Il Trasporto Pubblico Locale: risultati e prospettive L R

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1 I Quaderni del Laboratorio Numero 5, 2005 Il Trasporto Pubblico Locale: risultati e prospettive Diverse ottiche dei mercati dell energia elettrica L R Laboratorio sui ervizi a Rete Gruppo di ricerche industriali e finanziarie 1 Libera Università Internazionale degli L R tudi ociali Guido Carli

2 Il Laboratorio sui ervizi a Rete (LR) Il Laboratorio sui ervizi a Rete (LR) è un'iniziativa promossa nell ambito del Grif (Gruppo di ricerche industriali e finanziarie) da un comitato costituito dai Proff. abino Cassese, Fabio Gobbo, Giulio Napolitano, Roberto Pardolesi e Luigi Prosperetti. Nasce, nel novembre del 2002, con la finalità di favorire la ricerca e lo studio su temi di regolamentazione e tutela della concorrenza nelle industrie a rete coinvolgendo voci autorevoli italiane e straniere del mondo accademico, istituzionale ed imprenditoriale. I risultati di tali attività vengono discussi nell'ambito di workshop, incontri di cadenza mensile tra relatori ed un pubblico selezionato di discussant, anch essi provenienti dalle summenzionate realtà. La forma dell incontro di lavoro si presta particolarmente a favorire l emergere di un confronto aperto ed informale che possa permettere ai rappresentanti dei vari mondi coinvolti di testare la validità delle proprie posizioni: in altre parole, l idea sottostante alle attività del LR è quella di creare un ideale ponte tra queste realtà stimolando un fruttuoso scambio intellettuale. Nel corso degli anni il ventaglio degli argomenti trattati si è allargato dalle tipiche network industries (telecomunicazioni, elettricità, gas, trasporti e poste) per coinvolgere l esame di settori quali i servizi pubblici locali, l idrico, l aeroportuale, l ambiente e l analisi di tematiche trasversali come la valutazione dell operato delle autorità indipendenti, la proliferazione dei regolatori, l analisi delle performance della regolazione etc. Al finanziamento delle attività del LR hanno contribuito varie società ed i- stituzioni italiane tra cui Autostrade, Enel, Ferrovie dello tato, Grtn, Poste Italiane, Telecom Italia, Tim, Vodafone e Wind. Il successo delle iniziative ha indotto il comitato promotore ad apportare da quest anno alcune importanti infatti i contenuti di ciascun workshop saranno concepiti e progettati di concerto con gli sponsor, in modo da organizzare un attività di ricerca che risponda al meglio alle esigenze del mondo delle imprese. Inoltre, a partire dal 2005, viene curata una pubblicazione scaricabile in formato elettronico sulla pagina Web del LR che raccoglie le risultanze più significative emerse sia in occasione dell attività di studio condotta, che nel corso del dibattito che tradizionalmente coinvolge la platea nella parte conclusiva dei seminari. Coerentemente alla natura sperimentale delle attività del LR, saremo particolarmente grati a quanti ci segnaleranno aree da migliorare o ci faranno pervenire suggerimenti e/o critiche scrivendo all indirizzo grif@luiss.it. 2 L R

3 Diverse ottiche dei mercati dell energia elettrica Luiss Guido Carli, Aula Nocco 25 maggio 2005 Relazioni di Alessandro Noce, Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato Guido Bortoni, Autorità per l Energia Elettrica e il Gas Massimo Orlandi, Energia Pier Luigi Parcu, tudio Economico imone Mori, Enel Luigi Prosperetti, Università degli tudi di Milano- Bicocca 3 L R

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5 Alessandro Noce, Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato Testo non revisionato da parte del relatore Per illustrare la posizione detenuta da Enel nel mercato all ingrosso dell energia elettrica occorre partire dalla descrizione della relazione esistente tra la nozione di pivotalità e quella di posizione dominante; fattispecie questa ultima tipicamente utilizzata nel diritto antitrust per determinare l esistenza di un potere di mercato unilaterale. uccessivamente, verranno effettuate alcune considerazioni di carattere generale sui possibili abusi di posizione dominante nel mercato in esame per poi descrivere i comportamenti contestati ad Enel nella fase di avvio dell istruttoria relativa al caso Comportamenti restrittivi sulla borsa elettrica (Provv , Caso A366). Infine, verranno ricordate le linee di intervento individuate nell indagine conoscitiva svolta congiuntamente dall Autorità garante della concorrenza (Agcm) e del mercato e dall Autorità per l Energia e- lettrica e il gas (Aeeg) al fine di promuovere la concorrenza nel mercato elettrico (IC22, tato della liberalizzazione dei settori dell'energia elettrica e del gas naturale, del 9/02/2005). La questione relativa alla relazione tra il concetto di pivotalità e quello di posizione dominante è cruciale perché indica lo spartiacque tra l attività di regolazione (ex ante) del potere di mercato e l attività di repressione (ex post) dello sfruttamento abusivo di tale potere (tipicamente svolta dalle autorità antitrust). A tale riguardo si osserva che nel settore elettrico. mentre una impresa dominante sul mercato all ingrosso è sicuramente pivotale, il contrario non è sempre vero. ebbene, infatti, il concetto di pivotalità identifichi un soggetto dotato di potere di mercato non sono, tuttavia, chiare le condizioni che attribuiscono allo stesso anche una posizione dominante negli stessi mercati rilevanti. È dunque necessario identificare una linea di demarcazione tra i due concetti. La nozione di pivotalità non è legata all ammontare di domanda servita, nel senso che il ruolo di price maker può essere esercitato su volumi anche molto limitati di energia elettrica o detto in altri termini per poche ore dell anno o in certe fasi del carico della domanda. Di conseguenza, una certa impresa è pivotale quando la sua offerta è necessaria per soddisfare la domanda zonale e garantire l equilibrio a prescindere sia dall ammontare di domanda residuale coperta che dal lasso 5 L R

6 di tempo nel quale la domanda residuale è soddisfatta. Fatte queste premesse è dunque possibile che nel mercato elettrico una impresa con una quota di mercato piccola sia pivotale per alcune ore della giornata in alcune zone del paese (es. Edipower in icilia). econdo la consolidata giurisprudenza comunitaria, la nozione di impresa dominante implica, invece, una condizione più stringente rispetto alla nozione di pivotalità: il potere di fissare i prezzi in modo indipendente dai concorrenti e dai consumatori finali. Nell indagine conoscitiva si è tentato di unire questi due concetti, affermando pertanto che l operatore pivotale assume la veste di operatore dominante quando la sua posizione sul mercato rilevante - valutata in termini di capacità di generazione/potenza efficiente netta operativa, tipologia di impianti e loro ubicazione -, è tale da consentirgli, di: (1) esercitare il potere di fissare il prezzo in modo sostanzialmente indipendente dai concorrenti e dai clienti, in modo stabile, in un ottica temporale adeguatamente lunga e su una dimensione della domanda servita rilevante; (2) non temere la replicabilità delle proprie strategie commerciali da parte di altre imprese (pur all interno di una normale interdipendenza oligopolistica). Poiché per definizione in un mercato oligopolistico nessuno operatore è realmente indipendente dall altro, si assume che vi sia un livello sufficiente di indipendenza dell operatore dominante. Una serie di elementi strutturali divengono dunque essenziali per l identificazione della posizione dominante sul mercato all ingrosso dell energia elettrica in aggiunta agli indici di pivotalità, quali le quote di mercato, la ripartizione della capacità installata per tipologia di impianto (base load, mid merit, peak load) e la ripartizione geografica degli impianti tra le varie macrozone in cui può essere suddiviso il mercato all ingrosso. Di conseguenza, dopo avere individuato la posizione di indispensabilità, le due Autorità hanno verificato sia le quote di mercato che la ripartizione degli impianti per tipologia e per ubicazione geografica, giungendo ad alcune conclusioni in merito alle posizioni degli operatori energetici in tale contesto di riferimento. Gli elementi strutturali relativi ai mercati rilevanti all ingrosso dell energia elettrica (Nord, Macrosud, Macrosicilia, ardegna) sono tali da ritenere, infatti, ampiamente soddisfatte le condizioni per l esistenza di 6 L R

7 una posizione dominante di Enel in almeno tre dei quattro mercati con esclusione della ardegna. In questa ultima macroarea, considerando che la posizione della società Endesa, sia sotto il profilo dell indispensabilità che in base agli indicatori strutturali, è comparabile con quella di Enel siamo in presenza di un mercato duopolistico.più in dettaglio, le quote di mercato calcolate sulle offerte presentate sul MGP (mercato del giorno prima) nel periodo aprile settembre 2004, indicano valori per Enel intorno al 50% nel mercato Nord, intorno al 90% nel mercato Macrosud, oscillanti tra il 60% ed il 70% nel mercato Macrosicilia, e tra il 35% ed il 45% in ardegna. Inoltre, Enel detiene una quota di stock di potenza efficiente netta operativa pari al 58,9% del totale. Per quanto riguarda la ripartizione degli impianti per tipologia, Enel presenta una struttura del proprio parco e- quilibrata tra le varie tipologie di impianti (33,4% base load; 51,4% mid merit; 15,2% punta). Con riferimento agli impianti di punta, essenziali per la copertura della domanda nelle ore ad alto carico, Enel detiene il 95,9% della potenzia efficiente netta installata a livello nazionale a- vente queste caratteristiche. Infine, relativamente alla ripartizione degli impianti per localizzazione geografica, Enel è presente in modo capillare nelle macrozone che individuano i mercati geografici all ingrosso di energia, e risulta essere il maggiore operatore in ogni zona, con il 47,3% della potenza efficiente netta installata al Nord (rispetto al 13,4 % di Edipower.p.A., 7,7% di Endesa, 5,8% di Enipower.p.A., 5% di Edison.p.A.), il 52,3% in Macro icilia (rispetto al 22,2% di Edipower.p.A. e il 4,1 % di Endesa); il 71,9% nel Macrosud (rispetto a quote dei concorrenti molto basse e comprese tra il 4% l 1%), il 38,9% in ardegna (rispetto al 30,8% di Endesa). Una volta individuata una posizione dominante su alcuni dei mercati rilevanti, il punto successivo è stato quello di verificare l esistenza di eventuali a- busi di tale posizione (ex articolo 3 legge 287/90 e/o articolo 82 del Trattato CE). In generale, occorre escludere tra le ipotesi di comportamenti abusivi quella relativa ai prezzi eccessivamente onerosi. Fissare il più alto prezzo possibile dato il potere di mercato di cui una impresa dominante dispone è, infatti, un comportamento razionale la cui limitazione spetta, eventualmente, all attività di regolazione ma non all antitrust. In altri termini, risulta particolarmente difficile individuare il benchmark da utilizzare per individuare un prezzo come eccessivo e questo rende tale situazione non particolarmente promettente ai fini antitrust. 7 L R

8 Data la configurazione zonale dei mercati all ingrosso dell energia elettrica in Italia che l Agcm ha individuato, le possibili violazioni del divieto di abuso di posizione dominante potrebbero essere collegate a due tipologie di comportamenti. La prima riguarda il leverage cioè l estensione di potere di mercato da una macrozona ad un altra macrozona attraverso lo sfruttamento opportunistico dei vincoli nella capacità delle linee di trasmissione (cioè creando o amplificando congestioni di rete). i osserva, infatti, che è teoricamente possibile e- sercitare una forzatura sui transiti in importazione ed esportazione fra le diverse macroaree per diventare operatore pivotale in una determinata area. Ad esempio, la posizione di assoluta indispensabilità detenuta da Enel nella zona macrosud del mercato all ingrosso nazionale conferisce alla stessa impresa la possibilità di fissare il prezzo in tale area in modo tale da influenzare i transiti dal nord o dalla macrosicilia così da e- stendere l ambito della sua indispensabilità da una macrozona ad un altra. e un tale comportamento fosse effettivamente posto in essere, Enel diventerebbe pivotale non solo nelle ore in cui è assolutamente indispensabile ma anche nelle ore in cui il requisito dell indispensabilità dipende dal verificarsi di determinate condizioni di mercato, abusando così della posizione dominante detenuta. Il secondo comportamento abusivo concerne, invece, l esclusione e/o il peggioramento delle condizioni competitive dei concorrenti in quelle zone dove un certo grado di concorrenza è possibile. In altri termini, si tratterebbe dell utilizzo della zonalità nei prezzi come una sorta di price squeeze strategy a danno dei concorrenti dell impresa dominante situati in aree a basso prezzo.i ricorda che l area nord del paese è l unica parte del mercato all ingrosso che presenta un assetto pluralistico dell offerta e, quindi, l unica zona nella quale Enel può avvertire la pressione competitiva degli altri operatori (oltre che delle importazioni dall estero). Nella prima parte dell anno del 2004 abbiamo osservato una forte zonalità nei prezzi tra questa area e quella del sud (con prezzi del nord molto più bassi rispetto a quelli del sud) che potrebbe aver determinato un danno diretto per gli operatori che hanno immesso energia al nord derivante dalla realizzazione di minori ricavi. In linea generale, si osserva quindi che un operatore pivotale in tutte le zone di un dato mercato all ingrosso ha il potere di modificare la zonalità dei prezzi fra le diverse macroaree in modo da svantaggiare i diretti concorrenti, ponendo così in es- 8 L R

9 sere un abuso di tipo escludente. Nel 2005 l Agcm, in seguito alla segnalazione dell Aeeg sui prezzi nel mercato all ingrosso relativa ai picchi registrati nel giugno 2004 e di gennaio 2005, ha avviato un istruttoria volta a verificare se Enel, relativamente al primo anno di funzionamento del mercato centralizzato dell offerta, ha abusato della posizione dominante detenuta (Caso A366). Nel provvedimento di avvio l Agcm afferma che vi sarebbero fondati indizi per ritenere che Enel non si sia limitata ad esercitare lecitamente il potere di mercato detenuto, ma abbia agito da impresa dominante, a partire dall'avvio della borsa e- lettrica, attraverso condotte a- busive volte ad estendere tale potere di mercato su più aree geografiche rilevanti, limitando la capacità competitiva dei terzi laddove potenzialmente realizzabile, in particolare nei due mercati rilevanti del Nord e della ardegna. Nel corso del 2004 questa strategia sembrerebbe essere stata attuata da Enel attraverso la creazione di elevati differenziali tra i prezzi zonali percepiti dai produttori di energia dislocati sul territorio nazionale. Posto il prerequisito che Enel ha il potere di fissare il prezzo nelle diverse zone, l ipotesi a- vanzata dall Agcm è che tale operatore nel corso del 2004 a- vrebbe stabilito un prezzo dell area nord del mercato molto più basso rispetto a quello dell area sud, attirando così le importazioni nella prima area al fine di generare artificialmente un fenomeno di congestione nel sistema a danno degli operatori concorrenti che immettono energia nel nord del paese. La pratica ipotizzata produrrebbe, inoltre, un effetto indiretto a danno dei concorrenti e, in particolare, agli operatori che immettono energia al nord e che vendono energia attraverso contratti bilaterali (e non attraverso la borsa). In generale, gli operatori che si avvalgono delle contrattazioni bilaterali e che intendono immettere l energia relativa allo stesso contratto sono tenuti a riconoscere un corrispettivo di capacità (una sorta di costo di utilizzo della rete) al GRTN pari alla differenza tra il prezzo unico di borsa e il prezzo zonale di immissione. e tale differenza è positiva (prezzo zonale più basso di quello di borsa) gli operatori devono corrispondere il corrispettivo di capacità al GRTN, mentre se la differenza è negativa (prezzo zonale più alto del prezzo di borsa) gli operatori ricevono. Considerata la posizione di forza detenuta da Enel al sud, si ipotizza che tale operatore abbia potuto godere di corrispettivi di trasporto positivi a danno degli altri operatori del 9 L R

10 Nord che hanno invece pagato corrispettivi molto alti. Altro aspetto da tenere in considerazione è connesso al fatto che i contratti bilaterali sono sottoscritti alla fine dell anno. Di conseguenza se in quel determinato momento la zonalità è molto forte il livello dei corrispettivi di capacità pagato dagli utilizzatori del sistema sarà elevato per tutto il periodo successivo e questo si rifletterà sui prezzi richiesti da tali operatori alla propria clientela necessari alla copertura del corrispettivo in esame. A partire dal gennaio 2005, Enel sembra aver mutato la propria condotta. Dal nuovo anno, infatti, pur sempre in presenza di livelli dei prezzi all ingrosso dell energia elettrica particolarmente elevati, i differenziali zonali (e di conseguenza il valore dei cosiddetti CCT) si sono notevolmente abbassati. È possibile osservare che i mutamenti osservati nell andamento dei differenziali dei prezzi zonali e dei CCT non sono dovuti a motivazioni di carattere strutturale, ma hanno una natura strategica. Ciò appare evidente, dal momento che nel periodo considerato e in particolare tra i mesi di dicembre 2004 ed gennaio 2005 (che presentano caratteristiche assai diverse nella ripartizione dei prezzi zonali) non sono intervenute delle modifiche strutturali all assetto della rete di trasmissione e/o nella dotazione di impianti di generazione tali da giustificare un così marcato assottigliarsi dei differenziali zonali. La strategia di Enel appare, invece, riconducibile ad un unica finalità, che è quella di esercitare il proprio potere di mercato dettando le strategie di prezzo all ingrosso dell energia elettrica e determinando, oltre le proprie, anche le condizioni concorrenziali dei suoi concorrenti, in modo tale da evitare confronti competitivi anche in quei mercati geografici rilevanti ove ciò avrebbe potuto, almeno potenzialmente e limitatamente, avvenire (il nord e la ardegna). Come ultimo punto si richiamano le linee di intervento individuate congiuntamente delle due Autorità nell indagine conoscitiva al fine di promuovere la concorrenza nel mercato elettrico. Premettendo che, data la previsione di crescita del parco di generazione e di sviluppo della rete per l anno 2005, le analisi svolte nell indagine dovrebbero essere rappresentative anche delle condizioni di mercato che verranno a determinarsi nell anno in corso; auspicabilmente, solo dal 2006, per alcune zone di mercato, potranno verificarsi evoluzioni positive dell assetto competitivo dell offerta di energia elettrica. 10 L R

11 Affinché la funzione di indirizzo implicito svolta dal mercato sia efficace, il mercato all ingrosso di energia elettrica nazionale dovrebbe evolvere verso un assetto meno condizionato dall ex-monopolista Enel, aumentando la capacità di reagire adeguatamente da parte di altri soggetti alle strategie dell operatore dominante, tanto dal lato dell offerta concorrente di Enel, quanto dal lato della domanda. A tale scopo, per quanto riguarda l assetto strutturale dell offerta di energia elettrica si ritiene che si debba procedere sollecitamente secondo le seguenti linee di intervento. La priorità dovrebbe essere attribuita alla realizzazione di interventi sulla rete di trasmissione nazionale in grado di ridurre al minimo, rispetto alla situazione attuale, i rischi di congestione interzonale e consentire che la nuova capacità di generazione localizzata nelle aree già eccedentarie (nord) possa rappresentare un effettiva opportunità concorrenziale rispetto all offerta dell operatore dominante. Altrettanto fondamentale è, i- noltre, il potenziamento in misura coerente con gli sviluppi della rete di trasmissione nazionale, delle linee di interconnessione con l estero e, al tempo stesso, la realizzazione di linee dirette con l estero. Inoltre, dovrebbe essere favorito l insediamento, da parte dei soggetti diversi dall operatore dominante, di nuovi poli di produzione nelle zone di mercato che risultano ad oggi deficitarie rispetto alla domanda zonale, al fine di un riequilibrio zonale mirato soprattutto alla promozione della concorrenza nell offerta di energia elettrica. Infine, è necessario evitare una sottrazione di capacità produttiva al mercato. In una prospettiva di medio termine in cui la dominanza unilaterale di Enel sul mercato potrebbe venir meno è, infatti, rilevante assicurare che tutta la capacità produttiva sia offerta al fine di evitare la creazione di artificiose scarsità di offerta tra i soggetti produttori, ai soli fini speculativi. ul piano comportamentale, e quindi al fine di promuovere la concorrenza nel mercato all ingrosso dell energia elettrica, occorre rafforzare le misure volte a garantire lo sviluppo di un mercato stabile in cui gli o- peratori operano anche sulla base di contratti di medio/lungo termine (es BIPEX). Questo significa favorire la creazione di un mercato centralizzato per le contrattazioni a medio/lungo temine che, oltre a consentire una ripartizione meno rigida tra il mercato bilaterale e quello della borsa, permetterebbe ai cosiddetti grossisti di energia di operare nel mercato 11 L R

12 avvalendosi di adeguati strumenti di coperture del rischio. A questo si aggiunge la necessità di mantenere un meccanismo zonale di mercato, almeno sino allo sviluppo di un livello di concorrenza adeguato in tutte le zone del territorio nazionale. Tale sistema fornisce, infatti, i segnali di prezzo idonei a rendere evidenti le criticità del sistema e quindi i corretti incentivi alla realizzazione degli investimenti necessari. Inoltre, dato lo stretto nesso intercorrente tra i limiti nella capacità di trasmissione inter-zonale e l indispensabilità di Enel nel soddisfacimento contestuale della domanda in più zone, si rende opportuno perseguire soluzioni mirate a controllare che l impresa dominante sul territorio non tragga indebiti vantaggi dall esercizio di strategie abusive in varie zone del Paese. Come ultimo aspetto è opportuno impedire l instaurarsi di un meccanismo di mercato distorto nella determinazione dei prezzi e delle quantità (quindi dei segnali e degli incentivi che esso può dare) dall eventuale esercizio abusivo del potere di mercato, al fine di consentire che i soggetti concorrenti di Enel (gli esistenti ed i potenziali nuovi entranti) abbiano corretti riferimenti di mercato per gli investimenti in generazione. 12 L R

13 Guido Bortoni, Autorità per l Energia Elettrica e il Gas L anno 2004, con l avvio del dispacciamento di merito economico e del sistema organizzato delle offerte di acquisto e di vendita di energia elettrica (cosiddetta borsa elettrica ), ha rappresentato un momento di svolta nel processo di liberalizzazione del settore elettrico avviato nel 1999 con l approvazione del decreto legislativo n. 79/99. Per la prima volta i diritti di immissione e di prelievo di energia elettrica nel/dal sistema elettrico nazionale sono stati assegnati secondo principi di mercato ed i prezzi dell energia elettrica all ingrosso sono stati determinati dalle dinamiche della domanda e dell offerta di energia elettrica. Il passaggio da un sistema amministrato di determinazione del prezzo all ingrosso dell energia elettrica, basato sul costo medio di produzione composto da una componente a copertura dei costi fissi ed una componente a copertura dei costi variabili, ad un sistema basato su dinamiche di mercato è un passaggio importante ed, al tempo stesso, estremamente critico di un processo di liberalizzazione. Nel medio periodo tale passaggio potrà portare ad un miglioramento dell efficienza produttiva ed allocativa delle risorse nel mercato all ingrosso: tale miglioramento non potrà non prescindere, ovviamente, da un miglioramento delle condizioni concorrenziali di predetto mercato. Analizzando l andamento dei prezzi all ingrosso del primo anno di attività della borsa elettrica, in attesa di poter registrare un allineamento/avvicinamento di predetti prezzi al costo marginale del parco di generazione, è possibile invece osservare che si sono rilevate anomalie nei prezzi registrati nel mercato del giorno prima per i giorni 7, 8, 9 e 10 giugno 2004, in cui è stato rilevato peraltro, un elevato aumento del differenziale di prezzo fra la zona Nord e le altre zone di rete del territorio nazionale, e nei giorni dal 10 al 14 del mese di gennaio 2005 in cui è stato rilevato un sensibile incremento dei prezzi dell energia elettrica in tutte le zone. A riguardo, l Autorità per l energia elettrica e il gas aveva avviato due istruttorie conoscitive sulle dinamiche di formazione dei prezzi in quei giorni, che si sono concluse con la deliberazione n. 25/05 e la relativa segnalazione all Autorità garante della concorrenza e del mercato. Riguardo all andamento dei prezzi della borsa elettrica desidero comunque ricordare, come già fatto in altre occasioni, che la funzione del mercato del giorno prima non è 13 L R

14 quella di stabilire il prezzo pagato dai clienti finali e che il prezzo che si forma in predetto mercato (ovvero il suo valore atteso) costituisce solo un indicatore per il valore dell energia negoziata su base forward. Le funzioni dei mercati spot dell energia sono infatti altre, ovvero quella di fornire un segnale orario del valore dell energia elettrica, chiamare a produrre in modo efficiente gli impianti, fornire un segnale del costo delle congestioni di rete (anche ai fini della localizzazione degli impianti e di uno sviluppo economicamente efficiente della RTN), evidenziare l esercizio del potere di mercato, promuovere l elasticità della domanda, promuovere lo sviluppo di una contrattazione forward. Con l avvio del sistema delle offerte si è reso necessario anche introdurre delle misure, da parte dell Autorità di regolazione settoriale, per il controllo del potere di mercato in considerazione delle note problematiche relative alla concentrazione dell offerta nel settore della produzione di energia elettrica, ove giova ricordarlo, l operatore principale ha prodotto nell anno 2004 oltre il 50% della produzione destinata al consumo e detiene oltre il 90% degli impianti di produzione di punta. Al fine di una migliore conoscenza di tali problematiche e quindi al fine di poter introdurre misure che possano migliorare le condizioni di funzionamento del mercato elettrico, l Autorità per l energia elettrica e il gas e l Autorità garante della concorrenza e del mercato, hanno condotto un indagine conoscitiva sullo stato della liberalizzazione del settore dell energia elettrica. L obiettivo dell indagine era quello di analizzare, in un ottica di promozione e tutela della concorrenza, i mercati dell energia elettrica all ingrosso e del connesso servizio di dispacciamento, valutando e misurando l eventuale esistenza di potere di mercato su tali mercati. Nella conduzione dell Indagine il primo passo è stato quello della definizione dei mercati rilevanti del prodotto, che sono stati individuati nel mercato elettrico all ingrosso, ovvero nell insieme di contratti di compravendita di energia elettrica, conclusi sia nei mercati dell energia (MGP e MA), sia al di fuori dei medesimi tramite contrattazione bilaterale, da o- peratori che dispongono di fonti primarie di energia (generazione nazionale e importazioni) da un lato, e grandi clienti industriali, Acquirente Unico e grossisti dall altro, e nel mercato per i servizi di dispacciamento. Il secondo passo è stato quello di individuare i mercati geografici rilevanti, attraverso una valutazione, per ciascuna zona di mercato, dell incidenza delle importazioni massime poten- 14 L R

15 ziali da zone limitrofe nazionali rispetto alla domanda di energia elettrica di ciascuna zona, ovvero la valutazione dell incentivo di un ipotetico monopolista ad aumentare i prezzi nell area geografica servita indipendentemente dall incidenza delle importazioni massime potenziali da a- ree limitrofe nazionali. È stato individuato a tal fine un indicatore, denominato domanda residuale, pari alla differenza tra la domanda di energia elettrica della zona z in ciascuna ora (al netto della capacità di importazione da zone estere con le quali la zona z è interconnessa) e le importazioni massime potenziali nella zona z e nella medesima ora provenienti da zone nazionali confinanti a quella in esame. e tale indicatore risulta positivo significa che le importazioni potenziali da zone nazionali limitrofe in quella data zona z ed in quella data ora h non spiazzano completamente l ipotetico monopolista zonale che, dunque, ha l opportunità di esercitare il proprio potere di mercato sulla predetta domanda residuale. I mercati geografici rilevanti sono stati individuati nella zona Nord, zona ardegna, nella zona Macrosud (Centro Nord, Centro ud e ud), nella zona Macroicilia (icilia, Priolo, Calabria). Per ciascun mercato geografico è stata valutata la quota di mercato di ciascun operatore e calcolata la concentrazione tramite l indice di Herfindahl-Hirschman. Per ciascuna macrozona è stata poi effettuata un analisi di indispensabilità degli operatori per la copertura del fabbisogno per macrozona (calcolo del numero di ore in cui un operatore di mercato è pivotale, ossia indispensabile al soddisfacimento della domanda locale). L indispensabilità è testimoniata da una domanda residuale maggiore di zero per l operatore di mercato; per domanda residuale dell i-esimo operatore di mercato nella macrozona mz e nell ora h si intende la differenza fra la domanda di energia elettrica della macrozona mz nell ora h (dedotta la capacità di importazione nell ora h da zone estere con cui la macrozona mz è interconnessa) e la capacità produttiva degli altri operatori di mercato nella macrozona mz e nell ora h. In particolare sono stati analizzati i casi di 1) assoluta indispensabilità, ovvero il caso in cui l operatore detiene potere di mercato quand anche l intera capacità di transito fosse utilizzata in importazione dalle zone confinanti, 2) non indispensabilità, ovvero il caso in cui l operatore non detiene potere di mercato neppure se l intera capacità di transito fosse utilizzata per esportare verso le altre macrozone; 3) potenzialità attiva, ovvero il caso in cui 15 L R

16 l operatore diviene pivotale nel soddisfare la domanda della macrozona solo se la capacità di importazione da macrozone confinanti non è utilizzata; in tal caso l operatore può esercitare potere di mercato a seconda che si verifichino determinate condizioni nelle macrozone confinanti; 4) potenzialità passiva, ovvero il caso in cui l operatore diviene pivotale nel soddisfare la domanda della macrozona solo se viene utilizzata la capacità di esportazione verso macrozone confinanti; in tal caso l operatore può esercitare potere di mercato a seconda che si verifichino determinate condizioni nelle macrozone confinanti. Rileva in particolare che le analisi relative al periodo 1 aprile 30 settembre 2004, hanno evidenziato che Enel è stata assolutamente indispensabile nel 100% delle ore nel mercato rilevante Macrosud, nel 44% delle ore nel mercato rilevante Nord, nel 29% delle ore nel mercato rilevante ardegna, nel 24% delle ore nel mercato rilevante Macroicilia; Endesa è stata assolutamente indispensabile nel 67% delle ore in ardegna; Edipower è stata assolutamente indispensabile nel 19% delle ore nella Macrosicilia. È stata poi effettuata un analisi congiunta sui mercati limitrofi, ovvero è stata analizzata la pivotalità dell operatore anche in considerazione dalla posizione che il medesimo riveste nelle stesse ore nei mercati rilevanti confinanti. Infine sono stati costruiti degli indici per valutare l interesse economico dell operatore ad esercitare il proprio potere di mercato, valutando il payoff delle differenti strategie che l operatore può attuare. Tale valutazione è stata effettuata in modo semplificativo paragonando il possibile payoff di due sole strategie: la prima in comportamento concorrenziale (vendita dell energia ad un prezzo pari al costo marginale), la seconda in monopolio della domanda residua (vendita dell energia ad un prezzo massimo che consente la massimizzazione del suo profitto). I risultati di tale analisi sono molto interessanti e mostrano come al macronord, l interesse ad esercitare il potere di monopolio esiste per Enel al 40% delle ore, quindi una percentuale indubbiamente rilevante. La situazione è ancora più preoccupante al macrosud dove si arriva addirittura al 97-98% delle ore. In icilia il dato è minore in quanto c è una situazione migliore sotto il profilo della concentrazione. L indagine svolta è stata quindi di tipo strutturale, in quanto si è cercato di mostrare le condizioni in cui si trova il settore e- lettrico e in quali casi vi sia il rischio di un abuso di potere di mercato. Il rapporto con l Autorità antitrust si è mag- 16 L R

17 giormente consolidato in seguito alle segnalazioni per registrate anomalie o almeno possibili anomalie di prezzi riscontrate nella seconda settimana di giugno 2004 e nella seconda settimana di gennaio 2005 che, oltre ad un analisi della struttura del settore, hanno richiesto anche un analisi delle condotte degli Come detto in precedenza, quanto evidenziato attraverso le analisi dell indagine conoscitiva, verrà utilizzato dall Autorità per l energia elettrica e il gas per caratterizzazione delle misure per il controllo del potere di mercato attualmente in definizione. operatori. 17 L R

18 Massimo Orlandi, Energia L intervento vuole proporre alcune riflessioni critiche sulla natura della Borsa Elettrica Italiana (Borsa nel seguito), la cui faticosa definizione (in termini di spessore, di obbligatorietà, ecc.) ha richiesto quasi quattro anni. In particolare, occorre evidenziare la scarsa significatività dei prezzi di borsa, riguardanti solamente il 5-6% dei volumi di energia, secondo i dati citati dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas. Al contrario, la formazione del prezzo per la quasi totalità dell energia oggi scambiata attraverso bilaterali o contratti per differenza (CpD nel seguito) avviene in modo assolutamente indipendente e in un momento completamente diverso rispetto alla borsa. In tal modo, qualsiasi analisi sui prezzi che faccia affidamento sui risultati della Borsa diventa difficile e, al limite, illusoria. L origine di questa stortura è da ricercarsi nella scelta di rendere la borsa di natura prevalentemente finanziaria e non già fisica. A questo stadio del processo di a- pertura del mercato, sarebbe stato molto più utile, importante e trasparente poter osservare il comportamento fisico della borsa. In tal senso, l aver impostato tutti gli acquisti dell Acquirente Unico pa Testo non revisionato da parte del relatore su CpD ha generato un certo elemento di opacità. Alla luce delle precedenti considerazioni, appare più opportuno definire il mercato libero (e i prezzi che vi si formano) non solo come il prezzo di Borsa, ma come ponderazione del prezzo di Borsa, per i volumi residuali scambiati in borsa, con tutti i prezzi che si formano attraverso contratti bilaterali e CpD. Anche in questo caso, si pone un problema di confrontabilità di un prezzo formatosi nella Borsa con uno formatosi diversi mesi prima per differenza, con scenari forward completamente diversi. L opacità risultante rischia di essere così alta da portare all impossibilità di una vera e solida analisi sul comportamento dei prezzi. La quasi totale irrilevanza dei prezzi di borsa ha certamente influito sulle scelte strategiche dei partecipanti al mercato, stante anche la forte dominanza, soprattutto in determinate zone, di un singolo operatore. Innanzitutto, un sistema di prezzi di Borsa effettivamente rilevanti sarebbe stato il miglior deterrente contro l insorgere di comportamenti potenzialmente anticoncorrenziali, anche considerando le tensioni sociali difficilmente sostenibili che i picchi di prezzo potrebbero generare tra gli acquirenti, in particolare quelli vincolati. 18 L R

19 Non si deve inoltre dimenticare che i picchi di prezzo, come quelli verificatisi ad inizio 2005, vengono sostanzialmente pagati dai nuovi concorrenti. Il motivo risiede nel fatto che tipicamente gli impianti di tali operatori entrano in funzione gradualmente nel corso dell anno (in tal senso, non appare dunque casuale che con l andare dei mesi e quindi con la maggior presenza di concorrenti attivi i prezzi dell energia abbiano mostrato un trend decrescente). Di conseguenza, la posizione netta di questi operatori risulta spesso corta nei primi trimestri, costringendo così all acquisto di energia ai prezzi di borsa per coprire i volumi di energia contrattati ma non generati. Di converso, l interesse di chi ha disponibilità di capacità di generazione è che il costo dell energia nella Borsa, che di fatto è utilizzata per compensare le posizioni di sbilanciamento corte (operatori acquirenti in borsa) in una prima parte dell anno e lunghe nella seconda parte dell anno, sia più alto nei primi trimestri più basso negli ultimi. In virtù di quanto osservato e pur ammettendo che non sarebbe comunque stato possibile impedire per legge i CpD, appare opinabile l aver privilegiato tale sistema di contrattazione. 19 L R

20 Pier Luigi Parcu, tudio Economico Prescindendo dalla valutazione su quali siano stati i soggetti maggiormente avvantaggiati dalla riforma che ha interessato il settore dell energia e quali invece i soggetti che abbiano beneficiato, in minor misura, degli effetti prodotti dalla riforma stessa, nella realtà, il comparto elettrico e quello del gas naturale continuano e continueranno a destare grave preoccupazione e dovranno sicuramente essere oggetto di interventi ulteriori negli anni a venire. Ad oggi, infatti, i prezzi dei beni del settore energetico per gli utenti risultano ancora eccessivamente elevati, almeno in termini relativi, e rappresentano un grave problema per tutto il resto dell economia, sia per le imprese che per le famiglie. In particolare, con riferimento agli effetti degli elevati prezzi dell elettricità per le imprese vi è stato chi, in modo provocatorio, ha suggerito alle realtà imprenditoriali che maggiormente dipendono dalle forniture di servizi energetici di delocalizzarsi, abbandonando l Italia. In relazione, invece, ai prezzi eccessivi dei beni energetici che gravano sul portafoglio delle famiglie, andrebbe anche valutata in modo approfondito l incidenza dei prelievi fiscali connessi alla vendita dell elettricità o del gas. Per condurre una riflessione circa l eccessiva misura dei prezzi dell elettricità e del gas, è possibile fare riferimento almeno a due indicatori: da un lato il confronto con i relativi prezzi esteri e dall altro la valutazione del profitto di competenza degli ex monopolisti. Partendo dal secondo indicatore, il profitto degli ex monopolisti è un tema piuttosto discusso che desta forte perplessità. I grandi profitti di Enel ed Eni degli ultimi anni certamente soddisfano il Tesoro e gli altri azionisti, nella misura in cui tali guadagni vengono tassati o distribuiti come dividendi, ed al contempo raccolgono giudizi positivi quando la stampa specializzata analizza i risultati d esercizio degli ex monopolisti. Tuttavia, gli stessi profitti vengono poi additati come importanti indicatore dell eccessivo livello dei prezzi energetici, quando mezzi d informazione ed opinione pubblica si occupano invece di aumenti delle tariffe e delle bollette. In tutto questo vi è certo un po di schizofrenia e molta ipocrisia. Per non ricorrere solo alle informazioni desumibili dai profitti dell incumbent, appare anche opportuno effettuare un analisi sull eccessiva onerosità dei prezzi dei beni energetici nazionali basandosi sul confronto con i valori di prezzo di sistemi energetici diversi, poi- 20 L R

21 ché, in ultima analisi, il problema competitivo è un problema di prezzi relativi e non di prezzi assoluti. In base a questo indicatore l eccessiva onerosità dei prezzi italiani è comunemente riconosciuta e stigmatizzata. Una volta riscontrata comunque l effettiva onerosità comparata dei prezzi dell energia elettrica e del gas in Italia, appare però doveroso interrogarsi sulle cause di una tale situazione e capire se la crescita dei prezzi finali, almeno nel settore elettrico, sia favorita essenzialmente da fattori strutturali e/o da fattori congiunturali. Appare fondamentale, quindi, capire se i prezzi italiani siano eccessivamente alti a causa delle caratteristiche della struttura produttiva italiana e/o a causa del comportamento poco virtuoso di uno o più operatori. Come prima ipotesi si potrebbe argomentare che entrambi gli elementi, ossia quello strutturale e quello congiunturale, concorrano agli effetti finali sul prezzo del bene. Ma purtroppo temo che il primo elemento sia assai più rilevante. otto il profilo strutturale, il principale provvedimento cui è possibile fare riferimento per un analisi seria della liberalizzazione italiana dell energia e- lettrica è il cd. decreto Bersani del 1999, questo anche in considerazione del fatto che gli interventi del legislatore successivi a questo disposto sono stati per lo più tardive e talvolta i- nefficaci integrazioni e/o applicazioni dello stesso. Un primo punto del decreto Bersani che ha influito sulle variabili strutturali del settore verteva sulla cessione delle GenCo, ossia di una capacità produttiva di circa MW precedentemente di proprietà di Enel. Non si è trattato, certo, di una scelta trascurabile, soprattutto considerando che in altri paesi europei non si è proceduto ad una simile operazione, tuttavia, dopo 6 anni, è legittimo chiedersi se si sarebbe potuto o si potrebbe fare ancora meglio. e consideriamo, ad e- sempio, l esperienza del Regno Unito, ossia uno dei pochi mercati dove il processo di liberalizzazione sia stato completato e abbia dato i frutti sperati, si può notare come la riforma strutturale non si sia fermata ad un primo intervento da parte del legislatore/regolatore, ma come, invece, valutata una prima grave insufficienza della riforma stessa a ridurre i prezzi, si sia deciso di intraprendere successive ulteriori radicali trasformazioni del settore fino al raggiungimento del risultato prefissato. Un secondo intervento strutturale del decreto Bersani aveva ad oggetto la creazione del meccanismo della Borsa Elettrica. Quest ultima non rappresenta esclusivamente un nuovo 21 L R

22 modo per selezionare gli impianti incaricati di dispacciare l energia elettrica prodotta, come pure assai riduttivamente è stato affermato, ma la concreta realizzazione dell esistenza di un mercato dell energia elettrica e l emersione del relativo prezzo di mercato. Il meccanismo della Borsa, è emerso dagli interventi precedenti, forse oggi non si applica direttamente al 95% dei volumi di energia elettrica scambiati, tuttavia, rappresenta comunque il prezzo di riferimento degli scambi e ha certamente rappresentato il momento in cui il legislatore ha deciso di abbandonare il preesistente metodo dirigista di determinazione del prezzo finale della produzione elettrica, ormai sicuramente incompatibile con il processo di liberalizzazione avviato. Un problema che il legislatore/regolatore deve affrontare, di fronte a delusioni immediate inevitabili, che un meccanismo di prezzo non può certo curare, è quello di non manipolare il sistema in modo continuo e ripetuto, ma invece di fornire e garantire certezza sulle condizioni normative che prevalgono oggi e prevarranno nel futuro, la certezza è necessaria per chi deve fare investimenti di lungo periodo. La politica deve comprendere bene questo punto fondamentale, se il percorso scelto non è rispettato ci si trova inevitabilmente ad ostacolare lo sviluppo del sistema. In conclusione, l odierna Borsa Elettrica rispecchia, più o meno, molte delle caratteristiche di cui necessitava una Borsa da inserire nel contesto italiano, ciononostante, il risultato della stessa non risulta pienamente soddisfacente in termini di prezzo. D altronde tale strumento aveva lo scopo primario di creare di un meccanismo di mercato nel sistema italiano e di introdurre la trasparenza nel sistema, non ovviamente quello precipuo di combattere i rialzi di prezzo. Il terzo punto di carattere strutturale del decreto Bersani verteva, invece, sull autonomia e sull indipendenza di gestione della rete di trasmissione dall Enel. Tale autonomia risulta essere stata sostanzialmente garantita, seppur la sua previsione si sia rivelata un provvedimento insufficiente per garantire il buon funzionamento del sistema nel suo complesso, in quanto rimane comunque assai difficile eliminare le strozzature presenti nella rete di trasmissione. Ma questo richiederebbe un ragionamento ben più lungo di quello che posso effettuare oggi. Il quarto elemento strutturale previsto dal decreto Bersani, al quale è opportuno accennare, riguarda, infine, la cessione delle reti Enel a livello locale alle imprese municipalizzate. 22 L R

23 L impatto di tale modifica risulta essere ancora poco chiaro in termini di effetti concorrenziali, però certamente esso ha avuto il merito di introdurre un certo grado di dinamismo nel mondo delle municipalizzate. I quattro elementi di carattere strutturale brevemente descritti sono stati i tratti fondamentali del decreto Bersani in riferimento alla struttura del sistema elettrico italiano. In questa sede si deve osservare come tali o- biettivi sono stati portati a termine, sia pure con ritardo, ma si debba al contempo registrare come il sistema nel suo complesso non funzioni ancora in maniera davvero accettabile. Le possibili soluzioni per risolvere alcuni dei problemi che ancora affliggono il sistema e- lettrico in Italia vertono, essenzialmente, sulla ovvia necessita di creare nuove linee e nuove centrali al fine di incrementare la concorrenza e di dare maggiori certezze agli operatori, soprattutto nuovi entranti, al fine di consentire maggiori e nuovi investimenti a lungo termine. Personalmente ritengo da sempre che un maggiore sforzo da parte delle istituzioni nazionali e dei soggetti interessati dovrebbe inoltre essere focalizzato sul tema del risparmio energetico, poiché esso è l unico intervento capace di raccogliere un elevato grado di accettazione sociale, tale da sopravanzare le diffuse difficoltà connesse alle resistenze al cambiamento presenti nel settore. Infatti, il grado di accettazione da parte della collettività di ciascun intervento proposto è un problema da non sottovalutare, nonché uno dei fattori che maggiormente possono determinare il successo o l insuccesso di una determinata politica di regolazione. Di conseguenza, il mondo politico ed istituzionale dovrebbe comprendere che il sistema va spinto con forza verso la riduzione e la flessibilizzazione dei consumi, per motivi ambientali sicuramente, ma anche per cercare di ridurre la rigidità tipica del lato della domanda nel settore elettrico. In riferimento agli aspetti congiunturali, i quali come è ormai chiaro appaiono comunque meno rilevanti, ritengo verosimile quanto riportato dalle Autorità. L analisi della dominanza di Enel proposta è interessante a livello scientifico, ma non può sorprendere nessun addetto ai lavori del settore. Appare, invece, fondamentale capire come i cambiamenti delle caratteristiche strutturali del settore possano alterare i comportamenti degli attori ed i risultati raggiunti. L attuale situazione strutturale non è identica a quella di qualche anno fa, anche se da un punto di vista strutturale Enel rimane ancora dominante e rimarrà tale finché non ci saranno le condizioni 23 L R

24 strutturali per intaccare tale posizione. Per concludere queste riflessioni sul settore elettrico è opportuno soffermarsi brevemente sul ruolo delle due Autorità, così come emerso durante il dibattito odierno, e su come esse potrebbero meglio ripartire le proprie competenze e iniziative, almeno in linea teorica. L AEEG, ritengo,dovrebbe occuparsi, essenzialmente, di come migliorare gli aspetti strutturali per promuovere la concorrenza e, quindi, intervenire sulle regole del settore e non concentrarsi su cambiamenti congiunturali (purtroppo finora piuttosto frequenti) che creano incertezza ed instabilità agli operatori in un ottica di lungo periodo. Allo stesso tempo, l Antitrust dovrebbe condurre le proprie valutazioni sui comportamenti dei soggetti interessati, abbandonando, invece, il campo della regolazione ex ante. Ovviamente l attività delle due Autorità non dovrebbe essere in contrasto, al contrario, dovrebbe sussistere un solida e piena collaborazione in una intelligente ripartizione di compiti. Infine, alla luce delle osservazioni precedentemente esposte, è possibile ritenere che, al fine di allineare maggiormente i prezzi ai costi marginali, l unica soluzione possibile sia quella di disporre di una capacità finalmente superiore a quella media domandata, di abbondanti linee e centrali e di un sistema molto più flessibile della domanda. ono obiettivi difficili, soprattutto nel settore energetico, ma purtroppo non ci sono scorciatoie. i noti, infine, che per promuovere questo tipo di interventi, non appare sufficiente la sola attività dell Autorità di regolazione o tanto meno dell Autorità Antitrust, ma necessita la capacità di interventi mirati ed unitari di carattere politico, quello che è tristemente mancato negli ultimi anni. 24 L R

25 imone Mori, Enel Ogni valutazione in merito allo stato ed alle prospettive della liberalizzazione del mercato e- lettrico italiano non può prescindere dalla dinamica temporale del processo di apertura alla concorrenza e dal generale contesto internazionale. Nell arco di pochi anni, settore elettrico italiano è stato modificato con una rapidità ed una profondità altrove sconosciuta. Nel 1999, al momento dell approvazione del decreto 79/99, il settore elettrico era caratterizzato dalla presenza di della generazione sia in quello del supply. In gran parte degli altri paesi europei, al contrario, le direttive europee sono state recepite in modo sostanzialmente formale senza introdurre reali meccanismi competitivi e di mercato. Le differenze nelle logiche di apertura dei diversi mercati giocano un ruolo sempre più importante, nel contesto di progressiva integrazione dei mercati europei, caratterizzato da un incremento degli scambi transnazionali, dall armonizzazione delle regole nonché dal crescente grado di un monopolio pubblico verticalmente integrato. Oggi, il mercato italiano è plurale e concorrenziale sia nel settore internazionalizzazione degli operatori. Una prima considerazione significativa scaturisce dal confronto tra il ruolo del regolato- 25 L R