito in entrambe le Direttive di un nuovo articolo che permette agli Stati membri di esigere che i gestori delle reti di trasmissione definiscano e rendano pubblici i criteri tecnici di sicurezza e le norme tecniche che garantiscono l interoperabilità delle reti. Nuova capacità (elettricità) A differenza di quanto previsto dalla 96/92/CE, la costruzione di nuovi impianti di generazione è subordinata al rilascio di un autorizzazione (viene meno la possibilità di utilizzare procedure di gara d appalto) da parte degli Stati membri, che in ogni caso sono tenuti ad assicurare la possibilità, ai fini della sicurezza dell approvvigionamento, di prevedere nuova capacità o misure di efficienza energetica/ gestione della domanda mediante una procedura di gara o qualsiasi altra procedura equivalente. Inoltre, gli Stati membri possono assicurare la possibilità di bandire gare per nuova capacità ai fini della tutela dell ambiente e della promozione di nuove tecnologie nascenti. Condizione per l adozione di procedure di gara è l insufficienza degli impianti di generazione esistenti o delle misure adottate in base a procedura di autorizzazione a conseguire gli obiettivi indicati. Separazione societaria dei gestori della rete di trasmissione e di distribuzione Oltre a ribadire la necessità che la gestione, la manutenzione e lo sviluppo della rete di trasmissione e distribuzione siano affidati ad un gestore, designato dagli Stati membri o dalle imprese che possiedono le reti di trasmissione o distribuzione, responsabile della sicurezza, efficienza ed affidabilità della rete che non dia luogo a discriminazioni tra gli utenti del sistema, una delle maggiori novità introdotte dalle nuove Direttiva è la necessità di separazione societaria dei gestori delle reti di trasmissione, sia per l energia elettrica che per il gas. Oltre all indipendenza societaria, vengono anche definiti i criteri minimi per l indipendenza gestionale degli stessi, con particolare attenzione alla requisito dell indipendenza gestionale e manageriale. Per quanto riguarda la distribuzione, anche in questo caso è prevista separazione societaria dei gestori di rete, sia per elettricità che per gas, ma con alcune eccezioni. È previsto infatti che i gestori dei sistemi di distribuzione che servono fino a un massimo di clienti possano derogare a tali disposizioni; tale soglia sarà soggetta a riesame da parte della Commissione. Gli Stati membri hanno la possibilità di differire l attuazione della separazione societaria per i gestori del sistema di distribuzione sino alla completa apertura del mercato. Inoltre uno Stato membro può chiedere alla Commissione di essere esonerato da requisiti quali la separazione societaria per i gestori del sistema di distribuzione purché dimostri che sul suo territorio sia stato realizzato un accesso alla rete pienamente effettivo, non discriminatorio e senza ostacoli. E comunque previsto che la Commissione possa presentare proposte al Parlamento e al Consiglio al fine di modificare le disposizioni della Direttiva o predisporre altri strumenti adeguati. numero 57 4

5 Il nuovo testo, mentre afferma il principio dell unbundling societario per le attività di trasmissione e distribuzione, principio al quale dovranno adeguarsi anche le imprese tedesche, attualmente verticalmente integrate, dichiara che non è necessaria la separazione proprietaria, che implicherebbe il trasferimento degli asset ai gestori. Più incisiva appare invece la norma relativamente al settore del gas, di più recente liberalizzazione, che vede tuttora diversi Stati membri lontani dall attuazione dell unbundling previsto dalla normativa. Separazione della contabilità Le imprese verticalmente integrate devono tenere una contabilità separata per le attività di trasmissione e distribuzione (anche per GNL e stoccaggio nel settore del gas), nonché per le altre attività riguardanti l energia elettrica o il gas al fine di evitare discriminazioni, sussidi incrociati tra le diverse attività e quindi distorsioni della concorrenza. Per tali imprese, la contabilità delle attività di fornitura tra clienti idonei e non idonei deve essere separata fino alla completa apertura del mercato. Apertura del mercato Le Direttive prevedono una graduale apertura del mercato, che dovrebbe attuarsi in due fasi: entro il primo luglio 2004, così come stabilito dal Consiglio europeo di Barcellona, tutti i clienti non civili dovrebbero essere in grado di poter scegliere il proprio fornitore, entro il primo luglio 2007 tale libertà dovrebbe essere estesa a tutti i clienti. Per quanto riguarda il mercato del gas, la Direttiva prevede una deroga relativamente ai tempi previsti per l apertura per gli Stati membri considerati ancora mercati emergenti 3. Autorità di regolamentazione Una importante novità introdotta dalle Direttive è l istituzione di autorità nazionali di regolamentazione, indipendenti dagli interessi delle industrie in questione, che hanno il compito di assicurare la non discriminazione, l effettiva concorrenza e l efficace funzionamento del mercato controllando quantomeno: - le regole di gestione e assegnazione della capacità di interconnessione di concerto con l autorità o le autorità di regolamentazione degli Stati membri con i quali esiste interconnessione; - gli eventuali dispositivi per risolvere i problemi di congestione sulle reti elettriche nazionali; - il tempo impiegato dalle imprese di trasmissione e distribuzione per effettuare connessioni e riparazioni; - la pubblicazione, da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione e distribuzione, di informazioni adeguate sugli interconnector, l uso della rete e l assegnazione delle capacità alle parti interessate; - l effettiva separazione della contabilità di imprese elettriche e di gas naturale; - le condizioni e le tariffe di connessione dei nuovi produttori di elettricità, per garantire che siano obiettive, trasparenti e non discriminatorie, in particolare tenendo pienamente conto dei costi e dei vantaggi delle diverse tecnologie basate sulle fonti energetiche rinnovabili, della generazione distribuita e della produzione combinata di calore ed elettricità. Ad esse compete la fissazione o l approvazione ex ante delle metodologie da cui dipendono: - le condizioni di connessione e accesso alle reti nazionali, comprese le tariffe di trasmissione e distribuzione; - le condizioni di fornitura dei servizi di bilanciamento, ed hanno inoltre la facoltà di imporre ai gestori dei sistemi di trasmissione e di distribuzione modifiche ex post di tali condizioni. La normativa relativa all accesso alle reti è però alleggerita dal fatto che gli Stati membri possono comunque decidere di affidare alle autorità di regolamentazione un ruolo esclusivamente propositivo e consultivo sul tariffe di accesso, lasciando l approvazione ad altri organi. Il nuovo testo chiarisce infine le disposizioni relative al trattamento dei reclami da parte degli organi amministrativi, indicando le autorità di regolamentazione come organo per la risoluzione delle controversie con riferimento agli aspetti sopra citati. Accesso dei terzi al sistema Una ulteriore novità introdotta dalle Direttive in grado di influenzare le attuali normative degli Stati membri, soprattutto relativamente alla Germania, è l introduzione dell accesso alla rete regolato, con l esclusione quindi dell opzione dell accesso negoziato. Requisito essenziale per sviluppare una concorrenza effettiva nel mercato è l accesso non numero 57 5

6 discriminatorio alla rete; risulta pertanto particolarmente importante fissare tariffe di accesso trasparenti e non discriminatorie. Le modifiche alle Direttive propongono dunque la costituzione di una struttura tariffaria pubblicata e regolamentata. Linee dirette: il nuovo testo dispone l obbligo, piuttosto che la mera possibilità, a carico degli Stati membri di porre in essere le misure necessarie a consentire: - a tutti i produttori e le imprese fornitrici di energia elettrica (a tutte le imprese di gas naturale) presenti nel loro territorio di rifornire, tramite una linea diretta, i propri impianti, le società controllate ed i clienti idonei (i soli clienti idonei nel mercato del gas); - a tutti i clienti idonei presenti sul loro territorio di essere rifornito mediante una linea diretta da un produttore e da imprese fornitrici di energia elettrica (dalle imprese di gas naturale). L autorizzazione alla costruzione di una linea diretta da parte degli Stati membri può essere subordinata al rifiuto dell accesso alle reti, ovvero alla mancanza della necessaria capacità ed in ogni caso può essere negata, nell ambito del mercato elettrico, qualora ostacoli l osservanza delle disposizioni in tema di obblighi relativi al servizio pubblico ed alla tutela dei consumatori. Accesso allo stoccaggio (gas): a differenza di quanto stabilito per l accesso alle reti, in base al nuovo testo gli Stati membri possono optare per un accesso allo stoccaggio di tipo regolato o negoziato: l accesso allo stoccaggio, allo stoccaggio in rete (linepack) ed ai servizi ausiliari può essere negoziato con il gestore del sistema di stoccaggio o con le imprese di gas naturale interessati o regolamentato in base a tariffe pubblicate. Per quanto riguarda gli impianti di GNL, il nuovo testo assicura che venga garantito un accesso minimo, in base a tariffe pubblicate, ai servizi ausiliari e allo stoccaggio temporaneo. Il testo chiarisce in quali circostanze può essere limitato l accesso allo stoccaggio e rammenta l importanza dello stoccaggio ai fini della sicurezza della fornitura. Nuove infrastrutture (gas): la creazione di nuove infrastrutture del sistema del gas, ovvero linee di interconnessione tra i sistemi, impianti di GNL ed impianti di stoccaggio, è oggetto di disposizioni particolareggiate secondo le quali tali nuove infrastrutture o modifiche significative a quelle esistenti atte a rafforzare la concorrenza nella fornitura di gas e la sicurezza degli approvvigionamenti possono derogare, dietro concessione dello Stato membro o dell autorità di regolamentazione, al dettato degli articoli in tema di accesso ai terzi, accesso allo stoccaggio e approvazione preliminare dei termini e delle condizioni di accesso. Tale deroga si effettua in circostanze soggette a restrizioni e sotto il controllo della Commissione. Conclusioni Mentre sicuramente sono ancora numerosi i passi da compiere in Italia per garantire un effettivo mercato libero del gas naturale e dell energia elettrica, dal punto di vista normativo la liberalizzazione del mercato si trova decisamente ad uno stato più avanzato. In particolare, i decreti Bersani e Letta hanno dato attuazione più che piena a tutti gli elementi fondamentali delle Direttive 96/92/CE e 98/30/CE tanto da avere anticipato quasi del tutto le novità introdotte dalle nuove Direttive. In particolare, la scelta adottata in favore della separazione societaria dei gestori di rete e distribuzione e dell accesso regolato alle reti rispondono fedelmente al dettato della nuova Direttiva. La legislazione italiana ha precorso i tempi anche per quanto riguarda l autorità nazionale di regolamentazione, prevedendo che la sua istituzione dovesse precedere la liberalizzazione del mercato elettrico. L unico aspetto non coerente con il Bersani appare quello delle soglie di apertura per il mercato elettrico, che dovrebbero comunque essere adeguate con il Decreto Marzano. Il Regolamento sulle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica Il Regolamento recentemente approvato dall Unione Europea, congiuntamente alla nuova direttiva sul mercato unico dell energia, in materia di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, mira ad armonizzare le procedure di allocazione della capacità di interconnessione a livello europeo ai fini della creazione di un mercato interno dell energia elettrica e ad individuare meccanismi di mercato che numero 57 6

7 consentano di attribuire un valore economico alle linee di interconnessione congestionate, in modo da garantire l allocazione efficiente della capacità, evitare discriminazioni tra gli operatori e fornire segnali per investimenti efficienti nella rete. L obiettivo di questo articolo è evidenziare gli aspetti principali della proposta ed analizzare le possibili conseguenze dell applicazione delle disposizioni relative alla gestione delle congestioni sul mercato elettrico italiano. Il Regolamento Il Regolamento, che entrerà in vigore dal luglio 2004, avrà attuazione diretta nei Paesi Membri, senza cioè bisogno di specifiche leggi di recepimento; sulla sua attuazione devono vigilare le autorità di regolamentazione settoriali, introdotte dalla neoapprovata Direttiva sul mercati unico dell energia. I problemi relativi all accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri rappresentano gravi ostacoli alla costituzione di un effettivo mercato interno dell energia elettrica, che risulta attualmente costituito da regioni aventi proprie peculiarità per quanto riguarda la struttura e la composizione del mercato, le modalità di gestione delle congestioni interne alle aree di controllo dei GST (gestori del sistema di trasmissione) e di assegnazione della capacità di interconnessione; si è avvertita pertanto l esigenza di emanare norme direttamente applicabili affrontando, in particolare, tre aspetti fondamentali dei quali si è lungamente discusso, a partire dal 1998, nel corso dei lavori del Forum europeo sulla regolamentazione dell energia elettrica (Forum di Firenze) istituito dalla Commissione: - le tariffe per l accesso alle reti; - l attribuzione agli operatori della limitata capacità disponibile sulle linee di interconnessione e la connessa esigenza di trasparenza in ordine alle capacità disponibili; - i nuovi interconnettori. Gli Stati membri applicano attualmente sistemi diversi per la fissazione delle tariffe e non esistono regole trasparenti e non discriminatorie relative all assegnazione della capacità di interconnessione agli operatori. La situazione rischia di causare una discriminazione tra gli stessi, creando un serio ostacolo allo sviluppo della concorrenza. Determinazione delle tariffe Il Regolamento, relativamente alle tariffe di vettoriamento internazionale, prevede che: - i GST ricevano una compensazione per i costi sostenuti per effetto del vettoriamento di flussi transfrontalieri di energia elettrica sulla loro rete. Data l impossibilità di calcolare se e in che modo un determinato esportatore/importatore dia luogo a flussi transfrontalieri, il Regolamento prevede che siano i GST ad effettuare periodicamente i versamenti di compensazione. Gli importi sono fissati dalla Commissione, assistita da un comitato consultivo composto da rappresentanti degli Stati membri, secondo i principi enunciati qui di seguito; - i costi sostenuti per il vettoriamento siano calcolati sulla base dei costi medi incrementali prospettici di lungo periodo relativi all infrastruttura utilizzata e in modo tale da tenere conto anche dei vantaggi derivanti dal transito del flusso; - possano essere posti a carico dei produttori e dei consumatori i corrispettivi per l accesso alle reti destinati a compensare i costi effettivi sostenuti per garantirne la sicurezza. È previsto inoltre che gli oneri di rete siano recuperati principalmente mediante pagamenti imposti ai consumatori. La proposta prevede inoltre che la Commissione adotti orientamenti sui principi relativi alla determinazione delle tariffe transfrontaliere per garantire che l applicazione sia coerente attraverso tutta l Unione Europea. Gestione delle congestioni e allocazione della capacità di interconnessione Il Regolamento mira a garantire che la capacità di interconnessione sia attribuita in modo efficiente e non discriminatorio, tenendo conto anche dell obiettivo di garantire la sicurezza della rete. In particolare vengono definiti tre momenti di intervento. - Risulta di fondamentale importanza lo scambio di informazioni tra i GST, in modo che essi conoscano in anticipo i flussi prevedibili sulle loro reti. Il Regolamento promuovere quindi lo scambio di informazioni tra i GST, i quali sono tenuti a pubblicare le norme di pianificazione, di gestione e di sicurezza utilizzate per garantire la trasparenza e a permettere la valutazione delle capacità effettivamente disponibili quotidianamente. numero 57 7

8 - Si prevede che la soluzione delle congestioni avvenga attraverso meccanismi conformi alla logica di mercato, in grado di fornire segnali economici efficienti agli operatori ed ai gestori di rete ed in particolare si individuano alcune linee guida per l utilizzo delle aste esplicite come meccanismo di allocazione della capacità di interconnessione. - Inoltre, conformemente all obiettivo di migliorare la rete esistente, è previsto che i ricavi derivanti dalla gestione delle congestioni siano reinvestiti nella rete a fini di ampliamento della capacità di interconnessione o di riduzione delle tariffe di trasporto nazionali. Nuovi interconnettori Un ultimo elemento che ha caratterizzato il dibattito a livello europeo è quello riguardante la necessità di promuovere gli investimenti privati in nuove infrastrutture. In particolare il Regolamento prevede che i nuovi interconnettori in corrente continua possano essere esentati: - dall obbligo di reinvestire i proventi della assegnazione di capacità; - dall obbligo di accesso alla rete a tariffe regolamentate dall autorità di regolamentazione a condizione che gli stessi siano costruiti da soggetti diversi dai gestori, l esenzione non sia di intralcio allo sviluppo del mercato libero, l ammontare dell investimento sia tale che in assenza dell esenzione non potrebbe essere effettuato e siano comunque imposti dei corrispettivi agli utilizzatori della nuova capacità. L esenzione può essere applicata, in caso di investimenti particolarmente rischiosi, anche alle linee in corrente alternata o al potenziamento delle linee esistenti. Le esenzioni sono concesse dall autorità di regolamentazione (o su loro proposta dall organo competente stabilito dallo stato membro) e devono essere comunicate alla Commissione. Meccanismi di allocazione fondati su criteri di mercato Le disposizioni della proposta di Regolamento lasciano un certo spazio di discrezionalità a ciascun Paese nella scelta tra i possibili metodi per la risoluzione delle congestioni, purché questi ultimi siano tali da fornire ai GST ed ai partecipanti al mercato corretti segnali economici e siano basati su meccanismi di mercato. I meccanismi competitivi per l allocazione della capacità di interconnessione attualmente utilizzati variano considerevolmente da paese e paese e, nell ambito di uno stesso paese, possono variare a seconda della frontiera. Si considerano brevemente qui di seguito le principali caratteristiche di alcune delle soluzioni implementate. - Aste esplicite: la capacità viene messa all asta per durate diverse (annuale, mensile, settimanale, oraria). Le offerte sono accettate partendo dalla più alta e la regola di prezzo generalmente adottata (marginal pricing) prevede che gli assegnatari corrispondano un prezzo pari al livello dell ultima offerta accettata (la più bassa), ovvero dell offerta che satura la linea di interconnessione. Nella procedura sono dunque individuabili due stadi: nel primo l oggetto dell asta, la capacità di interconnessione, viene ripartito tra i partecipanti in base alle loro offerte; nel secondo la capacità viene utilizzata per dare luogo alle transazioni di energia elettrica attraverso contratti bilaterali o meccanismi di borsa. La non contestualità delle due fasi non sempre permette che l acquisizione della capacità segua i segnali di prezzo del mercato spot dell energia. - Aste implicite: la principale differenza tra tale meccanismo ed il precedente consiste nell oggetto dei bid: l allocazione della capacità di interconnessione si basa, in questo caso, sulle offerte per l energia che i generatori presentano nel mercato spot situato all altro estremo dell interconnettore, dove competono con le offerte locali. La capacità è allocata alle offerte più basse fino alla sua completa saturazione. Le aste implicite non richiedono necessariamente l esistenza di una borsa elettrica, anche se normalmente, nei paesi interessati da scambi transfrontalieri che hanno adottato questa soluzione, se ne osserva la presenza quantomeno nell area che importa. - Separazione del mercato: l allocazione si basa sulle offerte dei generatori nei mercati spot dell energia elettrica. In ciascuna area di controllo si determina un prezzo di equilibrio nell ipotesi che tra i paesi non vi sia alcuna interconnessione. La capacità di interconnessione è allocata in modo tale da minimizzare le differenze di prezzo tra le aree in questione. Il prezzo implicito pagato al GST per l accesso alla capacità è pari alla differenza tra i prezzi dei due mercati. Questo sistema, utilizzato dal Nordpool e operante sulla base numero 57 8

9 del mercato spot scandinavo con prezzi regionali, è ugualmente applicabile ad entrambe le frontiere di paesi interessati da uno scambio transfrontaliero che utilizzano borse elettriche. L utilizzo di un meccanismo di borsa per allocare la capacità sulla base delle ultime due modalità descritte fa sì che la domanda (implicita) di capacità ed il contestuale utilizzo siano direttamente collegati ai segnali di prezzo dei mercati spot dell energia (la domanda di capacità di interconnessione ed il suo valore economico saranno tanto maggiori quanto più ampia è la differenza tra i prezzi spot dei due mercati), effetto non così immediato con l asta esplicita, che prevede un primo stadio di assegnazione della capacità ed un secondo stadio di esecuzione delle transazioni. L adozione di tali soluzioni da un lato potrebbe ulteriormente rafforzare il ruolo delle borse elettriche e consentire lo sviluppo di strumenti derivati basati sui prezzi spot, ma dall altro lato potrebbe provocare distorsioni nel caso in cui il disegno del mercato non sia stato ben congegnato. Conseguenze per l Italia Il nuovo regolamento dovrebbe avere due conseguenze per l Italia: quella di introdurre meccanismi competitivi sul prezzo della capacità (che adesso è assegnata gratuitamente) e molto probabilmente l impossibilità di definire prezzi differenziati o comunque canali privilegiati per le imprese interrompibili (che adesso godono di quote riservate) in quanto ciò sarebbe in contrasto con il principio di non discriminazione, a meno di una loro trattazione separata per motivi di sicurezza del sistema. In realtà, il mercato elettrico italiano ha già sperimentato tale approccio durante il periodo Ottobre-Dicembre 2000 sulla base delle disposizioni della Delibera 140/ 00 dell Autorità per l energia elettrica e il gas. L utilizzo del meccanismo d asta esplicita è stato sospeso subito dopo la prima gara (Settembre 2000) e sostituito da un meccanismo pro-quota tuttora vigente (cfr. Newsletter n.53), in conseguenza di una disputa legale insorta tra gli operatori non risultati assegnatari della capacità di interconnessione e l Autorità. La sentenza del giudice amministrativo, confermata dal Consiglio di Stato, sostituendosi nei fatti al regolatore, si è fondata sulla presunta incompatibilità del meccanismo adottato con il rafforzamento della concorrenza, dato che l elevata domanda determina un prezzo di allocazione elevato, facendo sì che il prezzo dell energia elettrica importata uguagli il prezzo nazionale. La stessa posizione è stata ribadita da alcune parti all indomani dell approvazione del Regolamento UE: si teme che l adozione di tali procedure possa comportare per l Italia, interessata presumibilmente per i prossimi anni da flussi unidirezionali di importazione, un notevole aggravio di costi. L Italia ha così chiesto e ottenuto, nell ambito di una riunione straordinaria del Coreper, l inserimento di una dichiarazione a latere del Regolamento in cui si manifestano perplessità sugli effetti delle disposizioni sui costi per l energia e la competitività delle imprese nazionali. Al contrario di quanto potrebbe sembrare, la presenza di un pagamento per la capacità di interconnessione, legato al grado di congestione della rete, non necessariamente comporterà un aumento del prezzo dell energia elettrica in Italia, ma anzi il contrario. Ciò per tre motivi. - Innanzitutto il pagamento per la capacità da parte degli importatori a favore del gestore del mercato non implica un aumento di prezzo ma la ridistribuzione della rendita derivante dal differenziale di costo tra l Italia ed i paesi esteri, attualmente suddivisa tra l importatore italiano e l esportatore estero: tale rendita, che dovrà essere riutilizzata o per potenziare la rete o per ridurre i costi totali di trasporto, consente di ripartire i guadagni delle importazioni sulla collettività e contribuisce alla riduzione dei prezzi nel lungo periodo, dotando il gestore di capitali per investimenti in nuove reti. - Non solo, l introduzione di un pagamento per la capacità non si concretizza solo in una riduzione del risparmio dell importatore ma riduce, in tutto o in parte, anche la rendita dell esportatore, proporzionalmente al potere contrattuale delle parti, dato il vincolo per cui l importazione risulta conveniente solo se il prezzo complessivo rimane inferiore a quello di riferimento in Italia. - Infine il meccanismo di asta consente di introdurre efficienza allocativa, assegnando la capacità a coloro che sono disposti a pagarla di più, ossia coloro che la usando in maniera o più efficiente o coloro che hanno un potere contrattuale maggiore nei confronti numero 57 9

10 dell esportatore estero e riescono quindi ad ottenere un prezzo inferiore per l energia. Oltre alla questione interrompibili, un problema potrebbe essere rappresentato dal fatto che non tutti i paesi confinanti con l Italia appartengono all Unione Europea. Se il legislatore italiano dovesse prevedere di non applicare il regolamento alle frontiere svizzere e slovene, i vantaggi derivanti dall unificazione dei meccanismi a livello europeo potrebbe essere vanificato dalla presenza in Italia di meccanismi diversi su diverse frontiere, con effetti distorsivi per il mercato italiano. Nel caso della Svizzera l allocazione avviene adesso in maniera congiunta con la capacità disponibile alla frontiera francese, vista l alta interconnessione delle reti dei tre paesi. Un meccanismo diversificato per le due frontiere potrebbe tradursi in una perdita di efficienza e quindi in una riduzione della capacità totale di importazione, con effetti negativi per tutto il sistema. Sarebbe quindi auspicabile che dal luglio 2004 meccanismi di mercato venissero introdotti relativamente a tutte le frontiere italiane. 1 L Italia ha richiesto ed ottenuto, nell ambito di una riunione straordinaria del Coreper, l inserimento di una dichiarazione a latere del Regolamento in cui si manifestano perplessità sugli effetti delle disposizioni sui costi per l energia e la competitività delle imprese nazionali. 2 Imprese aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo o un totale di bilancio non superiore a 10 milioni di euro. 3 È considerato mercato emergente uno Stato membro in cui la prima fornitura commerciale del primo contratto di fornitura a lungo termine di gas naturale è stata effettuata da non oltre dieci anni (art.1, Direttiva 2003/ /CE). numero 57 10

11 STOVE: il regime transitorio per il mercato elettrico Il documento di consultazione diffuso il 4 giugno dall AEEG sembra mettere la parola fine al dibattito che ha accompagnato l avvio di un regime transitorio di mercato per il secondo semestre del La necessità dell intervento è stata determinata dalla conclusa vendita delle gencos dell Enel e dalle conseguenti tensioni che ciò ha generato sulle modalità di selezione degli impianti destinati a fornire il mercato vincolato e i servizi di dispacciamento. L intervenuta pluralità di soggetti sul mercato e la volontà di fornire un segnale di rapida evoluzione verso meccanismi concorrenziali da parte del MAP si sono però scontrati con la realtà regolatoria ed operativa del settore e gli oggettivi problemi legati all introduzione di sostanziali cambiamenti in corso d anno. Questo insieme di fattori ha portato a dichiarare l impossibilità di apportare sostanziali modifiche ai meccanismi di gestione della produzione. La velleità di promuovere comunque un confronto concorrenziale all interno delle attuali metodologie e la volontà di concedere alcune modifiche regolatorie, si sono però tradotte in una proposta che persegue obiettivi conflittuali, evidenzia i rischi che il mantenimento dell attuale assetto del mercato comporta e manca di incidere sugli scarsi spazi di manovra ancora aperti. Le proposte del documento di consultazione dell AEEG Obiettivi perseguiti - Garantire la sicurezza del sistema - Promuovere forme di concorrenza - Rimuovere ingiustificate posizioni di rendita - Assicurare la trasparenza - Mantenere l indifferenza economica sui clienti finali al fine di non alterare le condizioni economiche fondamentali per i servizi resi al mercato libero e vincolato Struttura del meccanismo Lo STOVE (Sistema Transitorio di Offerte di Vendita dell Energia elettrica) si basa sulle attuali modalità operative predisposte da Enel per determinare i programmi di produzione a copertura del fabbisogno dei clienti vincolati congiuntamente ai servizi di dispacciamento di responsabilità del GRTN. A tal fine l AEEG sottolinea come la procedura congiunta sia resa necessaria da un insieme di fattori: - gli impianti che forniscono entrambi i servizi coincidono e corrispondono sostanzialmente agli impianti soggetti al regime degli stranded costs; - i modelli di previsione della domanda riguardano la domanda complessiva e non consentono di definire con precisione quale parte di questa corrisponda al fabbisogno del mercato vincolato; - gli strumenti di calcolo utilizzati non consentono la programmazione in sequenza delle fonti di produzione in modo da determinare gli impianti destinati ad affrontare le eventuali esigenze di bilanciamento del sistema. Soggetti ammessi al meccanismo Il meccanismo di programmazione della produzione oggi utilizzato consente di determinare il dispacciamento ottimo dei soli impianti termoelettrici di potenza superiore a 10 MVA collegati alla rete di trasmissione, tenendo conto dei vincoli di rete e dei vincoli dinamici degli impianti, sulla base di un unico valore di costo medio variabile per gruppo. Per questi limiti strutturali il meccanismo di selezione delle offerte è differenziato per: - offerte di tipo termoelettrico, che vengono selezionate col programma sopra descritto - offerte di tipo idroelettrico non di pompaggio, che hanno dispacciamento passante sulla base dei programmi comunicati dalle società proprietarie - offerte di tipo idroelettrico di pompaggio, che hanno dispacciamento passante sulla base dei programmi definiti direttamente dal GRTN, che ne è responsabile Al meccanismo di selezione delle offerte termoelettriche saranno quindi ammessi i soli impianti con le caratteristiche sopra indicate su base: - obbligatoria per gli impianti ammessi al meccanismo degli stranded costs; - facoltativa per gli altri impianti. numero 57 11

12 Inoltre, data la determinazione congiunta dei programmi di produzione e degli impianti destinati a fornire la riserva, si propone un ulteriore condizione per cui le società che hanno facoltà di partecipazione devono possedere unità di produzione in grado di fornire servizi di riserva secondaria e terziaria almeno nel 50% dei casi. Gestione del meccanismo Il meccanismo sarà gestito attraverso un non meglio precisato coordinamento tra il GRTN ed Enel che dovranno definirne le procedure, tra cui le modalità di funzionamento del comitato di gestione in cui saranno rappresentate tutte le imprese partecipanti. Modalità di offerta I soggetti partecipanti allo STOVE dovranno fornire tutta la potenza disponibile degli impianti offerti, al netto dell eventuale potenza impegnata in contratti bilaterali sul mercato libero. L offerta dovrà indicare: - consumi specifici - mix di combustibili - costi unitari di ciascun combustibile - potenza disponibile non si fa riferimento né alla necessità di fornire ulteriori informazioni sulle caratteristiche dinamiche degli impianti (tempi e costi di start up e shut down, rampe di carico), né alla frequenza con cui i dati indicati dovranno essere trasmessi e aggiornati. Determinazione dei programmi di produzione Sulla base delle offerte presentate dai produttori, il programma di dispacciamento verrà determinato a partire dalla previsione del fabbisogno di sistema, opportunamente nettato di: - programmi netti di scambio con l estero; - produzione degli impianti CIP6; - produzione di autoproduttori, imprese elettriche degli enti locali e fonti rinnovabili e assimilate, per le destinazioni previste alla legge 9 gennaio 1991 n.9 - produzione delle imprese sia produttrici che distributrici per l energia ceduta direttamente e destinata al vincolato; - produzione destinata al mercato libero sulla base di contratti bilaterali; - produzione idroelettrica, da pompaggio e geotermoelettrica non compresa nelle categorie precedenti. Modifiche ai programmi in tempo reale Per il bilancimento in tempo reale del sistema il GRTN selezionerà le risorse nel seguente ordine: - prioritariamente gli impianti ammessi al meccanismo degli stranded costs; - successivamente le altre risorse termoelettriche e idroelettriche ammesse allo STOVE; - nel caso in cui necessitassero ulteriori risorse, tutti gli altri impianti di produzione sul territorio nazionale. Remunerazione L energia elettrica prodotta nel rispetto del programma e degli ordini di bilanciamento del GRTN sarà remunerata a PGt, al netto dell energia destinata agli impianti di pompaggio che dovrà essere remunerata sulla base di contratti bilaterali. Al fine di garantire una maggiore rispondenza tra il prezzo all ingrosso riconosciuto ai produttori e le effettive condizioni di domanda ed i costi per il suo soddisfacimento, viene inoltre proposta una revisione della definizione delle fasce orarie ai soli fini della remunerazione della produzione. Non viene precisato come questo intervento si coordinerà con le tariffe pagate dai clienti finali, indicando solamente che ciò non dovrà comportare aggravi per questi. Gli oneri per l energia dispacciata attraverso lo STOVE e destinata la mercato vincolato saranno sostenuti da Enel, mentre quelli relativi all energia destinata al bilanciamento e allo scambio saranno sostenuti dal GRTN. Si propone inoltre che il corrispettivo per i soggetti titolari dello scambio, che presentino un saldo positivo, sia posto uguale alla remunerazione delle eccedenze nelle ore piene (Ct), mentre oggi è differenziato tra ore piene (Ct) e vuote (92% Ct). Per quanto concerne il servizio di riserva è prevista l introduzione di un corrispettivo, prima assente, per la capacità resa disponibile dagli impianti. Per non incentivare comportamenti distorsivi tale corrispettivo numero 57 12

13 verrebbe pagato solamente nel caso l impianto rispetti i programmi di produzione e gli ordini di bilanciamento del GRTN. Come metodo di calcolo della capacità di riserva si propone il confronto a consuntivo tra la producibilità e l energia effettivamente immessa in rete dalle unità di produzione dotate dei necessari strumenti di regolazione. La riserva a salire risulta pari alla differenza tra producibilità massima e produzione effettiva, mentre quella a scendere è pari alla differenza tra la produzione effettiva e la producibilità minima. Il calcolo dei corrispettivi verrà basato sulle fasce orarie, per differenziare il valore relativo della riserva a salire e a scendere a seconda del livello di fabbisogno, e sarà determinato sulla base del rapporto tra il gettito disponibile e la capacità calcolata. Il gettito corrisponde alle tariffe rf, bf e bh, al netto della parte utilizzata dal GRTN per remunerare l energia elettrica destinata allo STOVE, gli ordini di bilanciamento a soggetti non partecipanti allo STOVE e la differenza tra le perdite effettive e le perdite convenzionali dell anno precedente. Si propone inoltre che anche gli impianti che forniscono il servizio di riserva paghino i corrispettivi bf o bh sull energia da essi prodotta a differenza dell esenzione prevista in precedenza. I tempi di pagamento dei servizi forniti allo STOVE saranno su base mensile, a titolo di acconto, per la componente di costo variabile riconosciuta ai produttori, e trimestrali per le somme a gonguaglio (dato che il GRTN incassa i corrispettivi per lo scambio con cadenza trimestrale), mentre non è indicata la scadenza per i corrispettivi di capacità di riserva. Limiti e problemi del meccanismo proposto Il documento di consultazione mette in luce tutte le problematiche che oggi interessano i meccanismi di gestione del sistema italiano e, nonostante le buone intenzioni in esso dichiarate, evidenzia come l attuale situazione regolatoria e organizzativa del settore renda difficilmente realizzabili obiettivi di concorrenza e trasparenza, che contrastano con il mantenimento delle modalità di fornitura sinora utilizzate. A questo va aggiunto il fatto che i pochi tentativi di introdurre modifiche all attuale disciplina si traducono in interventi di dubbia efficacia, mentre le opportunità per contenere gli oggettivi problemi che il regime transitorio pone non sono state adeguatamente sfruttate. Di seguito si propongono le principali contraddizioni e limiti riscontrabili nel documento di consultazione dell AEEG sull istituzione dello STOVE. Gestione del sistema Un primo conflitto tra obiettivi e meccanismo proposto si evidenzia nelle modalità di gestione del sistema, che vedono un ruolo rilevante da parte dell Enel e non appaiono garantire la trasparenza e l eliminazione delle potenziali discriminazioni che l AEEG intende perseguire. Nel documento di consultazione si dichiara che gli strumenti di programmazione della produzione non consentono di separare di fatto le funzioni di Enel, quale responsabile della fornitura del mercato vincolato, e del GRTN, quale responsabile della sicurezza del sistema e dei servizi di dispacciamento. Si dichiara inoltre che sin dal 2000 la gestione della produzione è stata delegata ad un accordo tra Enel e le sue gencos (il cosiddetto TEM) e gestita dalla prima. Alla luce di ciò, le condizioni regolatorie del 2003 e i brevi tempi di intervento richiederebbero di predisporre un meccanismo che consenta la partecipazione di una platea più allargata di produttori, ma replicando i metodi gestionali sinora utilizzati. Il risultato è un meccanismo gestito congiuntamente da Enel e GRTN, nel quale non vengono meglio precisate le funzioni della prima e quelle del secondo. Sembra quindi concreto il rischio che per il regime transitorio Enel divenga di fatto l operatore di mercato, aggravando un quadro in cui già si esprimevano riserve sul fatto che questo ruolo venisse ricoperto pro tempore dal GRTN. A tale proposito viene da chiedersi se non fosse stato più coerente e trasparente investire il solo GRTN delle funzioni di programmatore e dispacciatore della produzione, attribuendo ad Enel un ruolo del tutto analogo a quello delle altre società che partecipano al meccanismo all interno del comitato di gestione. Il compito di garantire la fornitura del mercato vincolato, affidato ad Enel sino all eventuale entrata in operatività dell Acquirente Unico, è altra cosa dal compito di programmazione della produzione e quindi non si comprende la necessità di mantenere un ruolo attivo di Enel in questo ambito, contravvenendo peraltro alle disposizioni legislative sull indipendenza del gestore di sistema previste dalla direttiva 92/96 CE e dal decreto legislativo 79/99. Ciò genera inoltre giustificati timori numero 57 13

14 da parte delle altre società di generazione, che potrebbero essere tenute a fornire al principale concorrente informazioni dettagliate sulle caratteristiche dei propri impianti e sulle caratteristiche e prezzi dei propri approvvigionamenti di combustibile. Meccanismo di offerta Un secondo conflitto tra obiettivi è rappresentato dalla volontà di promuovere un confronto concorrenziale e mantenere al contempo inalterati gli effetti sui clienti finali e quindi i prezzi. Ciò infatti non incentiva dichiarazioni veritiere di costo ed è causa di potenziali inefficienze. I proprietari degli impianti dovrebbero comunicare i propri costi variabili di produzione, per far si che vengano dispacciati gli impianti più economici, ma il prezzo loro corrisposto rimarrebbe pari al PG. Il serio rischio che questo meccanismo comporta è che le dichiarazioni di costo vengano manipolate e che l efficienza e non discriminazione ricercate non vengano raggiunte. Un impianto efficiente, con costi medi variabili inferiori al Ct, avrebbe infatti interesse a dichiarare un costo pari a 0 per potersi garantire il dispacciamento e margini di profitto in tutte le ore. Questo comporterebbe offerte al ribasso in grado di alterare il merit order degli impianti di base. Un impianto meno efficiente, d altro canto, avrebbe interesse a dichiarare costi bassi nelle ore piene, in cui i margini sono elevati per chiunque, e costi alti nelle ore vuote, per evitare di essere dispacciato in ore in cui sosterrebbe una perdita netta. Il risultato di questi incentivi potrebbe quindi portare a dichiarazioni strategiche in grado di alterare il reale merit order degli impianti, fenomeno che potrebbe risultare più o meno accentuato a seconda della frequenza con cui vengono trasmesse le informazioni di costo. La soluzione prospettata da alcuni produttori consiste nell utilizzo di costi standard in luogo delle dichiarazione dei costi effettivi di produzione. In questo modo si eviterebbero eventuali comportamenti strategici e si supererebbe il problema legato all obbligo di fornire informazioni commercialmente sensibili sui propri impianti, ma verrebbe meno l obiettivo di promuovere l utilizzo delle risorse più economiche e potrebbero insorgere problemi di dispacciamento dovuti alla presenza di più gruppi di generazione con caratteristiche standard coincidenti. Il problema risulta quindi insormontabile e connaturato al conflitto di fondo tra ricerca di efficienza e mantenimento di metodi tariffari inefficienti. Revisione delle fasce orarie I problemi sopra analizzati si ripropongono nella misura che intende modificare l attribuzione delle fasce orarie, per poter superare i problemi legati alla mancata correlazione tra livello di domanda e corrispondente costo di fornitura. Anche in questo caso l intervento proposto appare velleitario in quanto i problemi sono connaturati alle modalità con le quali viene definito il prezzo regolato all ingrosso. Il PG è strutturalmente inidoneo a rappresentare il valore dell energia prodotta in un determinato intervallo temporale. Il meccanismo del PG è infatti basato su un indicatore del costo medio variabile di produzione, il Ct, e un corrispettivo a copertura dei costi fissi, differenziato per fasce orarie. Ciò garantisce, sull arco di un anno, che gli impianti ricevano dei corrispettivi sufficienti a coprire i propri costi e remunerare il capitale investito. È però inevitabile che in un ora in cui l energia viene remunerata a Ct vi possa essere un impianto che non copre i propri costi, dato che il Ct è inteso come costo medio di generazione del parco e di conseguenza i costi di alcuni gruppi di collocheranno al di sopra di esso e i costi di altri al di sotto. È altrettanto vero, d altro canto, che l impianto eventualmente penalizzato riceverà un prezzo più che sufficiente a coprire i propri costi complessivi nelle ore di alto carico. Un adeguamento del PG richiederebbe inoltre una revisione più ampia di quella proposta, dato che oltre alle fasce orarie anche i corrispettivi a copertura dei costi fissi e le modalità di calcolo del Ct non risultano più rappresentative, per i cambiamenti registrati nell efficienza media del parco e nel mix di combustibili. Ai limiti oggettivi richiamati sopra si aggiunge il fatto che l intervento dovrebbe interessare solo il lato offerta, creando un asimmetria con la domanda difficilmente giustificabile e conciliabile con l obiettivo di non comportare aggravi per i clienti finali. Se infatti la definizione delle fasce mutasse nella direzione indicata dall AEEG, il risultato sarebbe quello di avere un incremento della produzione allocata alle fasce di alto carico e un decremento di quella allocata alle fasce di basso carico. In tale caso non si capisce da dove deriverebbero le risorse necessarie a pagare le maggiori numero 57 14

15 remunerazioni che ne conseguirebbero, a meno di una ridefinizione delle modalità di calcolo delle componenti del PG stesso. Alla luce di queste considerazioni risulta forse opportuno accelerare l introduzione di una vera borsa e demandare a quel momento l adeguamento dei prezzi, evitando di modificare meccanismi di per se incoerenti. Gestione in tempo reale Un altro binomio difficilmente conciliabile è costituito dal confronto concorrenziale per la riduzione dei costi e la presenza degli impianti stranded. Dato il fatto che a questi ultimi viene garantito un certo livello di ricavi, si manifesta infatti l esigenza di utilizzare la loro produzione che, fino al raggiungimento di un certo livello è praticamente pagata ex ante. Forse anche in ragione di ciò si prevede che il GRTN, nella gestione in tempo reale del sistema, debba chiamare prioritariamente gli impianti stranded a modificare i propri programmi di produzione. Ancora una volta si manifesta una situazione di allontanamento dal criterio del merit order, che dovrebbe informare il meccanismo proposto dall Autorità, e questo per l oggettiva incidenza di condizioni regolatorie presenti in vigenza del regime transitorio. Remunerazione della capacità di riserva Un ulteriore intervento che presenta evidenti contraddizioni tra mezzi e fini è dato dalla proposta di un nuovo meccanismo di remunerazione della riserva, che valorizzi la capacità resa disponibile dai produttori per questo servizio. Anche in questo caso il principio dell intervento sarebbe corretto, ma la sua implementazione si scontra con i vincoli imposti dalla regolazione, dai meccanismi di gestione e dall impossibilità di modificare la struttura del sistema tariffario. Innanzitutto il metodo di calcolo del livello di riserva presenta diverse debolezze. Desumere la capacità di riserva dalla differenza tra producibilità ed energia immessa in rete non remunererebbe i produttori che hanno ricevuto ordini di bilanciamento e quindi di fatto hanno fornito energia oltre che disponibilità di riserva. L utilizzo della producibilità massima e minima come indicatori per la riserva non corrisponde alle effettive possibilità di modulazione dell impianto, quindi non verrebbe riconosciuta la diversa qualità del servizio offerto e comunque la quantità verrebbe sovrastimata. Per quanto riguarda la remunerazione, inoltre, si scontrano ancora una volta la necessità di mantenere invariato il gettito da parte dei clienti finali e la volontà di remunerare adeguatamente il servizio offerto. Il prezzo pagato sarebbe infatti pari al rapporto tra la capacità disponibile e il gettito delle componenti rf, bf, bh, al netto della parte utilizzata dal GRTN. I corrispettivi risultanti non avrebbero quindi nessuna corrispondenza con il costo effettivo del servizio e la loro stessa esistenza porrebbe un ulteriore questione: se dalle componenti sopra indicate si possono ricavare le risorse per pagare un servizio prima non remunerato, a cosa veniva destinato tale gettito in precedenza? Forse una parziale risposta può essere desunta dalla proposta di far pagare le componenti anche agli impianti utilizzati per la riserva. Ciò consentirebbe di ottenere risorse aggiuntive per la remunerazione di chi offre effettivamente il servizio e risulterebbe assolutamente appropriato nel caso della componente bh, in quanto chi offre riserva deve a maggior ragione essere penalizzato in caso di sbilanciamento. Non si comprende però il motivo per cui non venga indicata esplicitamente la possibilità di remunerare la capacità di riserva con l intero gettito della componente rf, che sembra invece destinata ad essere ripartita su tutta l energia prodotta, come in precedenza. Conclusioni In sintesi, si può concludere che le attuali condizioni di funzionamento del mercato elettrico non consentono di affrontare adeguatamente le tematiche e gli obiettivi richiamati nel documento dell AEEG. Gli spazi di intervento per l anno in corso risultano ormai esauriti e, più che introdurre modifiche inadeguate e di facciata, si dovrebbe ammettere che per il prossimo semestre non si potrà modificare nulla e sarà solamente necessario pervenire ad un accordo tra GRTN e produttori per potere gestire le contingenze. Senza indugiare troppo sulla necessità di cambiamenti graduali, che nel nostro paese si traducono spesso in immobilismo, bisognerebbe invece accelerare il dibattito sull introduzione di un vero meccanismo di borsa, la cui urgenza e necessità risultano quanto mai evidenti. numero 57 15

16 ANDAMENTO DEL MERCATO Le aste spot per l import Nonostante oramai da due anni l Autorità suggerisca al GRTN di prevedere meccanismi concorrenziali per l allocazione e lo scambio di quote di capacità di interconnessione con l estero per periodi inferiori all anno, finalizzati a massimizzare l utilizzo della capacità stessa, continua ancora il vecchio meccanismo delle aste spot mensili, meccanismo tutt altro che trasparente e i cui risultati recenti hanno lasciato perplessi molti operatori. Le aste spot Le cosiddette aste spot sono state bandite dal GRTN a partire dal 2000, con la previsione che l energia acquistata dovesse essere utilizzata dagli assegnatari solamente ai fini di riconciliazione nell ambito dei contratti di vettoriamento internazionali. L articolo 8 della Delibera 219/00, che regolava l assegnazione della capacità di importazione per il 2001, disponeva che il GRTN avesse facoltà di acquistare energia elettrica all estero sfruttando la capacità di importazione non assegnata o non utilizzata, a prezzi inferiori al Ct, con la possibilità di assegnare tale energia ai clienti liberi in base a procedure trasparenti e concorrenziali, legittimando le aste spot mensili. La Delibera sull assegnazione della capacità di importazione dell Autorità dell anno successivo (Delibera 301/01), relativa all anno 2002, lasciava al GRTN la possibilità di acquistare energia all estero (sempre a prezzi inferiori al Ct), senza però specificarne la destinazione, visto che non citava la possibilità di rivendere tale energia. La aste spot sono però continuate, mentre non è mai stato realizzato il mercato secondario della capacità previsto. Anche la Delibera sull import per il 2003 (190/02 modificata dalla 200/02) prevede un meccanismo di assegnazione delle capacità residue, non utilizzate o rivendute dagli assegnatari al GRTN su base mensile, settimanale o giornaliera, meccanismo ancora non realizzato dal GRTN, mentre nulla dice circa la possibilità per il GRTN di acquistare energia all estero. In effetti tale meccanismo dovrebbe essere in grado allocare giornalmente tutta la capacità disponibile, il che dovrebbe di conseguenza escludere la possibilità di capacità residua utilizzabile dal GRTN. Il gestore anche per il 2003 continua però a bandire aste spot mensili A ciò fa eccezione la frontiera con la Francia, per la quale la Delibera 167/02 ha limitato la disponibilità del GRTN al 50% della capacità residuale, imponendo per il rimanente un meccanismo di allocazione giornaliera. Anche in questo caso però il GRTN non rende note le modalità delle attività svolte secondo tale previsione. Le aste spot si svolgono in maniera non del tutto trasparente. Solitamente a fine mese il GRTN emette un bando richiedendo agli operatori interessati di presentare offerte per l energia elettrica che potrebbe rendersi disponibile per il mese successivo, senza specificare la quantità disponibile (nemmeno una sua stima) ma anzi sottolineando che quantità e profilo dell energia venduta non sono assicurati dal GRTN per tutto il periodo. L offerta presentata dagli operatori deve specificare l ammontare di energia richiesto complessivamente per il mese successivo ed il prezzo offerto per ogni kwh. Il GRTN dichiara vincitrici le offerte che hanno presentato il prezzo più alto fino ad esaurimento della disponibilità, ed in caso di offerte con lo stesso prezzo assegna le quantità disponibili pro quota fra le stesse. I risultati vengono pubblicati in genere con molto ritardo e riportano quantità e prezzi medi delle offerte ricevute e di quelle soddisfatte, mantenendo l anonimato. I risultati delle aste Storicamente i quantitativi assegnati dal GRTN sulle aste spot sono risultati notevolmente inferiori rispetto alle richieste, denotando una scarsità di offerta rispetto alle richieste (cfr. grafico 1.). La quantità mediamente richiesta nel periodo settembre 2000 maggio 2003 è di poco più di 394 GWh, ma con punte di più di 800 GWh nella primavera appena terminata. La quantità assegnata è notevolmente inferiore, mediamente pari a 91 GWh (30% delle richieste). Ugualmente in media hanno presentato offerte 25 operatori, ma solo 6 sono numero 57 16

17 Sep-00 Nov-00 Jan-01 Mar-01 May-01 Grafico 1 - Le quantità dell'energia spot 900, , , , , , , , , Jul-01 Sep-01 Nov-01 Jan-02 Mar-02 N.Off.ricevute (asse secondario) N.Off.soddisfatte (asse secondario) MWh richiesti MWh acquistati Fonte: GRTN May-02 Jul-02 Sep-02 Nov-02 Jan-03 Mar-03 May-03 stati soddisfatti (molte volte parzialmente). I valori medi subiscono però scostamenti notevoli nei singoli mesi. La scarsità registrata dovrebbe normalmente spingere i prezzi delle offerte in alto, con un tetto implicito dato dal prezzo dell energia nazionale, superato il quale l acquisto di energia di importazione non risulta più conveniente. La valutazione dei risultati di prezzo è però difficile data la mancanza di informazioni del profilo con cui viene assegnata l energia, sia in fase di bando che in fase di comunicazione dei risultati. Ugualmente risulta probabilmente difficile anche la previsione di prezzo da inserire nelle offerte per gli operatori, che si trovano a concorrere per un bene dalle caratteristiche non note. In ogni caso il prezzo di riferimento per i partecipanti alle aste è senza dubbio il prezzo dell energia elettrica in Italia. In particolare, a partire dal 2002, quando con la Delibera 317/01, modificata dalla 36/02, è stata definita la disciplina provvisoria del dispacciamento, il prezzo massimo è senz altro rappresentato dal PGn, ossia il prezzo che viene pagato al GRTN se si preleva energia dalla rete senza che una controparte contrattuale abbia effettuato una pari immissione 1. Poiché il PGn è differenziato per fascia oraria, mentre le offerte al GRTN vanno fatte per un prezzo unico valido per tutto il periodo, è ipotizzabile che il prezzo massimo per gli operatori sia dato da prezzo di riferimento per una assegnazione in banda piatta, dato dalla media del PGn ponderata per il numero di ore corrispondenti ad ogni fascia nel mese. Inoltre a tale prezzo, a partire dal 1 aprile 2003 e grazie alle previsioni della Delibera 27/ 03, andrebbe aggiunta anche la componente VE, che però è difficilmente quantificabile ex ante, in quanto definita in base all ammontare del saldo aggregato del mercato libero. Il grafico 2 mette a confronto i valori dei prezzi medi massimi e minimi con i valori del PGn medio. Come si nota l andamento del prezzo medio offerto riflette l andamento del PGn, confermando la nostra ipotesi che gli operatori partecipino all asta presupponendo una assegnazione in banda piatta. Lo sconto mediamente richiesto dagli operatori è del 9%. L andamento del prezzo medio delle offerte accettate è però leggermente diverso: in media l energia elettrica importata dal GRTN nel periodo febbraio 2002 maggio 2003 costa l 1.52% in meno di quella prelevata dalla rete ma in alcuni casi il prezzo supera il PGn medio. Ciò è in effetti accaduto molto raramente, nell aprile 2002 (con un prezzo medio superiore del 6.35% al PGn), nel dicembre 2002 (prezzo medio superiore dell 1.23% al PGn) e nell ultima assegnazione del maggio 2003 (prezzo medio superiore del 6.76% al PGn) 2. Inoltre, mentre nei primi due casi il prezzo minimo di assegnazione è comunque inferiore al PGn, nell ultima assegnazione anche il prezzo minimo è superiore 3. numero 57 17

18 70.00 Grafico 2 - I prezzi dell'energia spot (Euro/MWh) Jan-02 Feb-02 Mar-02 Apr-02 May-02 Jun-02 Jul-02 Aug-02 Sep-02 Oct-02 Nov-02 Dec-02 Jan-03 Feb-03 Prezzo medio di vendita Prezzo medio offerto PGn medio Fonte: elaborazioni su dati GRTN e AEEG Mar-03 Apr-03 May-03 Prezzi di assegnazione superiori al PGn medio sono razionali solamente nel caso in cui il GRTN abbia assegnato l energia non in banda piatta ma in modulazione, per cui il prezzo di riferimento aumenta, fatto di cui ovviamente gli operatori devono essere a conoscenza in fase di presentazione delle offerte (ricordando che nelle offerte il prezzo non è differenziato per fascia). Ma la rispondenza dei prezzi medi offerti con l andamento del PGn porta ad escludere tale ipotesi. Rimane quindi una forte perplessità su questi risultati, ed in generale sul livello di trasparenze delle aste spot, che possono essere spiegati o attraverso comportamenti irrazionali dei partecipanti o attraverso asimmetrie informative tra gli operatori. Sicuramente più efficiente sarebbe l implementazione dei meccanismi di assegnazione della capacità di interconnessione residuale proposti dall Autorità, che di massimizzare lo sfruttamento della capacità di importazione senza lasciare al GRTN un ruolo di importatore che non gli compete. 1 A partire dal 2002 l energia elettrica acquistata sulle aste spot è riferibile ai contratti di scambio e non è più quindi utilizzabile ai soli fini di riconciliazione. 2 Nel gennaio 2002 la disciplina del dispacciamento non era ancora definita chiaramente, e quindi tale dato può essere falsato da una asimmetria regolatoria (la 36/02 è stata pubblicata a marzo 2002 ma è entrata in vigore dal 1 gennaio). 3 Rispettivamente, +8% nell aprile 2002, +0.4% nel dicembre 2002, -5% nel maggio numero 57 18

19 MERGERS & ACQUISITIONS M&A in Europa L Eni, già in possesso di una quota pari al 16,67% nel giacimento kazako di Kashagan, ha annunciato di voler esercitare il diritto di prelazione sulle due quote dell 8,33% del consorzio Agip Kco che BG vorrebbe cedere ai cinesi della Cnooc e della Sinopec. Anche Shell, ExxonMobil e Total sono intenzionati ad optare per questa scelta al fine di mantenere inalterato l equilibrio all interno del consorzio, nel quale sono detentori di una quota di partecipazione identica a quella dell Eni. *** EnBW ha aderito al nodo di scambio del gas tedesco, Hubco, che coordina il transito e le transazioni del gas proveniente da Olanda, Norvegia e Russia tra le compagnie aderenti (tra cui Ruhrgas, Shell, Statoil, Total, Beb e Vng). *** Sul modello di Hera, multiutility emiliana nata dalla fusione per incorporazione di 11 aziende di servizi pubblici locali e che coinvolge circa 140 comuni, in Veneto si lavora ad un progetto di integrazione societaria e gestionale che coinvolga il maggior numero possibile di operatori. Dallo studio di fattibilità del progetto emerge un quadro che, nell ipotesi di coinvolgimento nell operazione di tutti gli operatori presenti nella Regione 1, vedrebbe l entità nascente posizionarsi in testa alle multiutility nazionali per fatturato 2 ; il valore stimato della produzione nei servizi gas, servizio idrico integrato, energia elettrica ed igiene ambientale a livello regionale è pari a 4.2 miliardi di euro, corrispondente all 8.8% del valore complessivo nazionale. L iniziativa della creazione di un unica multiutility, che ha suscitato perplessità negli enti locali, è stata accolta favorevolmente dalle società di maggiori dimensioni, disponibili al dialogo anche per poter individuare, in caso di fallimento del progetto, soluzioni alternative al fine di sviluppare la competitività a livello nazionale. *** Burkhard Bergmann, presidente di Ruhrgas e consigliere di amministrazione di Gazprom, ha annunciato l incremento della quota di partecipazione di Ruhrgas, società del gruppo tedesco E.ON, nel capitale del gigante russo del gas. La quota azionaria in Gazprom, già portata nelle scorse settimane dal 5.7 al 6.5%, sarà presto aumentata fino al 10%. Obiettivo di Ruhrgas è sfruttare le opportunità di sviluppo offerte dalla Russia, incluso lo sviluppo di progetti upstream al fine di salvaguardare gli approvvigionamenti di gas di lungo termine minimizzando i rischi e assicurando forniture sicure e a buon mercato. *** L acquisto del 50% di Fenosa Gas da parte dell Eni, autorizzato dalla Commissione Europea con la procedura semplificata, attende ora l approvazione delle autorità spagnole. Gli introiti derivanti dall operazione, che prevede la sottoscrizione da parte dell Eni di un aumento di capitale di Uniòn Fenosa Gas per un importo di 440 milioni di euro, verranno utilizzati dalla società spagnola per ridurre il debito, risultante pari a 7.4 miliardi di euro alla fine dello scorso anno. *** La trattativa conclusa tra Gaz de France ed Italcogim ha permesso a Gdf di rilevare le società del gruppo italiano che gestiscono la rete di distribuzione e la vendita di gas, cioè Italcogim Spa, Italcogim Reti ed Italcogim Vendite 3 (circa il 40% della struttura societaria di Italcogim). Italcogim, il primo operatore nazionale a capitale interamente privato, conta oltre 500,000 clienti in più di 250 comuni in concessione e dispone di una rete di 9,000 km di cui 2,000 in fase di posa. Gaz de France è presente nel nostro Paese con Arcalgas Progetti (140,000 clienti nell Italia del nord) oltre che con Cofatech Servizi nella gestione calore, servizi integrati. *** Grazie all accordo sottoscritto per l acquisto da Endesa del 100% di Made Tecnologìas Renovables, società produttrice di aerogeneratori, Gamesa diviene il terzo gruppo eolico internazionale, dopo la danese Vestas e la tedesca Enercom, con una quota di mercato del 60% in Spagna e del 15% a livello mondiale. L operazione, del valore di 120 milioni di numero 57 19

20 euro, si iscrive per Endesa nell ambito del programma di riduzione del debito attraverso la cessione di asset non strategici, mentre riveste per Gamesa una valenza strategica: la società spera infatti di poter sfruttare la presenza di Endesa in Paesi come Italia, Francia, Brasile e Cile per espandersi ulteriormente all estero. *** A giorni dovrebbe essere ufficializzata la cessione alla svizzera Egl del 49% detenuto dalla MF-Energy, joint-venture paritetica tra MPE (Merloni Progetto Energia) e Foster Wheeler Italiana, nella Sef- Enipower Ferrara (Servizi energetici Ferrara prima dell ingresso dell Eni), titolare della centrale da 800 MW da realizzare all interno del complesso petrolchimico della città. Per la società svizzera, già presente in alcuni progetti per impianti a ciclo combinato ancora in fase di realizzazione, si tratterebbe della prima potenza autorizzata su suolo italiano, per una produzione annua pari a circa 3,3 miliardi di kwh. *** Il gruppo elettrico scozzese Scottish and Southern Energy (SSE) ha annunciato il 22 maggio di aver raggiunto un accordo con Aquila-FirstEnergy per l acquisto di Aquila Sterling Ldt, che ha la proprietà del distributore elettrico Midlands Electricity, per un totale di 1,112 milioni di sterline. Midlands è il quarto distributore inglese con oltre 60,000 km di rete e 2.4 milioni di utenti in Birmingham e nell Inghilterra centrale. Se l operazione dovesse ottenere il nulla osta dalle autorità antitrust competenti, il gruppo SSE diventerebbe il maggiore distributore britannico con circa 180,000 km di rete e 5.7 milioni di utenti. *** TXU Europe, la fallita sussidiaria europea dell utility americana, ha venduto la sua quota in Atro Oyj (49%) al maggiore azionista di quest ultima, Savon Energiaholding Oy. Atro Oyj serve circa 100,000 clienti e gestisce una rete di trasporto regionale lunga 23,000 km mentre Savon Energiaholding Oy è una società per azioni posseduta da 29 municipalizzate della regione di Savo. *** Nell ambito del suo piano di ristrutturazione societaria interna, E.ON Energie ha avviato la fusione di due sue utility regionali operanti nella parte settentrionale della Germania, Schleswag e Hein Gas, con HGW Hansegas, per formare E.ON Hansa. L operazione darà vita ad una utility che serve elettricità e gas naturale rispettivamente a 0.8 e 0.7 milioni di utenti. E.ON Energie possiede il 100% di Hein Gas e 65.3% di Schleswag, il cui il restante del capitale appartiene a 11 province situate nella regione Schleswig-Holstein, nel nord del paese. *** SW Leipzig, la municipalizzata che serve la zona di Lipsia, ha acquistato il 75% della società polacca GPEC che serve elettricità e calore agli utenti domestici, industriali e commerciali nella città di Gdansk. L ammontare dell operazione è di circa 42 milioni di euro. La municipalizzata tedesca controlla il 40% di Starograd Gdanski, una district heating company situata anch essa in Gdansk, e l 85% di un altro operatore del settore, Tczew. *** Endesa, Iberdrola, Union Fenosa e Hidrocantabrico hanno venduto a investitori istituzionali il 28% del gestore di rete spagnolo Red Eléctrica de España (Ree) per 410 milioni di euro. Ciscuna azienda ha collocato il 7% e ottenuto milioni di euro. Le quattro società spagnole detengono ora il 3% di Ree, la soglia minima indicata da governo per garantire l indipendenza del gestore della rete di trasmissione nazionale. Tra gli acquirenti figura anche la controllata di Enel, Viesgo, alla quale dovrebbe andare una quota dell 1% per un esborso finanziario intorno ai milioni di euro. *** Enel ha acquisito una partecipazione in Union Fenosa Energias Especiales (UFEE), la società per le energie rinnovabili dell operatore iberico Union Fenosa. L accordo prevede inoltre la partecipazione di Enel nella società che realizzerà la centrale a ciclo combinato di Palos de la Frontera (Huelva). Il corrispettivo concordato è di 168 milioni di euro cui si aggiunge un premio di 10 milioni di euro per la costruzione di almeno 300 MW entro il Allo stesso tempo Union Fenosa verserà ad Enel 10 milioni di euro per l opzione relativa al riacquisto del 30% del capitale di UFEE, esercitabile entro il L oggetto della transazione consiste in impianti e progetti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, prevalentemente eolico e idrico per un totale di oltre numero 57 20