Provvedimento n. 9268 (C4438) ENEL-FRANCE TELECOM/NEW WIND

L’AUTORITÀ GARANTE DELLA CONCORRENZA E DEL MERCATO

NELLA SUA ADUNANZA del 28 febbraio 2001;

SENTITO il Relatore Professor Nicola Occhiocupo;

VISTO il Regolamento CEE n. 4064/89, come modificato dal Regolamento CE n. 1310/97;

VISTA la legge 10 ottobre 1990, n. 287;

VISTO l’atto della Commissione Europea, pervenuto in data 30 novembre 2000, relativo alla notifica effettuata dalle società ENEL Spa, FRANCE TELECOM SA e WIND TELECOMUNICAZIONI Spa in data 28 novembre 2000;

VISTO l’atto di richiesta di rinvio, ai sensi dell’art. 9, paragrafo 2, del Regolamento CEE n. 4064/89, così come modificato dal Regolamento CE n. 1310/97, inviato alla Commissione Europea in data 20 dicembre 2000;

VISTA la decisione di rinvio adottata dalla Commissione Europea in data 19 gennaio 2001, ai sensi dell’art. 9 del Regolamento CEE n. 4064/89, così come modificato dal Regolamento CE n. 1310/97, pervenuta in data 22 gennaio 2001;

VISTA la propria delibera del 25 gennaio 2001, con la quale ha disposto l’avvio dell’istruttoria, ai sensi dell’articolo 16, comma 4, della legge n. 287/90, nei confronti di ENEL Spa, FRANCE TELECOM SA, WIND TELECOMUNICAZIONI Spa e INFOSTRADA Spa, al fine di effettuare una valutazione ai sensi dell’articolo 6 della medesima legge;

VISTE le richieste di informazioni trasmesse alle Parti in data 29 gennaio e 1° febbraio 2001 e la documentazione inviata da ENEL Spa, a seguito delle predette richieste, pervenuta in data 7 febbraio e 9 febbraio 2001, nonché la documentazione trasmessa da INFOSTRADA Spa, in data 6 febbraio 2001, e da WIND Spa, in data 6 febbraio 2001;

VISTE le richieste di informazioni inviate in data 30 gennaio 2001 e la documentazione trasmessa, a seguito delle predette richieste, dalle società Edison Spa, Energia Spa, Servizi per l’Energia Spa, Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale Spa, nonché, a seguito di audizione, dall’Associazione UNAPACE e dal Gestore del Mercato Elettrico Spa;

VISTA l’istanza del 31 gennaio 2001 di partecipazione all’istruttoria da parte della società Vodafone Airtouch Plc., accolta in data 1° febbraio 2001;

SENTITI in data 29 gennaio, 7 e 13 febbraio 2001 i rappresentanti della società ENEL Spa, in data 31 gennaio 2001, i rappresentanti della società INFOSTRADA Spa, nonché in data 31 gennaio e 1, 5 e 8 febbraio 2001, rispettivamente, i rappresentanti del Gestore del Mercato Elettrico Spa, della società Energia Spa, dell’Associazione UNAPACE, della società Edison Spa e del Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale Spa;

SENTITI davanti al Collegio in data 21 febbraio 2001, in audizione finale, i rappresentanti delle società ENEL Spa, FRANCE TELECOM SA, WIND TELECOMUNICAZIONI Spa e INFOSTRADA Spa, nonché i rappresentanti delle società Vodafone Airtouch Plc.;

CONSIDERATO quanto segue:

I. Le parti

1. ENEL Spa (di seguito ENEL), ex-monopolista del settore elettrico in Italia, è a capo di un gruppo attivo nella produzione, importazione, esportazione, distribuzione e vendita di energia elettrica nel territorio nazionale. In seguito all’approvazione della Direttiva 96/92/CE, che ha avviato il processo di liberalizzazione del mercato elettrico nell’Unione Europea, recepita nell’ordinamento italiano dal Decreto Legislativo n. 79/1999, ENEL ha riorganizzato la propria struttura societaria, costituendo apposite società operanti nel settore elettrico: ENEL Produzione Spa, EUROGEN Spa, ELETTROGEN Spa, INTERPOWER Spa e Erga Spa per la generazione di energia elettrica; ENEL Trade Spa, per l’importazione e la vendita di energia elettrica ai clienti idonei; ENEL Distribuzione Spa, per la distribuzione e la vendita ai clienti vincolati; Terna Spa, proprietaria della rete di trasmissione ad altissima e alta tensione. Recentemente, ENEL ha iniziato a diversificare la propria attività in altri settori, fra cui quello del gas naturale, mediante l’acquisizione di numerose imprese di distribuzione locale;  delle telecomunicazioni in rete fissa, mobile e Internet, tramite la società Wind Telecomunicazioni Spa; dell’impiantistica (ENELPOWER Spa); del riclico dei rifiuti con produzione di energia elettrica (ELETTROAMBIENTE Spa); della gestione e manutenzione degli impianti di illuminazione pubblica (SO.L.E Spa); degli impianti fotovoltaici e tecnologie per gli immobili (CONPHOEBUS Spa); del trading e della logistica di combustibili (ENEL.FTL Spa); della progettazione, realizzazione e gestione di reti idriche (ENEL.HYDRO Spa); dei servizi per le imprese e immobiliari (SEI Spa); della gestione immobiliare (DALMAZIA TRIESTE Spa); dei servizi integrati (ENEL.SI Spa); dei servizi informatici e telematici (ENEL.IT Spa); dei servizi specialistici e della ricerca per il settore elettrico (CESI Spa); del factoring e dei servizi finanziari per le società del Gruppo (ENEL.FACTOR Spa). 

Il capitale sociale di ENEL è detenuto, per il 67,5%, dallo Stato, mentre il rimanente 32,5% è diffuso fra il pubblico.

Nel 1999, ENEL ha realizzato a livello mondiale un fatturato pari a circa 40.000 miliardi di lire, quasi interamente in Italia.

2. FRANCE TELECOM SA (di seguito FT) è una società di diritto francese che offre servizi di telecomunicazioni all’utenza residenziale e d’affari, principalmente sul territorio nazionale. L’attività principale di FT include la fornitura di servizi di telefonia vocale fissa e mobile, di trasmissione dati, di affitto e vendita delle infrastrutture di telecomunicazioni, di televisione cablata e di programmazione televisiva, nonché di servizi informativi.

Il capitale sociale di FT è detenuto, per il 55,7%, dallo Stato Francese, per il 31,3% da privati e dipendenti, mentre il rimanente è ripartito fra Vodafone-Mannesmann (9,9%), Deutsche Telekom (1,8%) e la stessa FT (1,3%).

Nel 1999 FT ha realizzato a livello mondiale un fatturato pari a circa 27 miliardi di EURO, quasi interamente realizzati in Europa. In Italia, il fatturato del 1999 è stato quasi interamente realizzato tramite WIND TELECOMUNICAZIONI Spa.

3. WIND TELECOMUNICAZIONI Spa (di seguito WIND) è una società attiva nella progettazione, sviluppo, realizzazione, installazione, manutenzione e gestione di reti di telecomunicazioni e del relativo software, nonché nella predisposizione di una rete commerciale, distributiva e di assistenza finalizzata alla prestazione di servizi di telecomunicazione, tra cui servizi di telefonia vocale e telefonia mobile, servizi di trasmissione messaggi in voce, dati, video e altri servizi a valore aggiunto (telefonia per gruppi chiusi, ecc.), servizi di accesso ad Internet e, attraverso It-Net, società acquisita nel 19991, altresì servizi di commercio elettronico e di raccolta pubblicitaria on-line.  In particolare, dal febbraio 1998, WIND è titolare di licenza per l’installazione di una rete di telecomunicazioni allo scopo di prestare il servizio di telefonia vocale sul territorio nazionale. Dall’aprile 1998 WIND è inoltre titolare di licenza per l’installazione e la fornitura di reti di telecomunicazioni pubbliche, mentre nel giugno 1998 si è aggiudicata la gara per il rilascio di una licenza individuale per l’esercizio del servizio di comunicazione mobile in tecnica numerica GSM 900 e 1800. Per quanto concerne le infrastrutture di rete (backbone nazionale), WIND ha sottoscritto nel 1998 un accordo per l’uso in esclusiva per 15 anni delle infrastrutture di rete di ENEL2, stipulando contemporaneamente accordi per l’uso di linee affittate da altri operatori di telecomunicazioni. A fine 2000, i clienti di WIND, prevalentemente appartenenti al segmento di utenza residenziale3, sono stati, nella telefonia fissa, di poco superiori a [1,5-3,5]4 milioni, mentre nei servizi di accesso a Internet sono stati pari a circa [600.000-700.000]. Nello stesso periodo, il numero di attivazioni complessive di WIND nella telefonia mobile è stato pari a circa [4-6] milioni. WIND è un’impresa comune a pieno titolo, controllata congiuntamente da ENEL e da FT, che detengono, rispettivamente, il 56,3% e il 43,3% del suo capitale sociale. Nel 1999, WIND ha realizzato interamente in Italia un fatturato pari a circa 900 miliardi di lire.

4. INFOSTRADA Spa (di seguito INFOSTRADA) opera nel settore delle telecomunicazioni in ambito nazionale, in virtù di una licenza individuale rilasciata nel febbraio 1998 per l’installazione di una rete fissa di telecomunicazioni allo scopo di fornire al pubblico il servizio di telefonia vocale. Sin dalla propria costituzione nel 1995, INFOSTRADA fornisce servizi di telecomunicazione liberalizzati, quali servizi di telefonia per gruppi chiusi di utenti, servizi di trasmissione dati, servizi di rete privata virtuale, nonché, attraverso il marchio Libero, servizi di accesso a Internet e, attraverso la società interamente controllata Italia On Line Spa, altresì servizi di commercio elettronico e di raccolta pubblicitaria on-line. INFOSTRADA si avvale per offrire i propri servizi di telecomunicazioni di una rete costituita, oltre che da linee affittate da Telecom Italia Spa, da infrastrutture proprietarie. Nell’aprile 1998, INFOSTRADA ha concluso un accordo con Ferrovie Spa, in base al quale ha acquisito, per 30 anni, il diritto in esclusiva di stendere i propri cavi di fibra ottica lungo i 16.000 km di binari della rete ferroviaria italiana5. Al 31 dicembre 2000, il numero totale dei clienti dei servizi di telefonia vocale di INFOSTRADA è stato pari a circa [3-4] milioni, di cui circa il [15-35]% è rappresentato da utenza di tipo affari. Le attivazione per i servizi di accesso ad Internet, nello stesso periodo, sono state pari a circa [3-5] milioni, prevalentemente nel segmento di utenza residenziale. INFOSTRADA è interamente controllata da Mannesmann AG, a sua volta totalmente controllata da Vodafone Airtouch Group Plc. Nel 1999, INFOSTRADA ha realizzato interamente in Italia un fatturato pari a circa 1.400 miliardi di lire.

II. Descrizione dell’operazione

5. L’operazione di concentrazione si articola in due fasi e comporta la fusione di INFOSTRADA con WIND e l’acquisizione del controllo congiunto da parte di ENEL e FT sulla nuova società (di seguito anche NEW WIND).

6. A tale fine, le società ENEL, FT e WIND hanno concluso un accordo (Amendment n°1 and Supplemental Agreement), in data 11 ottobre 2000, volto a determinare la strategia aziendale di WIND e le modalità di esercizio del controllo su INFOSTRADA. Il predetto accordo modifica sia lo Shareholder Agreement sottoscritto da ENEL e FT il 28 luglio 2000, sia lo Strategic Partnership Agreement sottoscritto, nella stessa data, da ENEL, FT e WIND. A seguito di tali accordi, ENEL e FT hanno deciso di stipulare un contratto per l’acquisto dell’intera partecipazione azionaria del capitale di INFOSTRADA dalle società Mannesmann Investment BV e Mannesmann AG (di seguito, Mannesmann), entrambe a loro volta controllate da Vodafone Airtouch Group Plc. (di seguito, Vodafone).

7. L’operazione prevede, innanzitutto, l’acquisizione del controllo esclusivo di INFOSTRADA da parte della sola ENEL, che ne verserà altresì inizialmente l’intero corrispettivo, attraverso acquisto dell’intero capitale sociale della prima, attualmente detenuto da Mannesmann AG. Entro 12 mesi da tale acquisizione, quindi, dovrà essere realizzata, in base allo Shareholder Agreement del 28 luglio scorso,  la fusione di INFOSTRADA con WIND, la quale continuerà ad essere, anche dopo l’operazione, controllata congiuntamente da ENEL e FT. Sul punto, ENEL e FT si sono impegnate a dare il loro consenso in maniera irrevocabile e incondizionata (art. 3.1 dello Shareholder Agreement).

8. Subito dopo l’operazione di fusione, in base allo stesso Shareholder Agreement (art. 4), la società da questa derivante (NEW WIND), che sarà partecipata in base al concambio già stabilito fra le azioni di INFOSTRADA e quelle di WIND per il 73,3% da ENEL e per il 26,7% da FT, sarà oggetto, per un ammontare non inferiore al 25% delle sue azioni, di una prima offerta pubblica di azioni. I patti tra ENEL e FT prevedono che le due società esercitino il controllo congiunto su NEW WIND, che manterranno anche dopo la conclusione di tale offerta pubblica di vendita.

9. In particolare, ENEL e FT determineranno la gestione e la strategia aziendale di NEW WIND in conformità con i principi che già disciplinano l’esercizio del controllo congiunto su WIND. In tal senso, le Parti manterranno in particolare l’attuale diritto di assenso preventivo di FT sulle decisioni commerciali strategiche dell’impresa comune. Inoltre, ENEL si impegna a gestire INFOSTRADA, sin dalla sua acquisizione, come se facesse già parte di WIND, nell’interesse dell’impresa comune e nel rispetto di quanto sancito dallo Strategic Partnership Agreement e dallo Shareholders Agreement, così che la gestione di INFOSTRADA sia, in via di principio, identica nella sostanza a quella di WIND.

10. In considerazione del fatto che ENEL e FT si sono impegnate sin dall’inizio a fondere WIND con INFOSTRADA, e che la gestione della società nel periodo interinale sarà identica a quella di WIND, può ritenersi - secondo anche quanto rilevato dalla Commissione Europea nella decisione di rinvio del caso adottata in data 19 gennaio 2001 - che l’acquisizione di INFOSTRADA e la sua successiva fusione con WIND costituiscono due distinte fasi di una unica transazione, la quale darà luogo ad una impresa comune a pieno titolo controllata congiuntamente da ENEL e FT.

III. Qualificazione dell’operazione

11. L’operazione, in quanto comporta l’acquisizione del controllo congiunto di un’impresa, costituisce una concentrazione ai sensi dell’art. 3 del Regolamento CEE n. 4064/89 e rientra nell’ambito di applicazione di detto Regolamento, in quanto soddisfa le condizioni previste dall’art. 1 del medesimo e, di conseguenza, nella competenza esclusiva della Commissione. Sulla base della decisione di rinvio adottata in data 19 gennaio 2001 dalla Commissione, ai sensi dell’art. 9, paragrafo 3, lettera b), del Regolamento CEE n. 4064/89, come modificato dal Regolamento CE n. 1310/97, alla concentrazione risulta applicabile la legge n. 287/90 relativamente agli effetti della stessa sul mercato italiano della fornitura di energia elettrica.

IV. Risultanze istruttorie

1. Il settore elettrico

12. Occorre preliminarmente osservare che l’elettricità non può essere immagazzinata. Dal momento che la domanda di elettricità è sottoposta ad un andamento ciclico nell’arco della giornata, la capacità installata deve prevedere una riserva di potenza adeguata a soddisfare le punte più alte di domanda (“peak load”) e a neutralizzare improvvise interruzioni delle forniture. L’adeguamento della riserva di potenza ai consumi richiede una programmazione di largo anticipo degli investimenti in nuova capacità, connessi alle previsioni di crescita della domanda. L’attività di ciascun impianto di generazione e gli investimenti aggiuntivi (o la radiazione) di capacità si riflettono sul funzionamento e sull’equilibrio dell’intero sistema.

13. L’organizzazione industriale del settore elettrico è in genere distinta in diverse fasi tra loro verticalmente connesse: (i) la generazione, nella quale si trasforma una fonte di energia primaria in energia elettrica; (ii) la trasmissione, con cui si trasporta l’energia elettrica sulla rete interconnessa ad altissima ed alta tensione; (iii) la distribuzione, con cui si trasporta l’energia elettrica sulla rete interconnessa a media e bassa tensione; (iv) la fornitura (consegna e vendita) ai distributori e ai clienti finali.

14. La generazione di energia elettrica avviene mediante la trasformazione in elettricità di un input energetico primario (olio combustibile, gas, carbone, energia eolica, idroelettrica, nucleare, da fonti rinnovabili, ecc.). La struttura dei costi di generazione è influenzata anche dalla tecnologia adottata e dalla utilizzazione della capacità di generazione installata, dal rapporto unitario esistente fra input energetico ed elettricità prodotta (o efficienza termica degli impianti), dalla vita attesa degli impianti.

15. La tecnologia adottata permette di classificare in tre categorie gli impianti di generazione, secondo un criterio cosiddetto di “least-cost merit order”, cioè in funzione dell’incidenza dei costi variabili sul prezzo di vendita: gli impianti di base, di modulazione e di picco (gli ultimi due cosiddetti anche mid-merit). Gli impianti di base hanno un elevato rendimento (con un costo variabile non superiore ad un impianto a ciclo combinato di nuova realizzazione), cioè elevati costi fissi e ridotti costi variabili, e comprendono centrali di generazione che, coprendo la parte bassa della curva di carico (domanda), operano per un elevato numero di ore annue (7/8.000). Gli impianti mid-merit, fra cui rientrano gli impianti termici a rendimento inferiore e gli impianti idroelettrici di bacino, serbatoio e pompaggio, con ridotti costi fissi ed elevati costi variabili, includono centrali di generazione destinate a modulare il carico, che coprono la parte crescente e di picco della domanda e operano, quindi, per un numero di ore all’anno inferiore a quello degli impianti di base.

16. Nonostante le economie di scala d’impianto, l’attività di generazione è esercitabile in condizioni di concorrenza. Sebbene le centrali debbano essere realizzate in maniera da garantire una data capacità di riserva, la dimensione minima efficiente d’impianto si è ridotta nel tempo, con il passaggio dalla tradizionale tecnologia di produzione, basata sul processo termoelettrico, all’utilizzo di impianti a turbogas.

17. La trasmissione e la distribuzione comprendono il trasporto e la trasformazione dell’elettricità in altissima-alta (trasmissione) e media-bassa tensione (distribuzione) sulla rete interconnessa. Alla trasmissione è associato, oltre al trasporto dell’elettricità ad altissima e alta tensione, anche il management delle centrali collegate in rete, allo scopo di mantenere in equilibrio il voltaggio e la frequenza, per impedire le interruzioni di consegna dell’elettricità.

18. La trasmissione e la distribuzione presentano condizioni di monopolio naturale, la prima di dimensione nazionale, la seconda subnazionale o locale. Entrambe sono infrastrutture essenziali e rendono necessaria la regolamentazione delle condizioni tecniche ed economiche alle quali è garantito il loro accesso, per assicurare un adeguato grado di concorrenza dal lato dell’offerta (generazione) e della domanda (consumi).

19. La vendita, oltre alla fornitura di elettricità agli utenti finali, include la misura e la fatturazione dei consumi finali. Essa può essere organizzata separatamente dalla fase di trasmissione e distribuzione, per dare luogo ad un mercato distinto e concorrenziale. Il costo di allacciamento alla rete condiziona la modalità di concorrenza tra distributori, che avviene in sede di offerta dei contratti di fornitura.

20. Il bilanciamento, istante per istante, tra domanda e offerta di energia elettrica (dispacciamento), assume la funzione cruciale di garantire la continuità dell’erogazione dell’elettrica al cliente finale, in modo tale che non via siano soluzioni di continuità fra domanda e offerta. L’immissione sul mercato dell’energia elettrica attraverso reti di trasporto interconnesse favorisce, insieme alle economie di coordinamento insite nella funzione di dispacciamento, la previsione di una identità dei ruoli di gestione della rete di trasmissione e di dispacciamento.

21. Le specifiche caratteristiche tecniche di queste fasi sono tali da renderle fra loro strettamente connesse, non solo dal punto di vista tecnico, ma anche da quello economico. Sia le attività caratterizzate da monopoli naturali (trasmissione e distribuzione), sia le attività che si possono svolgere in contesti concorrenziali (generazione e fornitura), infatti, danno luogo a scambi fra domanda e offerta di energia elettrica senza soluzioni di continuità. Basti osservare, ad esempio, che la domanda di energia elettrica sul mercato della generazione riflette, allo stesso tempo, l’offerta di energia elettrica che si intende vendere sul mercato a valle della fornitura. Le condizioni a cui si incontrano domanda e offerta in quest’ultimo mercato della filiera elettrica, cioè, sono direttamente influenzate dalle condizioni a cui avviene lo scambio di energia elettrica nel mercato a monte della generazione.

22. L’insieme della attività tecniche ed economiche necessarie al funzionamento del settore elettrico, descritte in precedenza, può essere organizzato in forma verticalmente integrata in un’unica impresa monopolista oppure prevedere l’esistenza di più imprese, i cui rapporti economici sono di tipo contrattuale anziché proprietario. Questo secondo modello, in genere associato ad una apertura alla concorrenza dei mercati della generazione e della fornitura, può contemplare anche una sede per gli scambi all’ingrosso dell’energia elettrica (Borsa elettrica o pool)⁶.

2. Il settore elettrico italiano

a) Un quadro generale

23. Il fabbisogno lordo di energia elettrica in Italia nel 2000 è stato di 297.8 TWh, con una crescita del 4,1% rispetto all’anno precedente. Alla copertura del fabbisogno hanno concorso la produzione nazionale per l’85%  e le importazioni per il 15% circa.

24. Nella tabella 1 sono riassunti i dati relativi al fabbisogno di energia elettrica ed alle sue fonti per il 2000 e le previsioni fino al 2005. Per gli anni 2003-2005, le previsioni sono basate su una stima di crescita del fabbisogno ipotizzabile del 3,5% annuo.

Tabella 1: fabbisogno di energia elettrica, 2000-2005

Fonte: GRTN e nostre elaborazioni per le previsioni 2003-2005.

25. Per quanto riguarda il 2000 ed, a livello previsionale, il 2001, le quantità con cui ENEL ed i generatori privati, le società municipalizzate e gli importatori grossisti hanno soddisfatto e copriranno il fabbisogno di elettricità sono riportate nella tabella 2. A partire dal 2001, l’energia elettrica prodotta dagli impianti costruiti in seguito alla deliberazione Cip 6/927 è destinata quasi interamente al mercato liberalizzato, mediante aste bandite dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale Spa (GRTN). Questa energia elettrica sarà venduta sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica, non appena entrerà in funzione la Borsa, prevista dall’articolo 5 del Decreto Legislativo n. 79/99 .

26. Dalla ripartizione contenuta nella tabella 2 della disponibilità di energia elettrica, necessaria a soddisfare il fabbisogno nazionale, si ricavano le quote di mercato nel 2000 e nel 2001, rispettivamente di ENEL e degli altri produttori terzi (cfr. tabella 3). L’energia elettrica importata o acquistata alle aste bandite dal GRTN, per cedere quella prodotta dagli impianti CIP 6/92, è assimilabile a quella generata da impianti di base, in produzione continua e che, diversamente dagli impianti di modulazione e di picco, non si adattano immediatamente ai mutamenti ciclici (orari o stagionali) della domanda.

Tabella 2: Disponibilità di energia elettrica di ENEL e di terzi, 2000 e 2001

Fonte: nostre elaborazioni su dati ENEL, GRTN.

Tabella 3: Contributo di ENEL e dei terzi al soddisfacimento del fabbisogno di energia

(*) Per il 2002 stime dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas al netto dell’offerta delle tre GENCO.

Fonte: nostre elaborazioni sui dati della tabella 2 per gli anni 200 e 2001.

27. La quota di mercato di ENEL nel 2001 comprende l’offerta delle tre GENCO. ENEL stima una produzione delle tre GENCO pari a 44,7 TWh nel 2001. Scorporando tale valore dalla quota ENEL a partire dal 2002 si giunge ad un valore identico a quello stimato dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas, pari al 50,2% (cfr. ultima colonna della tabella 3). Per interpretare correttamente i dati in tabella 3 si deve, tuttavia, ricordare che parte dell’energia elettrica prodotta dagli impianti CIP 6/92, a partire dal 2001, è assegnata anche ad ENEL Trade, oltreché agli altri operatori, per essere venduta ai clienti idonei.

b) La generazione

28. Il mercato della generazione comprende la produzione di energia elettrica mediante l’utilizzo degli impianti siti sul territorio nazionale. L’energia prodotta all’interno di un sistema elettrico dipende dalla potenza installata. La potenza installata lorda totale che si è resa disponibile, nel 2000, alla copertura dell’85% del fabbisogno italiano è stata pari a 72.400 MW. Nel corso del 1999 è stato utilizzato solo il 58% della potenza installata, cui va aggiunta quella estera impegnata per le importazioni, pari a circa 4.800 MW.

29. Nella tabella 4, per gli anni 1995-1999, sono riportati i dati relativi alla domanda di picco dei mesi invernali, misurata al netto degli impianti ENEL in conservazione o indisponibili per motivi ambientali, alla capacità netta disponibile di ENEL, alla capacità di ENEL contrattualizzata con acquirenti nazionali ed esteri, alla capacità di riserva di ENEL.

Tabella 4: domanda e capacità di generazione

Fonte: Enel, Securities and Exchange Commission, Annual Report pursuant to section 13 ord 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934. For the Fiscal Year Ended: December 31, 1999, F-20, July 3, 2000, p. 12 (http://www.enel.it/it/enel//investitori/bilanci/doc/enel20f.pdf).

30. È evidente il peso preponderante e crescente nel tempo che riveste la capacità di riserva di ENEL sul sistema elettrico nazionale. Questa circostanza, non consente solo di apprezzare la posizione che ricopre l’ex monopolista nel mercato della generazione, dal lato dell’offerta interna, ma permette anche di valutare meglio il ruolo delle importazioni. Esse sembrano motivate non tanto da esigenze legate dalla scarsità di capacità installata, quanto dalla convenienza economica ad acquistare energia prodotta a costi inferiori all’estero. In altri termini, le importazioni sono un indicatore che rivela l’inefficienza relativa del parco di generazione nazionale.

31. La potenza installata lorda è così ripartita fra le imprese elettriche nazionali: il Gruppo ENEL, escluse le tre GENCO, circa 42.000 MW; Autoproduttori privati, 7.600 MW; Elettrogen, 7.000 MW; Eurogen, 5.500 MW; EDISON-SONDEL, 5.000 MW; Municipalizzate, 2.800 MW; Interpower, 2.500 MW (figura 1)8. Esclusa la capacità utilizzata dagli Autoproduttori, che non forniscono il mercato, la quota di ENEL è pari al 64,8%; quella di Elettrogen, al 10,8%; di Eurogen, all’8,5%; di EDISON-SONDEL, al 7,7%; delle Municipalizzate, al 4,3%; di Interpower, al 3,8%. La capacità del Gruppo ENEL è pari a 6 volte quella di Elettrogen che, dopo la sua privatizzazione, sarà la maggiore impresa concorrente del Gruppo ENEL.

Figura 1

Fonte: nostre elaborazioni su dati GME.

32. Gli impianti di generazione di energia elettrica, come si è visto, vengono generalmente distinti in impianti di base, di modulazione e di picco (mid-merit). Questi criteri di ripartizione riflettono, fra l’altro, il numero di ore in cui un impianto è in grado di funzionare nell’anno. La durata del loro funzionamento dipende dalla capacità dell’impianto di “reagire” tempestivamente alle variazioni della domanda che si verificano nell’arco della giornata.

33. La capacità lorda e netta di ENEL Produzione ed ERGA è suddivisa a seconda della tipologia di impianti, al netto delle tre GENCO, nella tabella 5. Il [65-85]% della capacità lorda installata di ENEL si riferisce ad impianti di modulazione e di picco. Quasi tutti gli impianti realizzati negli ultimi anni in Italia sono centrali a ciclo combinato, cioè impianti di base. ENEL ha dichiarato nel corso del procedimento che, al termine del programmato processo di riconversione di una parte del suo parco di centrali, la quota degli impianti di modulazione e di picco dovrebbe scendere dall’attuale [65-85]% al [50-70]%.

[Tabella 5: Capacità installata di ENEL Produzione ed Erga]

Fonte: ENEL.

34. La composizione del parco di generazione di ENEL per input energetico primario è così ripartita: il [55-75]% in impianti termoelettrici (di cui si considerano di base i gruppi a carbone, ad orimulsion ed i cicli combinati; di modulazione i gruppi ad olio combustibile e quelli a gas in ciclo convenzionale; di picco quelli turbogas); il [20-40]% in impianti idroelettrici (di cui si considerano di base quelli ad acqua fluente; di modulazione quelli a bacino; di picco quelli a serbatoio a pompaggio); il [1-10]% in impianti che utilizzano fonti rinnovabili.

35. Secondo il Programma triennale di sviluppo della rete di trasmissione nazionale, messo a punto di recente dal GRTN, non è prevedibile con esattezza quando entrerà in servizio in Italia nuova capacità di generazione. Secondo una previsione prudenziale, senza considerare i tempi necessari agli allacci alla rete, potrebbe essere terminata la costruzione di 1.200 MW nel 2001 e nel 2002 e di altri 1.000 MW nel 2003. Secondo il GRTN, sul totale dei 3.400 MW previsti, [25-45%] sono relativi a progetti ENEL (cfr. doc. 86 del fascicolo generale).

c) La trasmissione

36. La trasmissione include il trasporto di energia elettrica lungo le reti interconnesse ad alta (150 kV e 132 kV) e altissima (380 kV e 220 kV) tensione dagli impianti di produzione, oppure, nel caso di energia importata, dal punto di consegna al sistema di distribuzione. Attualmente, la proprietà della rete di trasmissione di ENEL è stata conferita alla società controllata TERNA, mentre la gestione dell’intera rete di trasmissione nazionale è stata affidata al GRTN.

37. Nel Programma triennale del GRTN sono previsti incrementi della capacità netta di importazione nell’ordine di grandezza compreso tra 2.500-3.000 MW d’inverno e 3.000-3.500 MW d’estate, attraverso la realizzazione di tre nuovi collegamenti (due linee a doppia terna e una a semplice terna) con la Francia, la Svizzera e l’Austria. Il flusso di energia elettrica importabile su base annua, a regime, per ciascun progetto è valutato dal GRTN dell’ordine di 10-12 TWh per le linee a doppia terna e 4-5 TWh per la linea a semplice terna. I tempi necessari per la realizzazione dei progetti non sono facilmente prevedibili da parte del GRTN, che indica il 2003 come la prima data possibile per l’entrata in servizio di una delle tre linee e il 2004 per le altre.

d) La distribuzione

38. La distribuzione include il trasporto di energia elettrica dalla rete di trasmissione al cliente. ENEL possiede la principale rete di distribuzione di energia elettrica in Italia e, a seguito dell’entrata in vigore del Decreto Legislativo n. 79/99, ha conferito le attività di distribuzione a ENEL Distribuzione Spa, società interamente controllata, che svolge attività di gestione e di manutenzione della rete di distribuzione e di vendita dell’energia elettrica ai clienti vincolati.

39. I clienti vincolati, secondo quanto disposto dall’art. 2, comma 7, del citato Decreto Legislativo n. 79/99, sono i clienti finali che, non rientrando nella categoria dei clienti idonei, sono legittimati a stipulare contratti di fornitura esclusivamente con il soggetto che presta, sulla base di una concessione, la fornitura di energia elettrica nell’area territoriale dove è localizzata l’utenza. A questi si aggiungono i clienti idonei che scelgono di restare temporaneamente vincolati. A sua volta, l’impresa di distribuzione è fornita di energia elettrica da ENEL e, quando sarà operativo, dall’Acquirente Unico Spa⁹, secondo tariffe determinate dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas.

40. In seguito al riassetto del mercato della distribuzione previsto dal Decreto Legislativo n. 79/99, le attività di distribuzione e di vendita ai clienti vincolati sono svolte in base a concessione rilasciata dal Ministro dell’Industria. Le imprese distributrici operanti alla data del 1° aprile 1999, continueranno a svolgere tale servizio sulla base di concessioni che il Ministro dell’Industria dovrà rilasciare entro il 31 marzo 2001, con scadenza 31 dicembre 2030. I concessionari dovranno individuare i responsabili della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo delle reti di distribuzione e dei relativi dispositivi di interconnessione. Inoltre, entro il 31 marzo 2001 dovrebbe essere completato il processo di accorpamento in un unico concessionario (la società municipalizzata) delle reti delle città in cui sinora hanno insistito due concessioni per la distribuzione.

e) La fornitura ai clienti idonei

41. Il processo di apertura del mercato elettrico italiano, promosso dal Decreto Legislativo n. 79/99, si articola in tre fasi. In una prima fase, immediatamente dopo l’entrata in vigore del Decreto, la soglia di idoneità è stata posta ad un livello di consumo di 30 GWh annui, in grado di creare un mercato libero di ampiezza pari al 30% della domanda di energia elettrica. Dal 1° gennaio 2000 hanno diritto alla qualifica di clienti idonei tutti i clienti finali ed i consorzi i cui consumi totali siano superiori a 20 GWh, purché, nel caso dei consorzi, i consumi annui di ciascun consorziato siano superiori a 1 GWh annuo. In questa seconda fase, che definisce l’attuale situazione, l’ampiezza teorica del mercato libero dovrebbe essere pari al 35% della domanda di energia elettrica. Dal 1° gennaio 2002, il citato Decreto Legislativo prevede che acquistino la qualifica di idoneità i clienti finali ed i consorzi con consumi annui superiori a 9 GWh annui, portando l’ampiezza del mercato libero ad almeno il 40% della domanda totale.

42. Queste soglie di idoneità subiranno una ulteriore riduzione dopo l’entrata in vigore della legge recante Disposizioni in materia di apertura e regolazione dei mercati¹⁰, che stabilisce l’abbassamento della soglia di idoneità ad un livello di consumo pari a 0,1 GWh (100.000 kWh) annui, a partire da novanta giorni dopo la cessione definitiva da parte di ENEL di 15.000 MW di capacità di generazione, prevista dall’art. 8 del Decreto Legislativo n. 79/99. Si determinerà così un’estensione del mercato libero pari al 60% circa della domanda totale.

43. La fornitura di energia elettrica ai clienti idonei avviene attualmente sulla base di contratti bilaterali, finché non entrerà in funzione la Borsa elettrica, organizzata dal Gestore del Mercato Elettrico Spa (GME), secondo quanto prevede l’art. 5 del Decreto Legislativo n. 79/99, che assicurerà il dispacciamento dell’energia elettrica secondo il merito economico degli impianti di generazione.

44. Al 6 dicembre 2000, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas aveva qualificato come idonei 1.104 consumatori di energia elettrica, di cui 575 clienti finali; 148 imprese in forma societaria; 284 consorzi; 8 distributori; 89 grossisti. I consumi al 31 dicembre 2000 di questi clienti ammontavano a circa 92,2 TWh, pari al 34,5% della domanda complessiva di energia elettrica in Italia¹¹. In media, nel corso dell’anno 2000, i consumi attribuibili ai consumatori idonei sono valutabili in circa 80 TWh.

45. In realtà, se si considerano i consumi dei clienti che hanno effettivamente scelto di essere qualificati idonei nel corso dell’anno 2000, la quota del mercato aperto alla concorrenza si riduce sostanzialmente. ENEL, nel documento predisposto per la statunitense Securities and Exchange Commission, ha stimato che il mercato liberalizzato, nell’anno 2000, non dovrebbe aver superato il 23,5% del totale dei consumi elettrici nazionali¹².

46. Nel corso del 2000, la stretta relazione esistente tra il mercato della fornitura ai clienti idonei e quello della generazione di energia elettrica, già richiamata al precedente § 21, è stata pienamente confermata in presenza della scarsità di offerta di energia elettrica per i concorrenti di ENEL Trade sul mercato liberalizzato. In tale situazione, sono emersi i limiti dell’approvvigionamento dal lato delle importazioni e della capacità produttiva dei concorrenti del Gruppo ENEL, che per la sua preponderante posizione nel mercato della generazione era in grado di condizionarne gli sbocchi nel mercato liberalizzato, limitando le loro forniture ai clienti idonei.

47. A seguito di un intervento dell’Autorità, negli ultimi mesi del 2000, il Gruppo ENEL ha venduto energia elettrica ai propri concorrenti. Al fine di porre rimedio alla scarsità di energia elettrica per i concorrenti di ENEL Trade sul mercato della fornitura ai clienti idonei, un provvedimento governativo ha stabilito di destinare dal 2001 al mercato liberalizzato, con aste bandite dal GRTN, l’energia elettrica prodotta dagli impianti CIP 6/92, in precedenza acquistata integralmente dal Gruppo ENEL.

48. Il mercato della fornitura dei clienti idonei per il 2000 è descritto nella tabella 6. La quota di mercato di ENEL Trade è stata pari a circa il 50%.

Tabella 6: mercato dei clienti idonei 2000 (TWh)

Fonte: nostre elaborazioni su dati ENEL.

3. Il mercato rilevante

a) Il mercato del prodotto

49. La Commissione Europea ha recentemente individuato quattro distinti mercati rilevanti per l’analisi antitrust nell’ambito del settore elettrico: la generazione (produzione) di energia elettrica; la trasmissione (trasporto di energia elettrica sulla rete ad alta tensione); la distribuzione (trasporto di energia elettrica sulla rete a media e bassa tensione); la fornitura (consegna e vendita di energia elettrica al consumatore finale)¹³. La Commissione ha, invece, lasciato aperta la definizione esatta del mercato per l’acquisto e la rivendita (trading) di energia elettrica¹⁴.

50. Con riferimento all’attività di fornitura di energia elettrica, in ragione del processo di liberalizzazione del settore elettrico promosso dalla Direttiva 96/92/CE, in una serie di precedenti sia la Commissione, sia l’Autorità hanno individuato due distinti mercati, rappresentati dalla fornitura di elettricità ai clienti idonei e dalla fornitura ai clienti vincolati, atteso che le condizioni di concorrenza sono distinte, nonché sottoposte a regolamentazioni differenti.

51. Il Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79, in attuazione della Direttiva 96/92/CE, ha modificato in modo significativo la regolamentazione del settore elettrico italiano. In particolare, per quanto attiene alla produzione di energia elettrica, l’art. 8 del Decreto Legislativo n. 79/99 ha disposto che dal 1° gennaio 2003 nessun operatore possa produrre o importare, direttamente o indirettamente, più del 50% del totale dell’energia elettrica prodotta ed importata in Italia. Di conseguenza, ENEL sarà tenuta a cedere una parte della propria capacità produttiva, pari almeno a 15.000 MW, entro la stessa data. Il 4 agosto 1999 il Presidente del Consiglio dei Ministri ha approvato il piano predisposto da ENEL per la dismissione di 15.057 MW di potenza efficiente netta, gli impianti individuati per la cessione sono stati trasferiti a tre società interamente controllate da ENEL (Eurogen Spa, Elettrogen Spa, Interpower Spa), cosiddette GENCO. Attualmente sono in corso le procedure per la cessione della società Elettrogen Spa.

52. Ai fini dell’operazione in esame, il mercato del prodotto rilevante è quello della fornitura (consegna e vendita) di energia elettrica ai clienti idonei, effettivi e potenziali¹⁵.

53. Su tale mercato sono presenti, dal lato della domanda, i clienti finali; le imprese costituite in forma societaria; i gruppi di imprese, anche ai sensi dell’art. 7 della legge 10 ottobre 1990, n. 287, i consorzi e le società consortili; le imprese di distribuzione che trasportano e trasformano energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa tensione per le consegne ai clienti idonei connessi alle loro reti; gli acquirenti grossisti, limitatamente all’energia elettrica consumata dai clienti idonei con cui hanno stipulato contratti di vendita; l’azienda speciale di Trento e Bolzano. Dal lato dell’offerta, invece, sono presenti tutti i produttori, nazionali ed esteri, direttamente o tramite gli acquirenti grossisti, limitatamente all’energia elettrica consumata dai clienti idonei con cui hanno stipulato contratti di vendita.

b) Il mercato geografico

54. Secondo quanto affermato dalla stessa Commissione nella decisione di rinvio del caso all’Autorità, adottata in data 19 gennaio 2001, il mercato della fornitura di energia elettrica resta ancora essenzialmente nazionale. Al riguardo può in particolare osservarsi che, nonostante la progressiva liberalizzazione del settore elettrico comporti una internazionalizzazione delle forniture destinate ai clienti idonei, le limitazioni tecniche delle capacità di trasporto di energia elettrica sulle reti internazionali, le variazioni significative dei prezzi fra gli Stati membri e l’esistenza di difformi regolamentazioni nazionali militano, infatti, nella maggior parte degli Stati membri, a favore della definizione di un mercato geografico nazionale.

55. In tal senso, il mercato geografico della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei deve ritenersi tuttora di dimensione nazionale. Nonostante la possibilità per i clienti idonei di rivolgersi a fornitori localizzati, non solo in qualsiasi area del territorio nazionale, ma anche all’estero, la quota degli scambi transfrontalieri sul totale dell’elettricità consumata in Italia è ancora del tutto marginale, essendo pari a circa il 15% del totale dei consumi nazionali nel 2000. Circa la metà della capacità di interconnessione con le reti estere, inoltre, è impegnata da contratti di durata stipulati da ENEL. L’energia elettrica esportata dall’Italia, infine, ha rappresentato in complesso lo 0,2% del totale della produzione lorda nel 1999 (0,3% nel 1998).

56. Nel breve e medio periodo, la quota delle importazioni, attualmente pari a circa 44 TWh anno, è destinata a crescere solo nella misura in cui si modifichi l’attuale livello di capacità d’interconnessione con l’estero delle reti nazionali ad altissima ed alta tensione.

57. Per tutti i consumi compresi fra 2 e 24 GWh, inoltre, in Italia i livelli dei prezzi interni, espressi in lire/kWh a cambi correnti al netto delle imposte, hanno presentato nel 1999 differenziali, rispetto alla media europea ponderata sul volume dei consumi 1997, compresi fra un minimo del 10,6% (2 GWh) e un massimo del 9,2% (24 GWh). Tali differenziali non appaiono essersi significativamente ridotti nel corso dell’anno 2000.

58. Da ultimo, il diverso grado di apertura alla concorrenza del mercato italiano dei clienti idonei, rispetto a quello degli altri principali Stati membri, contribuisce a circoscriverne l’estensione geografica alla dimensione nazionale.

4. La cessione delle GenCo

59. L’articolo 8 del Decreto Legislativo n. 79/99, come si è detto, impone ad ENEL la dismissione di 15.000 MW di potenza installata. Lo scopo di questa norma è agevolare, nel breve periodo, la creazione di un contesto concorrenziale nel mercato dell’energia elettrica. A questo fine, sempre l’articolo 8 fissa anche una soglia di potere di mercato (“50% del totale dell’energia elettrica prodotta e importata in Italia”), che non sarà consentito a nessuna impresa di superare, a partire dal 1° gennaio 2003. Nel caso in cui, “calcolata come media su base triennale”, tale soglia venga oltrepassata, l’Autorità garante della concorrenza e del mercato “adotta i provvedimenti di cui all’articolo 15 della legge 10 ottobre 1990, n. 287”.

60. Allo stesso tempo, però, l’art. 8 subordina la dismissione di 15.000 MW di potenza installata di ENEL al rispetto di una serie di altri obiettivi dell’impresa venditrice (attività di sviluppo, innovazione, ricerca e crescita estera di ENEL) e di altri vincoli che condizioneranno le imprese acquirenti (esistenza di piani industriali, mantenimento della produzione nei siti esistenti, impegni occupazionali). Tali obiettivi e vincoli sono meglio precisati nel Piano per le cessioni degli impianti, predisposto da ENEL (di seguito, Piano) ¹⁶.

61. Il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 4 agosto 1999 ha approvato il piano di dismissione di almeno 15.000 MW di potenza, predisposto dall’ENEL con delibera del consiglio di amministrazione del 16 luglio 1999 e allegato al decreto (Piano, art. 1).

62. L’art. 2 del medesimo decreto prende atto, in primo luogo, che “[a]i fini della cessione degli impianti [di ENEL] sono costituite tre società per azioni”, cui verranno conferite le centrali elettriche da dismettere.

In secondo luogo, il decreto stabilisce che ENEL provvederà alla cessione delle partecipazioni azionarie di tali società “con offerta pubblica di vendita ovvero a trattativa privata ovvero con entrambe tali modalità”.

63. Nel Piano si afferma che “i nuovi produttori, per concorrere efficacemente [con ENEL], dovranno disporre di un parco impianti caratterizzato da una capacità produttiva di dimensioni sufficienti a garantire: economicità ed efficienza della produzione; autonomia nella gestione dell’offerta in termini di riserva e di programmi di manutenzione degli impianti” (in Premessa). Dal testo del Piano si evince che le linee guida predisposte dal Ministro dell’industria indicano la necessità che gli impianti oggetto di dismissione siano selezionati in base ad un criterio che rifletta un equilibrato mix di impianti di base e di punta, tale da consentire di concorrere in ogni fase della domanda; un mix diversificato di fonti di energia primaria; alcuni impianti obsoleti in modo da attivare investimenti per l’incremento dell’efficienza e l’economicità della gestione, in particolare nelle aree del Mezzogiorno; un’adeguata articolazione geografica, per garantire una pluralità dell’offerta nelle diverse aree del territorio nazionale, impedendo che possano crearsi monopoli locali.

64. Sulla base delle indicazioni ricevute dal Ministro dell’industria, ENEL ha provveduto a costituire tre società (Genco), identificate nel Piano inizialmente con le lettere A, B e C, cui sono stati conferiti impianti per un ammontare complessivo di 15.057 MW di potenza. La società A (Eurogen Spa) disporrà di 7.008 MW di potenza; la società B (Elettrogen Spa), di 5.438 MW; la società C (Interpower Spa), di 2.611 MW. Nonostante la differente taglia dimensionale, “il parco impianti delle tre società presenta una composizione sostanzialmente simile a quello che rimarrà in Enel, sia per quanto riguarda le caratteristiche tecnologiche, che per il mix di combustibili utilizzati e la dislocazione geografica” (Piano, in Premessa).

65. Nel suo Piano ENEL annuncia anche la propria intenzione di creare imprese comuni con gli enti locali situati nelle regioni della Valle d’Aosta e del Trentino-Alto Adige, cui conferire propri impianti idroelettrici, mantenendo nei primi anni una partecipazione significativa in tali società¹⁷.

66. Tra i vari fattori che possono influenzare in futuro le posizioni relative sul mercato del Gruppo ENEL e dei suoi concorrenti - la sua rilevante capacità di riserva, rispetto al picco di domanda; i mutamenti nello sfruttamento della capacità di generazione residua di ENEL e di quella dei nuovi entranti nel mercato della generazione; il livello delle importazioni (ed esportazioni) di elettricità; l’evoluzione della tecnologia e della domanda; la dinamica dei prezzi degli input energetici utilizzati - merita sottolinearne uno, in particolare. Si tratta delle modificazioni tecnologiche collegate alla trasformazione degli impianti tradizionali termoelettrici in impianti a ciclo combinato che, secondo il piano ENEL, “verrà effettuata dagli acquirenti in tutti i casi tecnicamente possibili. In tal modo si otterrà un mercato effettivamente competitivo in grado di minimizzare il costo dell’energia prodotta dal sistema” (Piano, paragrafo relativo al Mix tecnologico).

67. Il Piano precisa che, fra gli impianti termici destinati ad essere ceduti, “sono stati scelti in prevalenza quelli capaci, dopo la trasformazione a CCGT [ciclo combinato¹⁸], di offrire un’elevata quota di produzione di energia a costi competitivi e con le migliori tecnologie esistenti” (ivi). Nelle conclusioni, riepilogando gli impegni che gli acquirenti dovranno assumersi, è stabilito che “per ogni società [oggetto di dismissione] sarà predisposto un piano industriale contenente indicazioni in merito a: piani di trasformazione a ciclo combinato degli impianti convertibili; garanzie di fornitura dei combustibili necessari alla conduzione. [...] In proposito, come disposto dal decreto legislativo n. 79/99 e coerentemente con quanto indicato nelle linee guida del Ministro dell’industria, gli acquirenti dovranno specificare nelle offerte di acquisto i propri impegni in merito a: trasformazioni a ciclo combinato di tutti gli impianti indicati come convertibili, con indicazioni su tempistiche e piani di investimento previsti [...]”.

68. Secondo le stime di ENEL in tutte le tre Genco vi sono impianti termici convertibili in ciclo combinato. L’ammontare della spesa per gli investimenti a questo fine, stimata da ENEL nel Piano, è pari a poco più di 5.000 miliardi di lire. Al termine della conversione degli impianti che, secondo ENEL, si concluderà nel 2008, impiegherà tecnologia a ciclo combinato il 52% della capacità di Eurogen, il 57% di Elettrogen e il 79% di Interpower.

69. L’impegno a promuovere la riconversione degli impianti termici tradizionali in impianti a ciclo combinato dovrebbe comportare un miglioramento del rendimento energetico delle centrali; una crescita della domanda interna di investimenti in questo tipo di macchinari e impianti; un incremento dei consumi di gas naturale; una riduzione delle esternalità negative legate agli attuali livelli di emissioni (anche secondo gli impegni assunti dall’Italia nell’ambito del protocollo di Kyoto).

70. Inoltre, fra gli impegni previsti per gli acquirenti delle tre Genco va segnalato, oltre a quello legato alle garanzie di fornitura dei combustibili necessari alla conduzione degli impianti, anche il mantenimento del livello occupazionale esistente nelle singole centrali conferite a ciascuna Genco, pari a circa 4.300 unità, e una quota del personale di staff necessario alla totale autonomia delle strutture produttive (circa 800 unità), cui saranno applicate le medesime caratteristiche contrattuali previste per i dipendenti ENEL. Si tratta di complessivi 5.057 addetti (2.214 di Eurogen, 1.721 di Elettrogen, 1.122 di Interpower).

71. Il 4 ottobre 1999 il Ministro dell’industria, i rappresentanti sindacali dei lavoratori e ENEL hanno raggiunto un’intesa¹⁹ che prevede, in relazione a “tutte le cessioni di ramo di azienda previste dal decreto n. 79/99”, il rispetto dei seguenti impegni:

1. “[…] a tutela dei diritti dei lavoratori coinvolti, è prevista per tre anni e comunque fino alla stipula del nuovo contratto collettivo nazionale di lavoro per il settore elettrico la conservazione del trattamento economico, normativo e sindacale […];
2. tra gli obblighi per gli acquirenti che verranno stabiliti dal decreto del Ministro del tesoro e dell’industria, volto a definire le modalità di cessione delle tre Genco, saranno inclusi:

• “[…] l’impossibilità, per un periodo di 36 mesi, di successive vendite della società o di parte di essa;
• la conferma della continuità produttiva elettrica dei siti nel rispetto dei vincoli ambientali e delle intese eventualmente intercorse con le amministrazioni locali;
• la presentazione di un Piano industriale che garantisca la continuità produttiva degli impianti, l’efficienza energetica degli impianti, la valorizzazione industriale e finanziaria dell’azienda e la continuità occupazionale delle società nel tempo, senza dar luogo a procedure collettive di riduzione del personale fino al 31-12-2004 e comunque per un periodo non inferiore a tre anni dalla vendita […];
• le società acquirenti sono tenute al rispetto degli impegni sopraindicati e ad illustrarli in uno specifico incontro sindacale, entro 30 giorni dalla data del trasferimento delle azioni. Il mancato rispetto degli impegni definiti da parte delle società acquirenti, comporterà un intervento del Ministero dell’industria per il loro ripristino;
• il Governo si impegna ad inserire nel decreto che emanerà in occasione della cessione delle società l’insieme degli impegni e condizioni dei punti 1 e 2” (sottolineature aggiunte).

72. Infine, secondo il Piano, al termine del processo di trasformazione a ciclo combinato (CCGT) degli impianti delle tre Genco (2008), che comporterà una spesa di  2.010 miliardi di lire per Eurogen, 1.665 miliardi di lire per Elettrogen e 1.433 miliardi di lire per Interpower, muterà la composizione del parco delle centrali di ciascuna delle Genco, rispetto al momento della loro cessione, nella seguente proporzione (tabella 7).

Tabella 7: ripartizione per tipologia degli impianti delle Genco

Fonte: Piano ENEL.

5. Il potere di mercato di ENEL

a) Il potere di mercato di ENEL nella fornitura ai clienti idonei, effettivi e potenziali

73. Come risulta dalla precedente tabella 6, nel 2000 la quota delle vendite di energia elettrica ai clienti idonei effettivi di ENEL Trade è stata pari a circa il 50% del totale. Il mercato della fornitura ai clienti idonei effettivi ha presentato una struttura particolarmente concentrata ed asimmetrica. Le prime due imprese hanno coperto il 70% del mercato, con un rapporto di circa 2,5 volte tra la quota della prima e quella della seconda.

74. Se si tiene conto, inoltre, che una parte dei clienti potenzialmente idonei ha deciso di restare vincolata (per un livello totale di consumi pari a 11,7 TWh), il potere di mercato di ENEL Trade risulta rafforzato dall’influenza esercitata da ENEL Distribuzione sui clienti idonei potenziali, che hanno mantenuto la qualifica di vincolati. ENEL Distribuzione ha servito, nel 2000, circa 92% dei clienti vincolati.

75. Per l’anno 2001 ENEL ipotizza una riduzione della quota di mercato di ENEL Trade, rispetto al livello del 2000, in primo luogo a causa delle vendite di energia elettrica proveniente dagli impianti CIP 6/92. Secondo stime fornite dal GRTN, su un totale di energia elettrica CIP 6/92 messa all’asta nel 2001, pari a circa 34,8 TWh, i concorrenti di ENEL Trade avrebbero acquistato circa [10-30] TWh [50-60%], ENEL Trade [10-20] TWh [40-50%].

b) Il potere di mercato di ENEL di fissare il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica

76. Sulla base dei dati relativi alla capacità installata, ripartita per fonte energetica utilizzata e per tipologia di impianto (base, mid-merit), e alla capacità di riserva misurata sulla domanda di picco, detenuta dal Gruppo ENEL a confronto con quella dei suoi concorrenti, anche dopo la cessione delle tre GENCO, è possibile affermare che il Gruppo ENEL (con ENEL Produzione ed ERGA) avrà il potere di fissare il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica, anche quando sarà entrata in funzione la Borsa elettrica.

77. La potenza installata, rappresentata graficamente nella figura 1 (cfr. supra, § 31), contribuisce diversamente alla copertura del fabbisogno di energia elettrica nell’arco dell’anno (o della giornata). La curva di carico, rappresentata nella seguente figura 2, per ogni percentuale di ore dell’anno indica i GW di potenza impegnati per soddisfare la domanda. Il mercato italiano richiede poco meno di 50 GW nelle ore di punta diurne e, nelle ore di basso carico notturne, non meno di 19 GW. Gli impianti di base e l’energia elettrica che deve essere dispacciata in continuità (ossia le importazioni e la produzione degli impianti CIP 6/92) servono a coprire la quota costante dei consumi, mentre gli impianti di modulazione e, soprattutto, di picco, soddisfano la parte alta della curva di domanda.

78. Nel corso dell’audizione del 1° febbraio 2001 il GME ha fornito la ricostruzione grafica della capacità degli impianti di ENEL e dei suoi concorrenti di contribuire al soddisfacimento della curva di carico (rappresentata dalla figura 2). Tale esercizio è vincolato alle seguenti ipotesi:

• tutti gli impianti dei concorrenti di ENEL sono efficienti e servono in ogni momento la domanda;
• non vi sono congestioni sulla rete;
• non si tiene conto di strategie di prezzo dei produttori;
• la capacità di generazione di ENEL è al netto delle tre GENCO.

Si tratta di ipotesi assai restrittive e favorevoli per ENEL, giacché in realtà gli impianti dei suoi concorrenti non potranno operare con i vincoli ipotizzati (in particolare quelli relativi alle tre GENCO in via di cessione, alcuni dei quali dovranno essere più o meno ampiamente ristrutturati, secondo un piano di investimenti la cui conclusione è prevista da ENEL entro il 2008) (cfr. verbale di audizione, doc. 53 del fascicolo generale).

Figura 2

79. La figura 2 deve essere interpretata nel senso che, nelle ore di maggior carico (il 48% del totale, rappresentate dall’area di sinistra rispetto alla retta che interseca la curva di carico e l’asse orizzontale), la domanda di energia elettrica non può essere soddisfatta senza l’impiego degli impianti di ENEL Produzione ed ERGA. Ciò significa che, anche dopo l’entrata in funzione della Borsa elettrica, in cui gli scambi di energia avverranno su base oraria, con gli impianti di modulazione e di picco in suo possesso il Gruppo ENEL sarà determinante per fissare il livello di prezzo associato alla domanda di picco. In questo modo  il Gruppo ENEL potrà massimizzare i profitti senza particolari ostacoli.

80. Il giudizio unanime degli operatori sentiti in audizione, nonché del GME, in conclusione, è che il Gruppo ENEL sarà in grado di “fare” il prezzo di Borsa in non meno della metà delle ore diurne di ciascuna giornata, in quelle cioè in cui è maggiore la domanda e il prezzo più elevato. Ma in realtà, se si considerano le ipotesi particolarmente restrittive poste alla base dell’esercizio illustrato dalla figura 2, questo potere del Gruppo ENEL si estenderà su un arco maggiore delle ore, ossia dei consumi di energia elettrica.

81. Il GME ha sostenuto che dalla simulazione illustrata nella figura 2 «emerge una indicazione della “dominanza assoluta” di ENEL nell’attività di generazione»; con «riferimento al possibile impatto dell’entrata in funzione della borsa sulla disponibilità di energia elettrica per soddisfare la domanda potenzialmente idonea nel 2002 (40% della domanda totale) e nel 2003 (60% della domanda totale), […] il vero problema risiede nella presenza di una posizione dominante di ENEL nell’attività di generazione» (sottolineatura aggiunta; cfr. doc. 53 del fascicolo generale).

82. Il GRTN ha affermato in proposito che «[...] le stime di cui al grafico presentato dal Gestore del Mercato Elettrico [GME] nel corso dell’audizione del 1° febbraio u.s. si basano su di uno scenario estremamente ottimistico in ordine alla capacità degli operatori terzi di contribuire alla produzione. Nella maggior parte delle ore della giornata sarà comunque ENEL a determinare il prezzo anche in ragione del fatto che essa, rispetto agli altri operatori, quantomeno in un primo periodo, disporrà di impianti più flessibili (es. turbo-gas) in grado di rispondere meglio ai picchi di domanda. Al contrario, l’energia Cip 6 e quella di importazione andranno su “banda fissa” [...] l’entrata in funzione delle borsa elettrica non potrà in alcun modo incidere sulla posizione di forza degli operatori nella fase della generazione di energia elettrica» (sottolineatura aggiunta; verbale audizione del GRTN, cfr. doc. 69 del fascicolo generale).

83. Su questi aspetti rilevano anche le considerazioni svolte sia dalla International Energy Agency (IEA)²⁰ sia, di recente, dal Tribunal de Defensa de la Competencia  ²¹.

84. Il GME , inoltre, ha evidenziato il rischio che la posizione dominante di ENEL Produzione nella generazione possa pregiudicare lo stesso sviluppo in Borsa del mercato all’ingrosso dell’energia.  Il GME, nel corso dell’audizione del 1° febbraio 2001, ha infatti affermato che «[s]i potrebbero determinare due possibili scenari successivamente all’entrata in funzione della borsa elettrica: uno scenario “virtuoso” è quello in cui un mercato liquido senza operatori in posizione dominante nella generazione contribuisce a determinare condizioni di basso rischio di prezzo per gli operatori, data questa struttura di mercato si facilita l’utilizzo di strumenti derivati di copertura finanziaria. In questa situazione la borsa diventa presto la sede dove la grande maggioranza dell’energia viene negoziata a prezzi efficienti. Vi è poi uno scenario “vizioso” in cui, anche in presenza di un mercato originariamente liquido, l’esistenza di un operatore in posizione dominante nella generazione determina una forte volatilità nelle quotazioni che tende a scoraggiare gli operatori da utilizzare il mercato quale sede degli scambi di energia. Tale effetto verrebbe rafforzato dalla sempre maggiore difficoltà, dato questo potere di mercato, nel sottoscrivere contratti di copertura finanziaria del rischio di prezzo. Il rischio, che potrebbe essere mitigato solo da un uso assai severo da parte dell’AEEG [Autorità per l’energia elettrica e il gas] del potere di autorizzare i contratti» (cfr. doc. 53 del fascicolo generale)²².

85. La elevata probabilità che si verifichi una simile strategia da parte di ENEL Produzione è confermata da un’altra recente decisione dell’Antitrust spagnolo²³.

86. Numerose analisi applicate alle più avanzate esperienze in cui sono stati introdotti meccanismi di scambio di energia elettrica in pool (Regno Unito, Stati Uniti, ecc.), sono giunte alla conclusione che anche il più sofisticato modello di Borsa elettrica non è in grado di risolvere le distorsioni concorrenziali presenti nella struttura del mercato²⁴. Non meno di condotte collusive proprie di un oligopolio cooperativo (come quello che ha caratterizzato il Regno Unito nello scorso decennio), l’esistenza di una posizione dominante dal lato della generazione provoca effetti diretti sui livelli dei prezzi a cui si scambiano le quantità di energia elettrica in Borsa, fino a limitare (o impedire) la possibilità che i prezzi siano fissati ad un livello concorrenziale.

6. I vantaggi competitivi dell’impresa multi-utility

87. Nell’Unione Europea, la progressiva liberalizzazione dei servizi di pubblica utilità, fra cui il settore elettrico e del gas naturale, non solo ha favorito il decollo di un mercato interno concorrenziale, in luogo dei precedenti monopoli nazionali, legali o di fatto, ma ha agevolato anche la diffusione di nuove strategie d’impresa, cosiddette multi-utility, che hanno trovato diffusione a partire dal Regno Unito²⁵.

88. Il passaggio dal monopolio alla concorrenza produce molteplici effetti: conferisce a una parte crescente dei consumatori il diritto di scegliere e cambiare liberamente il proprio fornitore, in base alle convenienze economiche; apre il mercato all’ingresso di nuovi competitori; stimola un confronto concorrenziale ampiamente basato sul prezzo; sottrae clienti e riduce i margini di profitto dell’ex monopolista.

89. Allo scopo di limitare al massimo l’impatto di questi effetti sul mercato originario, le principali imprese incumbent hanno messo in atto, da un lato, strategie miranti a conseguire vantaggi di costo e ad offrire servizi a più alto valore aggiunto nell’attività caratteristica della fornitura di elettricità; e, dall’altro lato, hanno dato vita a strategie consistenti nell’offerta congiunta di un insieme più o meno ampio di servizi di pubblica utilità, oltre a quello elettrico, che in precedenza i loro clienti acquistavano disgiuntamente. Queste strategie multi-utility sono state applicate sia sui mercati nazionali sia mediante l’espansione in mercati esteri, non solo europei.

90. Il successo di tali strategie è stato affidato in larga misura alla crescita esterna, mediante l’acquisizione del controllo di imprese già attive nell’offerta di servizi di pubblica utilità: gas, servizi idrici integrati, telecomunicazioni (in rete fissa, mobile, Internet, oltre i correlati servizi di e-commerce, business-to-business, business-to-customer) o “a valore aggiunto” (dai cosiddetti servizi “post-contatore”, ai servizi ambientali, di engineering, finanziari, assicurativi), considerati indispensabili per ampliare l’offerta alla base installata originaria di clienti e per fidelizzarli.

91. I vantaggi competitivi derivanti dall’offerta combinata di una molteplicità di servizi di pubblica utilità sono stati imputati alla conseguente riduzione dei costi operativi e del personale; alla facilitazione nella misurazione e raccolta dati sui consumi finali; alla riduzione della dimensione minima efficiente dei call centers; all’emissione di una bolletta unica per il pagamento integrato dei consumi²⁶.

92. Tali vantaggi sono funzione diretta delle economie di scala, rappresentate in particolare dal numero di clienti serviti. Secondo una sintesi tratta dall’esperienza europea, i costi annui di distribuzione e vendita per cliente si riducono del 40%, con una base installata di 2 milioni di clienti, rispetto ad una di 500 mila; del 60% circa con 8 milioni di clienti²⁷. Booz, Allen & Hamilton ha stimato che l’offerta congiunta da parte di una medesima impresa multi-utility di elettricità, gas, telecomunicazioni, servizi idrici consente un risparmio dei costi per la sola attività customer care (fatturazione, servizi al consumatore, account management) fino al 45%, rispetto al livello dei costi sostenuti per la stessa attività in caso di una fornitura disgiunta dei medesimi servizi²⁸. Secondo la stessa fonte, in quest’ambito di attività, si realizzano economie di scala a partire da una soglia minima di 2/3 milioni di bollette al mese.

93. Oltre a quelli appena richiamati, vanno ricordati altri due vantaggi competitivi consentiti ad un’impresa multi-utility. Il primo è rappresentato dalla possibilità di realizzare una discriminazione della domanda tanto maggiore quanto più esteso è il numero di clienti serviti, di cui si conoscono con sempre maggiore precisione, grazie all’applicazione della Information Technology alla misurazione dei consumi elettrici, le singole curve orarie di domanda²⁹. Ciò offre la possibilità di offrire forniture e prezzi (quasi) coincidenti con l’effettiva disponibilità a pagare di ciascun gruppo di consumatori (o di ciascun singolo consumatore), facilitandone la fidelizzazione.

94. Il secondo vantaggio è rappresentato dall’effetto leva attribuibile alla diffusione e riconoscibilità di un marchio affermato da tempo sul mercato. Il suo sfruttamento in settori diversi da quello di origine può rafforzare presso i consumatori la notorietà dell’impresa multi-utility, migliorando i suoi risultati nel campo della cosiddetta customer satisfaction e massimizzando i suoi investimenti pubblicitari, di cui possono beneficiare anche marchi meno diffusi, ma sottoposti ad un medesimo controllo societario.

95. In un contesto concorrenziale, entrambe queste opportunità offrono sia un vantaggio per i consumatori sia uno stimolo al confronto competitivo tra le imprese. Al contrario, se esse sono internalizzate da un’impresa con un forte potere nel mercato originario (nel caso di specie, quello elettrico), insieme agli effetti cumulati delle economie di scala e di gamma, implicano necessariamente una restrizione della concorrenza, a svantaggio sia delle imprese che intendessero entrare in quel mercato originario sia dei consumatori, che non avrebbero alcuna certezza di vedersi trasferire sul piano dei prezzi i vantaggi di costo comunque assicurati all’impresa in questione, tanto più se multi-utility.

96. Lo sviluppo di una strategia d’impresa che, da fornitrice di un singolo servizio di pubblica utilità, si trasforma in un’impresa nazionale multi-utility, facendo leva sui vantaggi associati al suo potere nel mercato originario, in cui è insufficiente il gioco concorrenziale (com’è tuttora in Italia il caso della generazione e della fornitura di elettricità, ai clienti idonei, effettivi e potenziali), provoca indesiderabili distorsioni concorrenziali sia in quel mercato originario, sia nell’offerta di servizi multi-utility.

7. La trasformazione di ENEL in impresa multi-utility

97. Nell’autunno 1999, in occasione del collocamento sul mercato mobiliare italiano e statunitense della prima tranche di azioni del capitale, fra i propri programmi futuri illustrati nel Prospetto informativo ENEL ha indicato anche “la diversificazione in altri settori di attività per valorizzare gli assets aziendali e l’esperienza nell’attività di distribuzione di servizi, cogliendo le opportunità per offrire servizi aggiuntivi ai propri 29 milioni di clienti”. A questo fine ENEL ha annunciato, fra l’altro, l’intenzione di “proseguire la diversificazione in settori che consentano di creare valore alla condivisione di costi e fidelizzazione della clientela […] Il Gruppo Enel ritiene che un aumento della propria quota di ricavi da settori di attività non regolamentati sia essenziale per compensare i limiti connessi all’operatività in un settore regolamentato e a basso indice di crescita quale il settore elettrico, cosicché la propria capacità di generare profitti possa dipendere più dalla performance aziendale che da decisioni di terzi”³⁰ (sottolineatura aggiunta).

98. È convinzione di ENEL che la sua strategia di diversificazione sia destinata al successo per l’operare di vari fattori: “[l’] ampia copertura del mercato italiano e [l’] alto grado di riconoscibilità del proprio marchio;  [le] economie di scala che possono essere raggiunte mediante la gestione congiunta di una vasta gamma di attività connesse quali i servizi elettrici, la distribuzione dell’acqua e del gas e i servizi infocom con una condivisione degli uffici di contatto con il pubblico e di quelli amministrativi, delle spese di pubblicità e di parte dei costi operativi”³¹ (sottolineatura aggiunte).

99. Enel, nella lettera agli azionisti contenuta nel Bilancio consolidato del 1999, ha affermato che in “prospettiva il valore del Gruppo è legato al numero di clienti serviti […]. Nel 2000 l’Enel continuerà a proporsi come protagonista dello sviluppo economico del Paese, consolidando la propria struttura di grande gruppo industriale integrato, espandendo la propria presenza nei settori multi-utility e multi-distribuzione e in quelli ad alta tecnologia Info.com, con l’obiettivo di mantenere un elevato livello di profittabilità che assicuri una continua crescita del valore del Gruppo”³² (sottolineatura aggiunta).

100. Nella relazione sulla gestione contenuta nello stesso Bilancio consolidato si sostiene che “[…] Il Gruppo Enel ha pertanto avviato una strategia i cui obiettivi primari sono:

• […]
• la diversificazione in altri settori di attività e la trasformazione da azienda monopolista del settore elettrico italiano ad azienda multi-utility in grado di offrire ai propri clienti pacchetti integrati di servizi.

Nell’ambito di tale trasformazione, quindi, il Gruppo Enel affiancherà ai tradizionali servizi elettrici, altri servizi quali: forniture di gas, acqua, e sistemi di telecomunicazioni. Questi ultimi già forniti dalla controllata WIND. Punto di forza della diversificazione in atto è la possibilità per il Gruppo Enel di sfruttare le sinergie ottenibili dalla fornitura di un numero crescente di servizi a rete, sia in termini di condivisione di costi che di know-how, ottenendo in tal modo la massima valorizzazione del proprio portafoglio clienti. Grazie all’acquisizione della Colombo Gas e dell’Acquedotto Pugliese, quest’ultima in corso di finalizzazione, il Gruppo Enel sta effettuando i primi significativi passi in tale direzione, entrando nei settori della distribuzione dell’acqua e del gas. L’obiettivo nel breve-medio periodo è di raggiungere con servizi contigui a quello elettrico una base clienti sufficiente ad assicurare il raggiungimento di economie di scala e un concreto incremento dei ricavi, ottenendo sinergie operative e di costo tra le attività diversificate” (sottolineature aggiunte)³³.

101. Per quanto riguarda la prevedibile evoluzione della gestione, nella Relazione Semestrale del 2000 si ritiene che le “società del Gruppo proseguiranno la politica di allargamento della clientela non-captive, in Italia e all’estero, già avviata con successo. […] Il Gruppo intensificherà l’attuazione di progetti di diversificazione verso la multi-utility con ulteriori espansioni dei settori telecomunicazioni, gas e acqua”³⁴ (sottolineatura aggiunta).

102. Questa strategia è ribadita nel documento (“Form 20-F”) presentato da Enel alla statunitense Securities and Exchange Commission (SEC) nel mese di luglio del 2000: “Abbiamo intenzione di continuare la nostra strategia di diversificazione in altri settori. Questa strategia è incentrata sull’identificazione, lo sviluppo e la distribuzione di nuovi servizi ai nostri 29,7 milioni di clienti e sullo sfruttamento delle nostre presenti attività e della nostra esperienza d’affari. WIND, la nostra joint venture con France Télécom e Deutsche Telekom nel settore delle telecomunicazioni è stata la nostra prima iniziativa di diversificazione. Dal dicembre 1998, quando l’operazione ha avuto inizio, fino al 31 maggio 2000, WIND ha costruito una clientela di circa 3,7 milioni di linee telefoniche nei settori di utenza affari e privata e di circa 300.000 utenti registrati per i suoi servizi Internet. Il nostro obiettivo nel medio periodo è diventare fornitore di una gamma completa di servizi alle famiglie che ci consenta vendite incrociate ai nostri clienti elettrici, aumentando così la nostra quota nella loro spesa per consumi. Abbiamo intenzione di offrire gas, acqua, servizi di comunicazione, di nuova tecnologia e a valore aggiunto (quali per esempio gestione dei servizi di sicurezza interna e delle abitazioni). Riteniamo di essere ben posizionati per poter implementare questa strategia:

• per la nostra estesa copertura del mercato italiano e il nostro marchio noto a tutti; e
• per le economie di scala che possiamo realizzare nella gestione congiunta di una vasta gamma di affari correlati come elettricità, gas, acqua e servizi di comunicazione e a valore aggiunto, attraverso la condivisione di operazioni d’ufficio interne ed esterne; spese di marketing e di marchio; e costi operativi.

Nel perseguire la nostra strategia di diversificazione:

• abbiamo acquisito il gruppo Colombo Gas che opera nella distribuzione secondaria di gas naturale nelle regioni italiane Piemonte, Lombardia ed Emilia Romagna;
• abbiamo stabilito una joint venture per il business-to-business e l’e-commerce con Internet Capital Group;
• abbiamo acquisito IT-Net, uno dei maggiori fornitori italiani di servizi internet per l’utenza affari;
• nel contesto del nostro progetto sul contatore elettronico avanzato, abbiamo sviluppato un piano per l’impiego della nuova  tecnologia di rete per creare una infrastruttura completa end-to-end per la casa che ci permetta di fornire ai nostri clienti una vasta gamma di servizi a valore aggiunto; e
• insieme a 11 tra le maggiori società europee che forniscono di servizi di pubblica utilità ci siamo accordati per stabilire un portale europeo di servizi internet business-to-business per l’elettricità, il gas e i settori dell’acqua”³⁵ (traduzione, sottolineature aggiunte).

8. L’effetto dell’acquisizione di INFOSTRADA sulla fornitura di elettricità ai clienti idonei

103. Il processo di apertura del mercato elettrico nazionale prevede che, dal 1° gennaio 2002, possano ottenere la qualifica di idoneità i clienti finali che consumino più di 9 GWh l’anno (fra cui rientrano i consorzi di imprese, con consumi singoli superiori a 1 GWh). Tale misura estenderà entro pochi mesi il mercato libero potenziale dall’attuale 35% al 40% della domanda totale. Inoltre, come si è già ricordato, dopo novanta giorni dalla cessione delle tre GENCO, la dimensione del mercato aperto alla concorrenza eguaglierà il 60% dei consumi totali. Secondo ENEL i clienti idonei raggiungerebbero così il numero di 145.800, tra cui rientrerebbero anche le utenze delle piccola e media industria, del commercio e del turismo (fino a comprendere, ad esempio, sale cinematografiche, alberghi, esercizi di ristorazione).

104. Sulla base delle informazioni raccolte nel corso del procedimento, al 31 dicembre 2000 INFOSTRADA contava [omissis] clienti voce, ripartiti per il [omissis] in clienti residenziali, per il [omissis] nei cosiddetti “Small Office Home Office” (SOHO) e per il restante in clienti industriali. Di questi, la quasi totalità [omissis] sono piccole e medie imprese (PMI), mentre la quota di grandi utenti industriali clienti di INFOSTRADA è di [omissis]. A fine 2000, INFOSTRADA forniva servizi di telecomunicazioni a [omissis] dei 1.104 clienti elettrici idonei, tra cui erano compresi importanti gruppi industriali italiani. È verosimile ritenere che la metà di questi [omissis] clienti idonei elettrici sia già oggi anche cliente di ENEL Trade per i propri consumi elettrici. Dopo l’operazione in esame, sarà relativamente agevole per il Gruppo ENEL contendere ai propri concorrenti le forniture di elettricità all’altra metà dei clienti, di cui si troverà fornitore di servizi di telecomunicazioni tramite INFOSTRADA.

105. È plausibile prevedere inoltre che, se non tutti, una gran parte dei [omissis] clienti INFOSTRADA, classificati come PMI, consumino più di 0,1 GWh di energia elettrica l’anno e siano destinati a rientrare fra i 145.800 futuri clienti elettrici idonei.

106. Al § 41 della decisione della Commissione di rinvio all’Autorità del caso in esame si richiama la dichiarazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas secondo cui tutte le piccole imprese, con all’incirca 10 dipendenti, otterranno la qualifica di idoneità quando l’apertura del mercato elettrico corrisponderà al 60% dei consumi totali.

107. INFOSTRADA, nel corso dell’audizione del 31 gennaio 2001, ha dichiarato che «il numero dei propri clienti con 2 linee telefoniche approssim[a] la grandezza delle piccole e medie imprese fino a dieci dipendenti» (cfr. doc. 36 fascicolo generale). Il numero di clienti voce INFOSTRADA classificati come SOHO con più di 2 linee telefoniche è pari a [omissis] unità, circa il [20-40]% di tutta l’utenza SOHO INFOSTRADA. Una quota di questi clienti si dovrà aggiungere ai [omissis] clienti composti da PMI, per stimare i clienti INFOSTRADA che si qualificheranno come idonei sul mercato elettrico entro il prossimo anno.

108. Al 31 dicembre 2000 INFOSTRADA contava [omissis] utenti Internet. Si tratta, tuttavia, per la maggior parte di utenze residenziali che hanno sottoscritto con modalità freenet un abbonamento al servizio “Libero”. A detta di INFOSTRADA si tratterebbe di clienti “volatili”. Fra questi [omissis] rientrerebbero nella categoria business e potrebbero essere qualificati a breve come idonei elettrici.

109. Le informazioni fornite da INFOSTRADA indicano anche il grado di sovrapposizione tra i propri clienti e quelli degli altri operatori telefonici. INFOSTRADA stima che il [10-20]% dei propri clienti voce abbia sottoscritto contratti di telefonia fissa anche con altri operatori. Nel segmento delle PMI tale percentuale è del [20-40]%, mentre nel segmento SOHO è del [10-20]%. A livello aggregato, secondo le stime fornite da INFOSTRADA, solo il [1-10]% degli utenti voce INFOSTRADA è anche utente WIND. Con riferimento alle PMI ed ai SOHO, la sovrapposizione tra utenti INFOSTRADA e WIND è pari, rispettivamente, al [10-20]% ed al [1-10]%. La sovrapposizione tra INFOSTRADA e gli altri operatori dei servizi di telecomunicazioni, senza considerare WIND, interessa il [10-30]% delle PMI e il [5-15]% dei SOHO.

110. In conclusione, è possibile affermare che ENEL, rispetto alla situazione attuale, a seguito dell’acquisizione di INFOSTRADA disporrà di circa [omissis] nuovi clienti voce PMI, di cui circa [omissis] non condivisi con altri operatori. Rispetto all’attuale numero di clienti WIND che, secondo WIND, rientrano nella categoria delle piccole e medie imprese ([omissis]), si tratta di un incremento di oltre il 100%, che interessa una quota significativa dei futuri clienti elettrici idonei.

111. A questi clienti va aggiunta una quota dei [omissis] clienti voce SOHO INFOSTRADA con più di 2 linee telefoniche, oltre ad una parte di clienti business Internet. Una stima cautelativa suggerisce di prendere in considerazione, a questo fine, solo i [omissis] utenti SOHO con più di 5 linee telefoniche, fra cui rientrano verosimilmente piccole utenze industriali, commerciali e professionali.

112. In definitiva, a seguito dell’acquisizione di INFOSTRADA, entreranno nel portafoglio del Gruppo ENEL circa [omissis] clienti di servizi telecomunicazioni, che sono in procinto di diventare idonei a fini elettrici e che per il 92% sono attualmente già serviti dal Gruppo ENEL (tramite ENEL Distribuzione).

113. L’operazione di acquisizione di INFOSTRADA da parte di ENEL determinerà, dunque, l’effetto strutturale sul mercato rilevante della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei, effettivi e potenziali, per cui un [25-45%] dei clienti elettrici, oggi vincolati ma in procinto di divenire idonei, sarà almeno due volte e contemporaneamente cliente del Gruppo ENEL, cioè per la fornitura sia di elettricità (ENEL Trade) sia di servizi di telecomunicazioni (WIND e INFOSTRADA, poi NEW WIND)³⁶.

9. La posizione delle Parti

a) ENEL

114. Nell’insieme della documentazione agli atti (cfr. in particolare i doc. 21, 68, 129 e 140 del fascicolo generale), ENEL ha svolto rilievi e valutazioni sia sulla sua posizione sul mercato elettrico liberalizzato, sia sullo scopo e sugli effetti dell’operazione di concentrazione in esame.

115. ENEL ammette di avere una posizione “di grande peso” sul mercato della generazione, anche dopo la cessione delle tre GENCO. ENEL ritiene che il legislatore, nel prevedere la cessione dei 15.000 MW di capacità, abbia individuato la misura adeguata per consentire ad ENEL di rispettare la soglia antitrust del 50% di energia prodotta o importata stabilita per legge. Nel 2001, la quota di produzione di ENEL, al netto di quella delle GENCO, sul totale dell’energia immessa in rete in Italia, risulterebbe inferiore al [35-45]%. ENEL, tuttavia, sottolinea che, dopo il 2003, la sua quota si dovrebbe ridurre progressivamente fino a meno del [35-45]%. Ciò in conseguenza del fatto che molti operatori si stanno affacciando sul mercato elettrico con impianti a ciclo combinato ad alto rendimento. Nel 2005, ENEL prevede che, a seguito della trasformazione a ciclo combinato di parte degli impianti delle GENCO, del possibile trasferimento all’Acquirente Unico dell’energia importata attraverso contratti pluriennali e dei limiti di importazione stabiliti dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas, la propria quota si ridurrà al [30-40]%. Assumendo un’ulteriore disponibilità in capo ai terzi pari a 5.000 MW, alla luce dell’entrata in funzione di nuovi impianti, ENEL ritiene che la sua quota si ridurrà al [25-35]% nel medio termine.

116 ENEL rileva che il mercato elettrico della fornitura è aperto, competitivo e caratterizzato da ridottissime barriere all’ingresso di carattere economico e nessuna barriera di carattere giuridico. La posizione di ENEL sul mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei dovrebbe essere valutata avendo riguardo alla sola quota di ENEL Trade sul mercato libero: nel 2000 circa il [45-55]%, al netto (il [25-35]% al lordo) degli autoconsumi. In termini di numero di clienti, poi, pur escludendo gli autoconsumi, l’attuale quota di mercato di ENEL Trade si riduce al [15-25]%. Al riguardo ENEL osserva come il mercato della fornitura, in cui operano circa 90 operatori, sia molto dinamico rispetto alle altre esperienze internazionali e che, a poco più di un anno dalla liberalizzazione, circa il 50% dell’energia ceduta al mercato dei clienti idonei è stata servita da fornitori diversi da ENEL. È prevedibile che la quota di ENEL nel 2001 scenda al [20-30]%, se si comprendono gli autoconsumi e al [30-40]% se si escludono gli autoconsumi. Nel calcolare la quota di mercato di ENEL sul mercato libero, inoltre: a)  non dovrebbero essere considerati i consumi dei clienti potenzialmente idonei - in misura proporzionale alla quota sul mercato vincolato - in quanto ciò sarebbe fuorviante; tali operatori, infatti, vengono forniti da ENEL in ottemperanza ad obblighi di servizio pubblico e a condizioni e tariffe regolamentate; b) dovrebbero essere scorporate le perdite di rete, come parte dei costi del processo produttivo; c) dovrebbero essere considerati anche gli autoconsumi.

117. Nel mercato della fornitura ai clienti idonei dovrebbero essere poi individuati due segmenti di clienti distinti per esigenze di consumo. ENEL rileva che ENEL Trade è specializzata nella fornitura ai maggiori clienti industriali in alta tensione; quanto invece ai consorzi, è il secondo operatore, dopo EDISON, ed ha una quota pari al solo [20-30]%. Nel segmento maggiormente interessato dalla liberalizzazione, quello delle piccole e medie imprese, ENEL è più debole e non può essere definito un operatore dominante. ENEL ricorda, infine, che chi voglia fornire energia al dettaglio non troverà alcuna difficoltà ad approvvigionarsi sulla Borsa o a rimanere nel mercato.

118. Alla luce di tali considerazioni ENEL ritiene che non le si possa, pertanto, ascrivere una posizione dominante nel mercato della fornitura ai clienti idonei. Quanto, poi, al prezzo medio offerto da ENEL Trade ai clienti che hanno scelto di esercitare l’opzione per prezzi non soggetti a regolazione è inferiore in misura variabile tra il [5-15]% rispetto al prezzo che questi clienti avrebbero pagato se fossero rimasti vincolati.

119. ENEL sostiene che la propria influenza sul mercato della generazione non può assumere rilievo in sede di valutazione dell’operazione in ragione del potere decrescente di ENEL su tale mercato, della separazione tra fase di fornitura e di generazione nonché dell’implausibilità di comportamenti a monte da parte di ENEL che possano avere riflessi a valle.

120. ENEL rileva che, con l’entrata in funzione della Borsa elettrica e in ragione della presenza dell’Acquirente Unico, il mercato della generazione resterà nettamente separato da quello della fornitura di energia. La Borsa elettrica costituirà una garanzia di trasparenza e di non volatilità del mercato, grazie al sistema di pool quasi obbligatorio. Il fatto che ogni operatore sia chiamato ad approvvigionarsi sul pool a parità di condizioni annullerà, pertanto, ogni possibile vantaggio derivante a ENEL dal controllo della maggior parte della capacità di generazione esistente, anche dopo la cessione delle tre GENCO.

121. ENEL esclude di essere in condizione o di avere l’interesse, in futuro, ad influenzare il prezzo di Borsa per diverse ragioni. In particolare, ENEL non ritiene che sia razionale una strategia tesa ad aumentare il prezzo dell’elettricità in Borsa. Il prezzo di Borsa, infatti, a detta di ENEL, sarà vincolato verso l’alto dall’indicazione contenuta nella “Nota informativa sulla regolazione delle tariffe elettriche per la liberalizzazione del mercato (4 agosto 1999)” dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, che individua un prezzo massimo “di riferimento” per le vendite alle imprese di distribuzione secondaria; e, verso il basso, dalla previsione secondo cui, al di sotto di un certo prezzo, non verranno riconosciuti a ENEL ulteriori rimborsi unitari sugli stranded costs³⁷. Né ENEL avrebbe interesse a stipulare contratti finanziari per differenza fra le proprie società di generazione (ENEL Produzione ed ERGA) e quella della fornitura ai clienti idonei (ENEL Trade), a prezzi inferiori a quelli del pool, perché in questo modo ridurrebbe i ricavi derivanti dalla fornitura al cliente marginale ad un livello inferiore a quello del costo opportunità del generatore, che è pari al prezzo di equilibrio di Borsa.

122. Ipotetici comportamenti predatori sarebbero comunque poco profittevoli, in quanto i bassi costi di sostituzione del fornitore impossibile la fidelizzazione dei clienti così acquisita. Al contenimento dei prezzi sul pool contribuirebbe, inoltre, il progressivo ingresso nella fase di generazione di nuovi impianti di terzi ad alta efficienza e l’ampliamento della capacità di interconnessione con l’estero. Inoltre, in un mercato in cui è ragionevole ritenere che la più parte delle vendite sia svolta ricorrendo a contratti finanziari di copertura, nessuna impresa avrebbe interesse a tenere alto il prezzo dell’elettricità venduta sul pool.

123. ENEL rileva che, in ogni caso, eventuali condotte anticoncorrenziali sarebbero facilmente riscontrabili e potrebbero essere censurate dall’Autorità e che nell’operazione in esame non dev’essere valutata la situazione in sé del mercato elettrico, quanto la circostanza che l’acquisizione di INFOSTRADA possa favorire il rafforzamento della posizione dominante di ENEL.

124. Per quanto riguarda, specificamente, l’operazione in esame, ENEL sottolinea che il suo scopo è esclusivamente quello di rafforzare la posizione di ENEL sul mercato delle telecomunicazioni e non invece sul mercato elettrico, e ciò in un’ottica di strategia di diversificazione del gruppo. ENEL non prevede, in virtù dell’acquisizione di INFOSTRADA, il conseguimento di specifiche sinergie o efficienze di costo, né in generale, né per l’ipotesi di fornitura congiunta di servizi di telecomunicazioni e di altri servizi di pubblica utilità. Ciò sarebbe dimostrato dalla modesta esperienza di commercializzazione congiunta, ad oggi maturata, dei servizi di WIND e di ENEL e dalla scarsa importanza degli esiti commerciali sortiti dai contratti di collaborazione commerciale stipulati tra le due imprese. INFOSTRADA, inoltre, non aggiungerebbe nulla, dal punto di vista commerciale, che ENEL non abbia già tramite WIND o, dal punto di vista della gamma di prodotti, che WIND non possa già eventualmente produrre.

125. INFOSTRADA si avvale, infatti, di una tipologia di distribuzione commerciale fondata sul call center essendo, invece, assai ridotta la forza commerciale di vendita di tale società,  inidonea a fornire ad ENEL vantaggi distributivi. Sarebbero, comunque, difficilmente immaginabili sinergie a livello di canali distributivi tra fornitura di energia elettrica e fornitura di telecomunicazioni, date le diverse caratteristiche tecniche dei prodotti e la diversa specializzazione delle rispettive forze di vendita. ENEL, pertanto, vede difficile la realizzazione di economie di gamma o di scala per effetto della fornitura di servizi di telecomunicazioni e di energia elettrica, anche con riguardo all’ipotesi di fatturazione unificata. La normativa IVA vigente, infatti, non consente la fatturazione congiunta per servizi resi da soggetti giuridici diversi.

126. Inoltre, secondo ENEL i clienti INFOSTRADA, anche consumatori elettrici idonei effettivi o potenziali, sono in numero ridotto e non è detto che restino legati a INFOSTRADA anche in futuro, attesa la scarsa fidelizzabilità degli stessi, senza considerare che, tra questi, i soggetti aderenti a consorzi - che in quanto tali sarebbero idonei nel mercato elettrico ma restano clienti individuali nella telefonia - non possono essere ritenuti un target per offerte congiunte. Devono essere anche esclusi i soggetti che sono già clienti sia di INFOSTRADA che di WIND. INFOSTRADA, pertanto, non detiene un particolare potere di mercato nelle telecomunicazioni.

127. ENEL ritiene, inoltre, che ogni strategia multiutility potrebbe essere agevolmente replicata dai concorrenti e che i costi di sostituzione del fornitore nel settore elettrico non sono particolarmente elevati. Anche l’eventuale approccio commerciale fondato sullo “one stop shop”, di cui beneficerebbero anche i consumatori, sarebbe facilmente replicabile dai concorrenti.

128. Da ultimo, ENEL afferma di non mirare a creare alcuna interoperabilità tra servizi elettrici e servizi di telecomunicazioni tramite l’iniziativa di installare, presso gli utenti, nuovi contatori digitali, che utilizzano un sistema di “onde convogliate”. Detti contatori, infatti, possono misurare soltanto grandezze elettriche, risultando, invece, del tutto inidonei dal punto di vista tecnico - per bande di frequenza e velocità di trasmissione utilizzate -, a fornire servizi tanto telefonici quanto audiovisivi. L’acquisizione in esame persegue il solo scopo di poter fornire agli utenti tariffe multiorarie, mirate sulle specifiche tipologie di consumo, insieme a servizi a valore aggiunto (cosiddetta “domotica”).

129. ENEL ritiene che l’operazione debba essere autorizzata senza l’imposizione di condizione alcuna.

Tuttavia, ENEL si è detta disponibile a prendere in considerazione alcune eventuali, limitate e temporanee misure volte a facilitare la concorrenza sul mercato della fornitura in fase di avvio. Tali sarebbero:

[omissis].

b) INFOSTRADA

130. Nel corso dell’audizione del 31 gennaio 2001 (cfr. doc. 36 del fascicolo generale), INFOSTRADA ha fornito una serie di precisazioni in merito alla propria attività nel settore delle telecomunicazioni. INFOSTRADA ritiene improprio parlare di quote di mercato con riferimento alla propria presenza nei segmenti di business fonia ed Internet, ritenendo che sia più corretto parlare di “grado di penetrazione” nel mercato e di quota di utenti che utilizzano anche i servizi INFOSTRADA. Ciò in quanto, i dati sulle utenze di servizi di telecomunicazioni devono scontare il grado di sovrapposizione esistente tra i clienti dei vari operatori. Ambiti di sovrapposizione possono esistere anche all’interno della stessa INFOSTRADA, dal momento che [omissis]. Un’ulteriore difficoltà nel valutare i dati sulla consistenza dei clienti INFOSTRADA risiede nel fatto che [omissis]. INFOSTRADA sottolinea che vi può essere una sovrapposizione, sia con riferimento ai servizi di fonia, sia con riferimento ai servizi Internet, tra i suoi clienti e quelli di WIND.

131. INFOSTRADA segmenta i clienti per linee telefoniche detenute e per fatturato per utente: il numero di linee per utente è un indicatore della potenzialità interna di traffico del cliente. Si ritiene che il numero dei propri clienti con 2 linee telefoniche approssimi la grandezza di piccole e medie imprese fino a dieci dipendenti (cfr. doc. 56 del fascicolo generale).

132. I clienti di INFOSTRADA rientrano in larga parte nella tipologia SOHO. Si tratta di utenze di tipo residenziale per consumi e tipo di affari che molto spesso hanno un abbonamento TELECOM ITALIA per utenza residenziale ed un abbonamento INFOSTRADA per l’utenza affari (dato che il canone pagato a TELECOM ITALIA per l’utenza affari è elevato). Sono clienti con consumi annui di servizi di fonia piuttosto bassi. La strategia di INFOSTRADA è stata sinora di incrementare il numero dei clienti e dei minuti di traffico piuttosto che di dedicarsi ai clienti maggiori. È molto probabile che un utente affari INFOSTRADA, compreso nella tipologia SOHO, abbia un consumo di elettricità pari a quello di una famiglia.

133. INFOSTRADA trarrà benefici da una maggiore cooperazione con ENEL. Tuttavia, ciò sembra positivo per la concorrenza visto l’attuale posizione di TELECOM ITALIA sul mercato delle telecomunicazioni. Con riferimento al mercato elettrico, le informazioni fornite dai responsabili marketing di INFOSTRADA intendono dimostrare che le caratteristiche dei servizi di questa società sono tali da rendere improbabile che la sua acquisizione da parte di ENEL possa rinforzare la posizione dominante dell’ENEL sul mercato per l’energia elettrica.

134. I servizi di telecomunicazioni presentano, sia dal punto di vista della domanda, sia da quello dell’offerta, caratteristiche che li rendono inidonei ad essere venduti congiuntamente ad altri servizi di pubblica utilità. I clienti INFOSTRADA non sono facilmente fidelizzabili. Infatti, il rapporto tra INFOSTRADA e i propri clienti non è mai esclusivo, sicché i clienti INFOSTRADA sono contemporaneamente serviti anche da altri operatori. INFOSTRADA precisa che la fidelizzazione dei clienti sarebbe possibile soltanto qualora essi fossero ostacolati ad avviare o cessare i rapporti contrattuali con INFOSTRADA e, di riflesso, con gli altri operatori telefonici. Ciò che non accade, dal momento che non vi è alcun costo di attivazione del servizio né alcuna necessità da parte del cliente di procedere a disdette in caso di cessazione del rapporto.

135. Dei clienti INFOSTRADA, poi, soltanto una percentuale marginale è costituita da PMI, una più significativa è SOHO, mentre la maggioranza è utenza domestica. Marginale è il peso delle grandi imprese. Anche i clienti SOHO risultano assimilabili a quelli residenziali: nella quasi totalità dei casi i loro consumi sono inferiori o pari ai 5 milioni di lire e solo un numero limitato ha più di due linee telefoniche. Pertanto, la parte più consistente dei clienti di INFOSTRADA non rientra fra quelli elettrici potenzialmente idonei e realizza con INFOSTRADA un fatturato così esiguo da escludere ogni fidelizzazione, sia sul mercato delle telecomunicazioni sia, conseguentemente, sul mercato elettrico.

136. INFOSTRADA vende, inoltre, un prodotto “soft”, distribuito senza il sopporto di una vera rete fisica di distribuzione. ENEL non potrà, dunque, ridurre i suoi costi di distribuzione grazie ad ipotetiche vendite dei prodotti INFOSTRADA. Inoltre, i call center di INFOSTRADA sono strutturati e dimensionati in ragione delle esigenze di INFOSTRADA e non potrebbero essere utilizzati per servizi elettrici, così come il relativo personale specializzato in telecomunicazioni. In più, il fatturato medio di INFOSTRADA per abbonato è molto basso, non consentendo quindi economie di gamma o di scala significative. La regolamentazione settoriale prevede una totale e completa separazione strutturale delle attività di fonia dell’ENEL dal  resto delle attività del Gruppo. Ciò rende ancora più difficile l’ipotesi di un rafforzamento dell’ENEL sul mercato per l’energia elettrica, dovuto all’acquisizione di INFOSTRADA (cfr. doc. 118 del fascicolo generale).

137. Quanto, infine, ai contatori digitali che ENEL intende utilizzare per la misurazione dei consumi elettrici, essi non possono essere utilizzati per i consumi telefonici, né per tarare l’offerta di più servizi né forniscono servizi di telecomunicazioni su rete elettrica.

c) WIND

138. Nel corso dell’audizione finale (cfr. doc. 129 del fascicolo generale) WIND ha sostenuto che, nell’ambito delle multi-utilities, occorre distinguere i business basati sulle infrastrutture - quali la distribuzione dell’elettricità o del gas (definiti “hardware” o non digitali) - e i business basati sui servizi - quali le telecomunicazioni (definiti “software” o digitali). Nel primo caso c’è una complementarietà che non è possibile estendere al secondo tipo di attività.  Tale distinzione è rimarcata sia nel quadro regolamentare sia nelle politiche industriali. Ad esempio, il problema della separazione della rete o quello della liberalizzazione del mercato dell’accesso non esiste sul mercato delle telecomunicazioni.

139. Quanto agli aspetti di carattere industriale legati all’offerta multi-utility, WIND chiarisce che i marchi sono completamente separati, che c’è diversità nei comportamenti e nei consumi, che ENEL e WIND non hanno mai fatto pubblicità in comune, che le strutture di vendita e di rete sono separate, che anche i sistemi informativi ed i call center sono separati. Si tratta di strutture a dimensione ottimale diversa e, con riferimento alle risorse umane ivi impiegate, che necessitano di aggiornamenti professionali con una frequenza differente. A supporto di tali considerazioni, WIND afferma che non esiste al mondo nessun esempio rilevante di offerta multi-utility realizzata dalla combinazione tra questi due tipi di business.

140. A detta di WIND l’operazione ENEL-INFOSTRADA è pro-competitiva sul mercato delle telecomunicazioni, nel quale l’89% del traffico è in mano all’ex monopolista.

d) FRANCE TELECOM

141.FRANCE TELECOM ha sostenuto di essere un operatore esclusivamente attivo nelle telecomunicazioni. New Wind sarà soggetta al controllo congiunto di ENEL e FRANCE TELECOM e non potrà, pertanto, essere utilizzata da ENEL come uno strumento per politiche sul mercato elettrico senza l’assenso dell’altro socio. Al riguardo, ha affermato di non essere interessata ad un ingresso nel mercato delle multi-utilities (cfr. doc. 129 del fascicolo generale). L’acquisto di INFOSTRADA è ritenuto strategico per competere in Italia nel mercato delle telecomunicazioni in un’ottica di diversificazione delle attività sul piano geografico e in quanto INFOSTRADA risulta complementare rispetto ai servizi offerti da WIND. FRANCE TELECOM non ha mai discusso con ENEL in passato di offerte congiunte e non ha in futuro intenzione di cambiare strategia.

142. FRANCE TELECOM ha, inoltre, sollevato i seguenti argomenti. La procedura avviata dall’Autorità oltrepasserebbe i limiti di competenza della stessa quali delineati dalla decisione di rinvio della Commissione europea e ciò in potenziale violazione del principio di proporzionalità. Nel merito, l’operazione non è in grado di influire sul mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei attuali e potenziali, anche alla luce dell’assenza di potere di mercato nelle telecomunicazioni in capo alla nuova entità. L’eventuale fidelizzazione dei clienti tramite offerte congiunte inciderebbe non sul mercato dell’elettricità ma sul diverso mercato delle multi-utilities. Tale ultimo mercato, inoltre, è dubitabile che esista. I rimedi eventualmente imposti a ENEL dovrebbero essere comportamentali e di durata limitata, pena esorbitare i limiti di cui all’art. 9, comma 8, del Regolamento CE sulle concentrazioni. L’operazione inoltre risulta proconcorrenziale nel mercato delle telecomunicazioni (cfr. doc. 139 del fascicolo generale).

e) VODAFONE

143. La società venditrice VODAFONE si è dichiarata interessata ad una rapida e positiva conclusione dell’operazione alle condizioni pattuite nello Share Purchase Agreement between ENEL and Mannesmann dell’11 ottobre scorso, il quale prevede come data per il completamento dell’operazione il 28 febbraio 2001, non essendo all’epoca della stipulazione prevedibile dalle parti tempi lunghi di approvazione dell’operazione da parte delle autorità antitrust (cfr. doc. 129 del fascicolo generale).

144. VODAFONE ritiene tuttora che la concentrazione in esame sia estremamente proconcorrenziale sul mercato delle telecomunicazioni, il quale, pur non formando oggetto del procedimento, costituisce l’oggetto della transazione tra le parti, già l’autorizzata dalla Commissione. VODAFONE ricorda poi che il presente procedimento ha per oggetto la fornitura di elettricità sul mercato liberalizzato, rispetto al quale non vi è motivo di preoccuparsi essendovi, da un lato, una separazione verticale fra le varie fasi di attività nel settore elettrico di ENEL e, dall’altro, l’imminente operatività della Borsa.

145 L’operazione di concentrazione tra ENEL e INFOSTRADA è innanzitutto una operazione di tipo conglomerale che risponde alla logica di diversificazione strategica delle attività di un operatore economico e risulta complessivamente proconcorrenziale, diversificandone la presenza su vari mercati. Operazione simili possono creare problemi solo in relazione ai loro effetti verticali³⁸, o in relazione all’estensione della posizione dominante di un operatore in mercati che, prima dell’operazione, erano concorrenziali. In quest’ultima ipotesi, peraltro, si deve ritenere in generale sufficiente l’adozione di semplici rimedi di separazione strutturale o societaria.

146. Per quanto concerne poi le preoccupazioni dell’Autorità circa i comportamenti attuali o potenziali di ENEL a danno dei concorrenti nuovi entranti nel mercato della fornitura di elettricità ai clienti idonei, tali comportamenti possono comunque essere controllati dall’Autorità applicando l’art. 3 della legge n. 287/90, in quanto posti in essere attraverso lo strumento contrattuale e, quindi, di agevole identificazione e repressione.

147. L’eventuale offerta multi-utility si fonderebbe su un’ipotesi non dimostrata di complementarità tra servizi di energia e servizi di telecomunicazioni. VODAFONE rileva l’estrema volatilità dei clienti di INFOSTRADA, che risulta molto sensibile al prezzo o alle tecnologie innovative delle telecomunicazioni, più di quanto possa esserlo ad eventuali “pacchetti” integrati di offerte. Ciò rende molto difficile qualsiasi politica di fidelizzazione di questi clienti. I clienti, INFOSTRADA, inoltre, sono per lo più famiglie e piccole imprese familiari (SOHO), che difficilmente potranno diventare clienti idonei in un prossimo futuro, almeno in base alla normativa esistente.

148. VODAFONE ritiene che sia difficile immaginare che ENEL, tramite l’operazione in esame, possa conseguire economie di gamma o di scala. ENEL ha già le dimensioni sufficienti per sfruttare economie di scala e difficilmente acquisirà da INFOSTRADA nuovi clienti; non ci sono complementarietà tra processi produttivi di elettricità e telecomunicazioni né tra strutture distributive; la decisione di ENEL di espandersi nelle  telecomunicazioni non esprime una tendenza generale delle imprese elettriche, che possa essere motivata dall’esistenza di accertate economie di gamma, ma una strategia specifica di ENEL. Né sono ravvisabili sinergie di marketing, di vendita o di assistenza ai clienti tra energia elettrica e  telecomunicazioni (cfr. doc. 119 del fascicolo generale).

149. VODAFONE ha anche sottolineato come il procedimento in oggetto appaia andare oltre i limiti della competenza attribuita all’Autorità dalla Commissione Europea nella lettera di rinvio ex art. 9(3) Regolamento n. 4064/89 e si pone, quindi, in contrasto con l’art. 9 del Regolamento n. 4064/89 sulle concentrazioni. Da un lato, con riguardo ai limiti del rinvio operato dalla Commissione, dall’altro, con riguardo alla proporzionalità degli interventi esperibili dall’Autorità nazionale.

150.VODAFONE ritiene infine che si debba considerare che l’operazione in esame produce effetti su più mercati e che il diritto della concorrenza deve tenere conto del bilanciamento degli effetti globali di una operazione. Nel caso di specie, peraltro, vi sarebbero effetti negativi di modesta entità sul mercato liberalizzato dell’energia elettrica e, al contrario, grandi benefici sul mercato delle telecomunicazioni, dove Telecom Italia è tuttora nettamente dominante. Per eliminare eventuali rischi dell’operazione sul mercato elettrico, pertanto, sarebbero sufficienti delle misure di tipo comportamentale.

10. La posizione dei terzi

a) I concorrenti di ENEL

151. Nel corso dell’attività istruttoria sono state richieste informazioni e sono stati sentiti in audizione alcuni dei concorrenti di ENEL nel mercato dell’energia elettrica. In particolare, l’associazione dei produttori privati di elettricità UNAPACE (cfr. doc. 54 del fascicolo generale), le società EDISON Spa (cfr. doc. 55 del fascicolo generale), in qualità di produttore ed Energia Spa (cfr. doc. 45 del fascicolo generale) e Servizi per l’Energia Srl (cfr. doc. 34 del fascicolo generale), in qualità di grossisti di energia elettrica.

152. Tutti gli operatori sopra menzionati hanno espresso preoccupazioni, da un lato, in merito alla posizione di ENEL sul mercato elettrico liberalizzato, con particolare riguardo alla possibilità in capo ad ENEL di influenzare fortemente la formazione del prezzo sulla futura Borsa elettrica; dall’altro, in merito agli effetti dell’operazione di concentrazione in esame, con particolare riferimento all’adozione di strategie multiutility da parte di ENEL.

153. L’associazione UNAPACE ha evidenziato il rischio che, una volta entrata in funzione la Borsa elettrica, ENEL influenzi il prezzo dell’elettricità nella futura Borsa elettrica. UNAPACE ha, inoltre, rilevato come tale fattore rischi di rallentare il processo di rinnovamento del parco di centrali elettriche esistenti in Italia, la promozione della concorrenza, in considerazione in particolare del fatto che il produttore “incumbent” ha la possibilità di fissare il prezzo e beneficia del riconoscimento di compensazioni in termini di stranded costs.

154. A parere di UNAPACE, inoltre, anche per la lentezza con cui procede il processo di liberalizzazione del mercato elettrico e per i tempi necessariamente lunghi richiesti dalla riconversione di una parte degli impianti delle tre GENCO dismesse, a fronte della predominanza di ENEL nella fase della generazione, è prevedibile che nel medio periodo sia scarsa la capacità di offerta alternativa a ENEL, senza considerare il fatto che è ragionevole ritenere che nel frattempo anche ENEL incrementi la propria efficienza produttiva.

155. Peraltro, la riconversione di parte degli impianti GENCO si rende necessaria in quanto la produzione energetica da essi realizzata sarà destinata al mercato libero e quindi dovrà risultare competitiva in termini di efficienza senza contare i vincoli di carattere ambientale ed operativo che gravano su alcuni impianti. Il piano di dismissione delle GENCO, approvato con DPCM del 4 agosto 1999, evidenza, peraltro, una serie di interventi di trasformazione di dieci centrali che coprono un arco temporale compreso tra il 2003 e il 2007, per compessivi 9.500 MW, che condizioneranno l’effettiva disciplina concorrenziale che le tre società portanno esercitare nel breve periodo nei confronti di ENEL Produzione. In conclusione, UNAPACE ritiene che, in termini di quote di mercato, il peso di ENEL Produzione nella generazione sia destinato a rimanere largamente preponderante, tanto se raffrontato alla sola produzione quanto al complesso della produzione più le importazioni.

156. UNAPACE ha sostenuto che l’operazione di concentrazione in esame consentirebbe ad ENEL di “fidelizzare” i clienti elettrici, con l’offerta integrata di servizi a condizioni molto competitive, di prezzo e non di prezzo (ad esempio, la fornitura di servizi aggiuntivi) che i concorrenti non potrebbero replicare. Peraltro i clienti cui venissero offerti pacchetti di servizi multi-utility sarebbero meno incentivati a ricercare offerte più vantaggiose per ogni singolo servizio. Ciò anche grazie alla possibilità per ENEL di contare su un costo fisso per singolo cliente molto inferiore alla media dei concorrenti, compromettendo così il già problematico avvio della liberalizzazione del mercato elettrico. L’offerta congiunta di servizi di pubblica utilità (elettricità, telecomunicazioni, ecc), inoltre, consentirebbe a ENEL di godere di enormi vantaggi in termini di risparmio di costi organizzativi e di spese generali, di possibilità di “sussidiare” le politiche di prezzo realizzate nei vari servizi, di gestire in modo unitario la clientela e in modo integrato le informazioni ad essa relative - ad esempio, in termini di abitudini di consumo - nonché di amplificare le occasioni di “accesso/contatto” alla clientela stessa.

Alle economie di gamma di ENEL si sommano quelle di scala in quanto ENEL sarebbe in grado di ripartire la somma dei costi fissi attribuibili alle varie linee di business su di una base di clienti, garantita dalla posizione dominante sul mercato elettrico, molto più ampia di quella dei concorrenti. Peraltro, anche i clienti che sono attualmente vincolati e serviti da ENEL Distribuzione potrebbero, una volta divenuti idonei, risentire della fidelizzazione già posta in essere da ENEL, grazie ad offerte congiunte di servizi.

157. EDISON Spa ha sottolineato come, data la perdurante posizione dominante di ENEL nella fase di produzione di energia elettrica, se è vero che non dovrebbero esservi difficoltà a reperire, sul futuro mercato borsistico, quantitativi di energia adeguati rispetto alla domanda, potrebbero sorgere restrizioni sul versante del livello del loro prezzo, ampiamente influenzato dal Gruppo ENEL per la gran parte delle ore dell’anno. Quanto, specificamente, all’operazione in esame, EDISON ha sottolineato come la posizione di ENEL sul mercato elettrico potrebbe risultarne avvantaggiata in ragione della creazione di economie di gamma amplificate da economie di scala.

158. Le società Energia Spa e Servizi per l’Energia Srl hanno sostenuto che, in seguito all’operazione di concentrazione in esame, un bundling di servizi da parte dell’ex-monopolista ENEL creerebbe per gli altri operatori maggiori costi di ingresso sul mercato dell’energia elettrica. L’eventuale offerta congiunta di servizi risulterebbe, inoltre, meno efficace per gli altri operatori, in termini di acquisizione di nuovi clienti, rispetto ad ENEL.

b) Il Gestore del Mercato Elettrico e il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale

159. Il GME ha sottolineato che, pur in un mercato borsistico con caratteristiche di liquidità e trasparenza, in cui cioè avviene la quasi totalità delle transazioni, la presenza di un operatore in posizione dominante quale ENEL nella fase della generazione potrebbe condurre a risultati indesiderabili in Borsa. In particolare, il GME ha rilevato che uno scenario “virtuoso” è rappresentato da un mercato di Borsa liquido, senza operatori in posizione dominante nella generazione, che contribuisce a determinare condizioni di basso rischio di prezzo per gli operatori e nel quale viene, al contempo, facilitato l’utilizzo di strumenti derivati di copertura finanziaria. In questa situazione, la Borsa diventa la sede dove l’energia elettrica viene scambiata a prezzi efficienti. Diversamente, si configura come uno scenario “vizioso” quello in cui, anche in presenza di un mercato di Borsa originariamente liquido, l’esistenza di un operatore in posizione dominante nella generazione può determinare una volatilità nelle quotazioni, che tende a scoraggiare gli operatori da utilizzare la Borsa come sede degli scambi di energia elettrica. Una simile circostanza accentuerebbe la difficoltà delle imprese a sottoscrivere contratti di copertura finanziaria del rischio di prezzo con l’ulteriore conseguenza di marginalizzare il mercato borsistico. A fondamento della sua argomentazione sulla posizione dominante di ENEL nel mercato della generazione, il GME ha fornito i grafici 1 e 2, illustrati in precedenza (cfr. doc. 53 del fascicolo generale).

160. Il GRTN ha svolto alcuni rilievi sul mercato elettrico liberalizzato, sottolineando che, con riguardo alle importazioni, i tempi di attivazione delle nuove linee di interconnessione internazionale sono legati alle varie autorizzazioni amministrative per i connessi lavori e agli ostacoli che possono insorgere a livello locale, da parte delle singole amministrazioni comunali interessate, in tutto stimabili intorno ai 2/3 anni. Anche sui tempi di allacciamento di nuovi impianti di generazione alla rete nazionale incidono le difficoltà legate alla necessità di ottenere molteplici autorizzazioni e di svolgere opere di adeguamento dei tratti di rete cui dovrà collegarsi l’impianto, nonché alla separazione soggettiva tra proprietario e gestore della rete. Non è, pertanto, agevole fare previsioni sull’ampliamento della capacità di interconnessione con l’estero della rete nazionale e sull’entrata in funzione di nuovi impianti di generazione, compreso il loro allaccio alla rete (cfr. doc. 69 del fascicolo generale).

161. Il GRTN ha rilevato, inoltre, che nella maggior parte delle ore della giornata sarà comunque ENEL a determinare il prezzo sulla futura Borsa, anche in ragione del fatto che, rispetto agli altri operatori, ENEL disporrà di un maggior numero di impianti in grado di rispondere meglio ai picchi di domanda. Quanto alle prospettive legate all’entrata in funzione della Borsa elettrica, il GRTN ha affermato che essa non potrà in alcun modo influenzare e limitare la posizione di forza degli operatori nella fase della generazione di energia elettrica (cfr. doc. 69 del fascicolo generale).

V. Valutazioni giuridiche

Premessa

162. Ai sensi dell’art. 6, comma 1, della legge n. 287/90, l’Autorità è chiamata a valutare se un’operazione di concentrazione sottoposta al suo esame comporti la costituzione o il rafforzamento di una posizione dominante sul mercato nazionale in modo da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza.

163. La concentrazione di cui al presente procedimento produce effetti, per la parte di competenza dell’Autorità a seguito del rinvio disposto dalla Commissione, sul mercato della fornitura di energia elettrica a clienti idonei, effettivi e potenziali.

164. A seguito dell’operazione di acquisizione di Infostrada, infatti, il Gruppo Enel, già presente attraverso Enel Trade sul mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei, e tramite la società controllata Wind nel settore delle telecomunicazioni,  acquisirà il controllo di Infostrada, il secondo operatore nazionale di telecomunicazioni. Questa circostanza è idonea a produrre un rafforzamento della posizione dominante di Enel Trade sul mercato della fornitura di energia elettrica, nel momento in cui questo si trova in una fase di apertura alla concorrenza.  

1. La posizione dominante di ENEL Trade nel mercato della fornitura ai clienti idonei

165. Enel, ex-monopolista del settore elettrico in Italia,  è a capo di un gruppo attivo nella produzione, importazione, esportazione, distribuzione e vendita di energia elettrica nel territorio nazionale. In seguito all’approvazione della Direttiva 96/92/CE, che ha avviato il processo di liberalizzazione del mercato elettrico nell’Unione Europea, recepita nell’ordinamento italiano dal Decreto Legislativo n. 79/1999, ENEL ha riorganizzato la propria struttura societaria, costituendo apposite società operanti nel settore elettrico: ENEL Produzione Spa, EUROGEN Spa, ELETTROGEN Spa, INTERPOWER Spa e Erga Spa per la generazione di energia elettrica; ENEL Trade Spa, per l’importazione e la vendita di energia elettrica ai clienti idonei; ENEL Distribuzione Spa, per la distribuzione e la vendita ai clienti vincolati; Terna Spa, proprietaria della rete di trasmissione ad altissima e alta tensione.

166. Enel Trade detiene attualmente una  posizione dominante sul mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei effettivi e potenziali. Nelle Risultanze istruttorie sono stati esposti gli elementi di fatto che evidenziano l’esistenza di siffatta posizione dominante di ENEL Trade sul predetto mercato (cfr. §§ 73-75).

Sotto il profilo quantitativo vale ricordare almeno che:

• il mercato della fornitura ai clienti idonei presenta nel 2000 una struttura particolarmente concentrata: le prime due imprese (ENEL, EDISON) hanno servito il 70% del mercato;
• la quota di mercato di ENEL Trade è stata pari al 50% del totale dei consumi dei clienti idonei effettivi nel 2000;
• l’asimmetria dimensionale fra i concorrenti sul mercato rilevante è a vantaggio di ENEL Trade, la cui quota di mercato è almeno due volte e mezzo superiore rispetto a quella del suo primo concorrente, EDISON.

167. Una quota del 50% del mercato rilevante, secondo i principi elaborati dalla giurisprudenza comunitaria, costituisce un rilevante indicatore della posizione dominante di un’impresa, ossia della sua capacità di comportarsi in maniera indipendente da concorrenti, clienti e fornitori³⁹. Peraltro, secondo la prassi della Commissione e dell’Autorità, una posizione dominante può essere rinvenuta anche in presenza di quote di mercato inferiori. La quota di mercato deve essere altresì apprezzata non solo in termini assoluti, ma anche in relazione alla posizione di mercato degli altri concorrenti.

168. ENEL, nel corso del procedimento (cfr. doc. 140), ha svolto una serie di argomentazioni tese a negare l’esistenza di una posizione dominante di ENEL Trade nel mercato rilevante:

• in primo luogo, ENEL ha sostenuto che quello della fornitura ai clienti idonei è un mercato aperto e contendibile, in cui è stato possibile l’ingresso di circa 80 operatori grossisti, che hanno sottratto al Gruppo ENEL il 50% delle vendite;
• ENEL ha poi affermato che, nel calcolare la quota di mercato di ENEL Trade, si dovrebbe considerare anche l’energia elettrica autoconsumata;
• infine, ENEL ha contestato la definizione del mercato rilevante operata dall’Autorità, affermando che, in realtà, esistono due distinti segmenti della fornitura ai clienti idonei: quello relativo alla fornitura ai grandi utenti industriali (in cui ENEL Trade è il primo fornitore) e quello relativo ai consorzi di utenti di minori dimensioni (in cui, sulla base dei dati di ENEL, Edison sarebbe il primo fornitore ed ENEL Trade il secondo) (cfr. supra, §§ 115-118).

169. Relativamente alla prima argomentazione di ENEL, pur constatando che al 6 dicembre 2000 erano qualificati presso l’Autorità per l’energia elettrica e il gas come idonei, oltre ai clienti finali, alle imprese in forma societaria e ai consorzi, anche 8 distributori e 89 grossisti, si deve rilevare che, ciononostante, la struttura del mercato rilevante è rimasta fortemente concentrata. Come si è detto, infatti, ENEL Trade ha comunque servito il 50% del mercato, mentre secondo stime di ENEL il suo primo concorrente (EDISON) ne avrebbe servito il 20%, altri tre operatori complessivamente un ulteriore 20% e tutti gli altri (oltre 80 operatori), il restante 10%. L’elevato numero dei concorrenti non ha affatto impedito ad ENEL Trade di mantenere una quota estremamente elevata, pari ad almeno la metà del mercato.

170. Va, altresì, considerato che i clienti che hanno deciso di acquisire la condizione di idoneità, nel 92% del totale erano forniti da ENEL Distribuzione. Il fatto che ENEL Trade abbia conquistato la metà di questi clienti, nel 2000, significa che un cliente su due tra quelli che hanno deciso di uscire dal regime vincolato è rimasto legato al Gruppo ENEL (sebbene rifornito non più da ENEL Distribuzione ma da ENEL Trade).

171. ENEL Distribuzione, inoltre, ha fornito la quasi totalità dei clienti che, pur avendo potuto esercitare il diritto di essere riconosciuti come clienti idonei, hanno deciso di rimanere qualificati come clienti vincolati per un biennio (rinnovabile una volta). Di tali clienti ENEL Distribuzione conosce consumi medi, particolari abitudini, preferenze nella fornitura di servizio. Ciò conferisce al Gruppo ENEL un ulteriore vantaggio informativo, non accessibile ai suoi concorrenti. Nel 2000 i consumi di questi clienti “idonei potenziali” equivalgono al 22% circa dei consumi del mercato liberalizzato, al netto degli autoconsumi.

172. Quanto all’argomento di ENEL relativo all’autoconsumo, si ritiene che un corretto calcolo della quota di mercato debba essere riferito agli effettivi flussi di domanda e di offerta che si rivolgono al mercato rilevante e che tali flussi vadano calcolati entrambi al netto delle quantità domandate e prodotte, che non danno luogo a scambi effettivi, come avviene nel caso dell’energia elettrica autoconsumata (cui corrisponde, in sostanza, una quota della domanda sottratta al mercato).

173. Infine, la pretesa distinzione del mercato rilevante in due segmenti distinti, uno relativo ai grandi utenti industriali e l’altro ai consorzi, non risulta fondata. Si tratta, infatti, in entrambi i casi, di consumatori che sono considerati ugualmente idonei dal Decreto Legislativo n. 79/99, purché siano superate le previste soglie minime di consumo annuo. In ogni caso, a tale classificazione non corrispondono segmentazioni di tipo normativo, geografico o di prezzo, che permettano di considerare questi due segmenti alla stregua di due mercati differenti.

174. L’accertamento della posizione dominante di ENEL Trade nel mercato rilevante non può, inoltre, limitarsi alla misura della sua attuale quota di mercato e agli aspetti quantitativi evidenziati in precedenza, ma deve essere ricondotto anche alle conseguenze di ulteriori fattori, che contribuiscono a definirne l’effettiva portata⁴⁰.

175. Va ricordato a questo scopo, in primo luogo, con riguardo all’accesso alle fonti di approvvigionamento, il legame esistente fra ENEL Produzione, ERGA ed ENEL Trade all’interno del Gruppo ENEL. Grazie alla capacità produttiva delle centrali di ENEL Produzione e di ERGA, il Gruppo ENEL ha e manterrà una posizione dominante nel mercato della generazione di energia elettrica in Italia, anche dopo la cessione delle tre GENCO (cfr. supra, §§ 73-86). Il parco di generazione di ENEL Produzione ed ERGA è costituito per il [65-85]% da impianti di modulazione e di picco, con cui è in grado di determinare il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica, soprattutto nelle ore di picco della domanda, quando il prezzo è più elevato (cfr. supra, § 33). ENEL Produzione, inoltre, dispone di una capacità di riserva, misurata sulla domanda di picco e al netto degli impianti in conservazione o indisponibili per motivi ambientali, pari a oltre un terzo della capacità netta totale disponibile nel sistema elettrico italiano (cfr. supra, §§ 29-30). Questa circostanza conferisce al Gruppo ENEL un vantaggio assoluto sul piano della disponibilità di impianti, del tutto ineguagliabile da parte dei concorrenti, anche dopo la cessione delle tre GENCO.

176. Al contrario, in ragione della limitata capacità di generazione non controllata dal Gruppo ENEL, la quasi totalità delle fonti di approvvigionamento di energia elettrica dei concorrenti di ENEL Trade, utilizzata per fornire i clienti idonei, è costituita dalle importazioni e dalle aste di energia elettrica prodotta dagli impianti CIP 6/92, bandite dal GRTN all’inizio del 2001 (cfr. supra, §§ 25-26). Come si è evidenziato nelle Risultanze istruttorie, questa energia elettrica è assimilabile a quella generata da impianti di base, in produzione continua e che, diversamente dagli impianti di modulazione e di picco, non si adattano ai mutamenti ciclici (orari o stagionali) della domanda (cfr. supra, § 26). Ciò implica una rigidità delle forniture e un limite dal punto di vista del loro prezzo.

177. Il potere di determinare il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica da parte di ENEL Produzione ed ERGA, come si esporrà meglio in seguito (cfr. infra, §§ 203 e ss.), rimarrà inalterato anche dopo l’avvio della Borsa elettrica (a partire dalla fine del 2001)⁴¹.  Il nuovo sistema di negoziazione tra domanda e offerta, che sostituirà gli attuali contratti bilaterali, non potrà alterare la capacità del Gruppo ENEL di utilizzare il potere contrattuale, che gli deriva dalla sua posizione dominante nel mercato della generazione. Nelle Risultanze istruttorie sono riportate valutazioni sia del GME  sia del GRTN, a conferma di questa conclusione (cfr. supra, §§ 80-86).

178. Infine, va sottolineato che gli acquirenti delle tre GENCO dovranno affrontare un costoso piano di riconversione, che interesserà oltre i due terzi della capacità complessiva, contemplato nel “Piano per le cessioni degli impianti”, predisposto da ENEL e approvato dal Presidente del Consiglio dei Ministri. Ciò implicherà che ciascuna della tre GENCO non sarà immediatamente in grado di esercitare la piena forza concorrenziale nei confronti di ENEL Produzione, almeno fino al 2008, come prevede il Piano di ENEL. D’altro canto, come si è documentato nelle Risultanze istruttorie, al termine degli interventi di ammodernamento delle tre GENCO, la loro composizione sarà caratterizzata da impianti di modulazione e di picco - determinanti per la fissazione del prezzo nei periodi di maggiore domanda – per una quota non superiore al 40% (EUROGEN), al 31% (ELETTROGEN) e all’1% (INTERPOWER), mentre l’incidenza degli impianti di modulazione e di picco, sul totale di quelli che resteranno sotto il controllo del Gruppo ENEL, sarà del [50-70]% dopo la loro riconversione (cfr. supra, § 33 e 60 ss.).

179. I concorrenti di ENEL, per l’approvvigionamento di energia elettrica, pertanto, non avranno la possibilità di avvalersi di condizioni concorrenziali di prezzo nei periodi della giornata (o dell’anno) in cui più elevata è la domanda di energia elettrica, per la diversa composizione tecnologica dei loro impianti rispetto a quelli che resteranno sotto il controllo del Gruppo ENEL, con cui quest’ultimo potrà determinare il prezzo di Borsa.

180. Tale circostanza deve essere valutata soprattutto nella prospettiva dell’ampliamento del mercato liberalizzato, quando i futuri clienti idonei (circa 150.000) saranno in larghissima parte già clienti del Gruppo ENEL (ENEL Distribuzione), ciò che agevolerà il loro trasferimento contrattuale da ENEL Distribuzione a ENEL Trade. Si tratta, nella grande maggioranza dei casi, di piccole utenze industriali e commerciali, da anni servite dal Gruppo ENEL, che non hanno la capacità di mettere in atto politiche di acquisto di energia elettrica particolarmente sofisticate (cfr. §§ 107-113).

181. Occorre, infine, ricordare che Enel Trade si avvale di un marchio celebre di grande forza attrattiva,  che ha individuato per molto tempo il principale operatore attivo nel settore, e che appartiene inoltre ad un gruppo dotato di ingenti risorse economiche e finanziarie (cfr. supra, §§ 97-102).

182. Sulla base delle precedenti considerazioni, si può concludere che ENEL Trade detiene una posizione dominante sul mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei, effettivi e potenziali e che tale posizione è qualificata dall’appartenza di ENEL Trade al Gruppo ENEL.

2. L’acquisizione di INFOSTRADA ed il rafforzamento della posizione dominante di ENEL Trade

183. L’operazione di concentrazione in esame va valutata tenendo conto sia della strategia di diversificazione perseguita dal Gruppo Enel, sia della sua posizione dominante nei mercati della generazione e fornitura di energia elettrica. Al riguardo, la stessa Commissione ha infatti osservato, nella decisione di rinvio del caso in questione, che “[g]li attuali e i potenziali clienti di Enel nel mercato della fornitura di energia elettrica ai ‘clienti idoneì si verrebbero a trovare nella situazione di non poter competere in maniera efficace con Enel, in ragione tanto della posizione predominante di Enel nei settori della produzione, della distribuzione e della fornitura di energia elettrica, quanto della sua possibilità di offrire in maniera integrata servizi utilities e di telecomunicazione” (punto 45).

a) La strategia multi-utility di ENEL

184. Il rilievo concorrenziale della acquisizione di Infostrada da parte di Enel, nel senso di rafforzare la posizione dominante di Enel Trade nel mercato rilevante, deve essere apprezzato alla luce della strategia di diversificazione del Gruppo Enel nella direzione di un’offerta congiunta di servizi di pubblica utilità ad un vastissimo insieme di clienti.

185. L’intenzione di adottare una simile strategia, in coincidenza con la fase di liberalizzazione del mercato elettrico, trova conferma in una serie di dichiarazioni ufficiali, fornite da ENEL agli investitori ed agli azionisti. Nell’autunno 1999, in particolare, ENEL ha così precisato la propria strategia: “proseguire la diversificazione in settori che consentano di creare valore alla condivisione di costi e fidelizzazione della clientela”. Una simile strategia si poggia sui seguenti vantaggi competitivi: [...] [l’] ampia copertura del mercato italiano [...] [l’] alto grado di riconoscibilità del proprio marchio; e [le] economie di scala che possono essere raggiunte mediante la gestione congiunta di una vasta gamma di attività connesse quali i servizi elettrici, la distribuzione dell’acqua e del gas e i servizi infocom con una condivisione degli uffici di contatto con il pubblico e di quelli amministrativi, delle spese di pubblicità e di parte dei costi operativi”⁴² (sottolineature aggiunte).

186. Nella Relazione Semestrale del 2000 ENEL ha dichiarato che le “società del Gruppo proseguiranno la politica di allargamento della clientela non-captive, in Italia e all’estero, già avviata con successo”⁴³ (sottolineatura aggiunta). Nel documento presentato alla statunitense Securities and Exchange Commission (luglio 2000), ENEL ha manifestato l’intenzione di promuovere vendite incrociate (“cross-sell”) ai propri clienti elettrici di molteplici servizi di pubblica utilità, fra cui quelli di telecomunicazioni, aumentando così la propria incidenza sull’ammontare della spesa pro capite per questo tipo di consumi⁴⁴.

187. Tale strategia, da tempo pubblicizzata da ENEL,  può dunque essere così sintetizzata:

• condizione di partenza: il valore del Gruppo ENEL è certamente legato al numero di utenti elettrici serviti (circa 30 milioni). Questo aspetto costituisce, allo stesso tempo, una risorsa di partenza da preservare e un vantaggio assoluto da utilizzare nei confronti dei concorrenti, soprattutto nella prospettiva di offerte congiunte di servizi;
• obiettivo: conseguire economie di scala e di gamma, nella gestione congiunta di servizi di pubblica utilità (elettricità, telecomunicazioni, gas, acqua e altri servizi ad elevato valore aggiunto), grazie sia all’ampia base installata di clienti, sia all’alto grado di riconoscibilità del proprio marchio, sia alla condivisione dei costi gestionali e amministrativi, delle spese di pubblicità e di parte dei costi operativi e di investimento, sul fronte della gestione delle infrastrutture e dei clienti;
• effetti: fidelizzare i clienti elettrici attuali e allargare la clientela non-captive.

188. ENEL, nel corso del procedimento, ha evidenziato che tale strategia era già resa possibile dal controllo della società WIND e che, dunque, l’operazione in questione non aggiungerebbe elementi significativi rispetto alla situazione precedente. Al riguardo, non può non rilevarsi, come tra l’altro precisato dalla stessa Commissione nella decisione di rinvio del caso in questione, che “la creazione di Wind nel 1998 precede la liberalizzazione in Italia del mercato per la fornitura di energia elettrica, realizzatasi nel 1999 con il decreto n. 79”, mentre “l’acquisizione di Infostrada si realizza [...] esattamente nel momento in cui il mercato per la fornitura di energia elettrica si sta aprendo ed è suscettibile di avere un impatto su detto mercato: inoltre, è opportuno notare che la dimensione di Wind in termini di numero di clienti risulterebbe non sufficiente per attuare una strategia di fidelizzazione nei confronti dei clienti di Enel destinati a diventare idonei nel breve periodo” (cfr. paragrafo 53).

189. Il Gruppo ENEL, in effetti, ha già iniziato a mettere in atto una simile strategia commerciale utilizzando le strutture di ENEL Distribuzione, per vendere ai clienti vincolati servizi di telecomunicazione offerti da WIND. Tuttavia, come ha dichiarato ENEL nel corso dell’audizione del 7 febbraio 2001, “gli esiti commerciali scaturenti da tali contratti sono stati di scarsa rilevanza. Difatti, WIND, tramite i Punti ENEL Diretti ha realizzato nel periodo di vigenza del contratto appena [5.000-15.000] attivazioni di propri clienti consumer” (cfr. documento 68, allegato 1, del fascicolo generale).

190. L’acquisizione di INFOSTRADA, quindi, conferirà un valore determinante sotto il profilo concorrenziale alla realizzazione della strategia appena ricordata, dal momento che la posizione di WIND nell’offerta di servizi di telecomunicazione in rete fissa non è confrontabile, per numero di clienti, con quella di INFOSTRADA. Al riguardo, in una audizione presso la Commissione Industria del Senato, il 24 ottobre 2000, l’amministratore delegato di ENEL ha affermato che il Gruppo ENEL potrà realizzare specifiche economie di scala dalla fornitura congiunta di servizi di telecomunicazioni, mediante la fusione di INFOSTRADA in WIND e la conseguente nascita di NEW WIND, grazie alla possibilità di integrare i call center, di utilizzare la principale rete in fibra ottica del paese e di sviluppare in modo sinergico progetti di cablaggio a livello locale⁴⁵.

b) Effetti dell’acquisizione di INFOSTRADA sul mercato rilevante

191. Al fine di valutare se l’operazione in questione sia suscettibile di rafforzare la posizione dominante di ENEL nel mercato della fornitura di energia elettrica è indispensabile, come sottolineato dalla stessa Commissione nella decisione di rinvio (cfr. paragrafo 38), “collocare l’acquisizione di Infostrada nel contesto del processo di liberalizzazione di detto settore”, che ha subito un’accelerazione significativa. Ai sensi del Decreto Legislativo n.79/99, a decorrere dal 1° gennaio 2002, avranno diritto alla qualifica di clienti idonei, liberi di scegliere il proprio fornitore, tutti i clienti finali e i consorzi  i cui consumi annuali risultino superiori a 9 GW. Ciò porterà, entro tempi brevi, il mercato libero potenziale dall’attuale 35% della domanda totale al 40%. A ciò si aggiunga il previsto futuro allargamento del mercato libero a tutti i consumatori che superino al soglia di consumo annuo di 0,1 Gwh, a seguito all’approvazione del disegno di legge recante Disposizioni in materia di apertura e regolazione dei mercati (27 febbraio 2001). In base a tale provvedimento, come si è più volte ricordato, novanta giorni dopo la cessione delle tre GENCO, dunque al più tardi entro il 1° aprile 2003,  la qualifica di clienti idonei sarà riconosciuta ad altri 150.000 consumatori, con la conseguenza che il mercato elettrico italiano sarà liberalizzato fino al 60% del totale dei consumi.

192. È in tale contesto di progressivo aumento dei clienti che avranno il diritto di scegliere il proprio fornitore che ENEL, grazie all’acquisizione di INFOSTRADA, pone in essere un’operazione idonea a determinare il consolidamento del suo portafoglio di clienti, tramite la possibilità di offrire congiuntamente, ad un numero assai elevato di clienti, servizi elettrici e di telecomunicazioni.

193. Nelle Risultanze istruttorie si è evidenziato, con l’ausilio di una analisi sui dati forniti dalle parti, che l’effetto strutturale provocato dall’acquisizione di INFOSTRADA sul mercato rilevante della fornitura di energia elettrica, ai clienti idonei effettivi e potenziali, consiste nel fatto che almeno un [25-45%] di questi futuri clienti idonei, che oggi sono clienti vincolati a ENEL Distribuzione, potrà diventare contemporaneamente cliente di ENEL Trade per l’energia elettrica e di INFOSTRADA per i servizi di telecomunicazioni, aggiungendosi agli attuali clienti di telecomunicazioni WIND (cfr. supra, §§ 103-113).

194. La circostanza che almeno un [25-45%] dei futuri clienti idonei, sia oggi già cliente INFOSTRADA, rafforza la probabilità che ENEL Trade, che già dispone di una posizione dominante sul mercato rilevante, metta in atto strategie fidelizzanti su questa base installata di clienti, mediante l’offerta congiunta di elettricità e telecomunicazioni, rafforzando così la sua posizione dominante. Nei confronti di tali clienti, oggi in larghissima maggioranza vincolati a ENEL Distribuzione, il Gruppo ENEL sarà in grado di rafforzare il proprio legame attraverso l’offerta congiunta di servizi elettrici e di telecomunicazioni, rendendo tali clienti poco disponibili a scegliere fornitori diversi da ENEL Trade, una volta acquisita la qualifica di idoneità.

195. Si deve, in proposito, richiamare l’attenzione sul fatto che questi clienti sono per lo più piccole e medie imprese, industriali e commerciali, nonché esercizi commerciali. Ciò conferma quanto ha sostenuto la Commissione nella propria decisione di rinvio del caso: questa “clientela, formata da PMI [Piccole Medie Imprese] potrebbe essere particolarmente attratta da un’offerta one stop shop basata sulla fornitura congiunta di uno o più servizi utilities (in particolare, servizi di fornitura di energia elettrica), in aggiunta ai servizi di telecomunicazione. Vi è dunque la minaccia che Enel in cooperazione con New Wind, grazie alla possibilità di offrire congiuntamente alla sua clientela attualmente vincolata, ma in procinto di diventare idonea, servizi utilities di telecomunicazione, possa fidelizzare i suoi attuali clienti limitando al massimo l’impatto della liberalizzazione. L’offerta congiunta di servizi di pubblica utilità permetterebbe all’Enel di realizzare le necessarie economie di gamma e di scala per rinforzare la sua posizione dominante nel mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei” (paragrafo 41).

196. Grazie alle economie di gamma e di scala, che potrà realizzare dopo l’acquisizione di INFOSTRADA, il Gruppo ENEL ha la possibilità di rafforzare la sua posizione dominante nel mercato rilevante, mettendo in atto le descritte strategie commerciali multi-utility. Si inserisce in questa strategia il progetto del Gruppo ENEL di sostituire i tradizionali contatori meccanici domestici con i nuovi contatori digitali, in grado di individuare e monitorare con continuità i livelli di consumo di ogni singola utenza e di consentire, così, l’offerta di soluzioni commerciali adeguate ad  ogni singolo livello di consumo elettrico, con appropriate politiche di prezzo⁴⁶. Va considerato, altresì, che l’Autorità non è di per sè contraria allo sviluppo di una offerta multi-utility, anche in considerazione degli eventuali benefici derivanti per i consumatori, ma intende evitare che un’impresa rafforzi la sua posizione dominante sul mercato anche solo di uno di questi servizi e in modo tale da alterare durevolmente le condizioni di concorrenza.

197. Sul mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei ha, infatti, maggiori probabilità di successo una strategia che, sfruttando appieno l’effetto cumulato delle economie di scala e di gamma, faccia ricorso a politiche di prezzo, promozioni, sconti per proporre contratti di fornitura singoli o combinati per più servizi e prodotti. Il Gruppo ENEL potrà, cioè, sfruttare appieno il cosiddetto “effetto portafoglio”, derivante dalla gamma dei servizi di cui dispone, rafforzando la sua posizione dominante sul mercato originario della fornitura di elettricità ai clienti idonei, effettivi e potenziali.

198. Fra i vantaggi propri di un ampio “portafoglio” di clienti e servizi va annoverato, in particolare, quello della riconoscibilità e affermazione del marchio a livello nazionale, che ENEL ha indicato essere uno dei più significativi per realizzare con successo la propria strategia multi-utility (cfr. supra, § 98). Anche su questo piano, l’operazione in oggetto rafforza la posizione dominante di ENEL Trade sul mercato rilevante, poiché permette al Gruppo ENEL di associare al proprio marchio ed alla propria consolidata reputazione, anche quella del marchio della telefonia fissa (INFOSTRADA) secondo solo all’ex monopolista legale, TELECOM ITALIA.

199. Nel corso del procedimento è stato più volte argomentato dalle Parti che la politica di fidelizzazione dei circa 150.000 futuri clienti idonei elettrici, attraverso l’offerta congiunta di servizi di telecomunicazione e di elettricità, difficilmente potrebbe superare l’ostacolo rappresentato dall’estrema volatilità della clientela di INFOSTRADA e dalla presenza di bassi costi di sostituzione del fornitore (switching cost) nel settore elettrico (cfr. supra, §§ 126-136). In proposito si può osservare che:

• la volatilità dei clienti di telecomunicazioni non rileva, in sé considerata, ai fini dell’analisi della presente operazione. Gli effetti dell’acquisizione di INFOSTRADA sono tali da conferire al Gruppo ENEL la capacità di fidelizzare i suoi clienti elettrici in procinto di diventare idonei, attraverso un’offerta congiunta di servizi di telecomunicazioni ed elettricità; e non di fidelizzare i clienti INFOSTRADA con l’offerta di energia elettrica;
• in ogni caso, dopo la completa liberalizzazione del cosiddetto “ultimo miglio” (“unbundling local loop”), i clienti che decideranno di rescindere ogni rapporto contrattuale con TELECOM ITALIA si legheranno al nuovo operatore di telecomunicazioni con un rapporto contrattuale esclusivo. In questo modo il Gruppo ENEL, in seguito all’acquisizione di INFOSTRADA, potrà offrire ai propri clienti elettrici e di telecomunicazioni un insieme di servizi esclusivi;
• dopo la cessione delle tre GENCO, almeno un [25-45%] dei nuovi clienti idonei sarà rappresentato da clienti elettrici già forniti da ENEL Distribuzione come clienti vincolati e da clienti di servizi di telecomunicazioni offerti da NEW WIND (WIND e INFOSTRADA), entrati nel “portafoglio clienti” del Gruppo ENEL, in seguito all’acquisizione di INFOSTRADA. Tale circostanza agevolerà il controllo da parte di ENEL Trade di una quota significativa della domanda.

200. FRANCE TELECOM, nel corso del procedimento, ha dichiarato che non rientra nella sua strategia fornire servizi multi-utilities, negando quindi che l’operazione in esame possa destare preoccupazioni di ordine concorrenziale (cfr. supra, § 141). Queste semplici dichiarazioni, rese peraltro da un soggetto che non controllerà in via esclusiva New Wind e contrastanti con quanto, in più sedi, annunciato dal Gruppo ENEL, non sono sufficienti ad escludere né la futura offerta combinata di servizi di fornitura di energia elettrica e telecomunicazioni, che costituisce la logica conseguenza dell’operazione in esame, né, più in generale, un’evoluzione delle politiche commerciali del Gruppo Enel nella direzione di un’offerta congiunta di servizi di pubblica utilità.

201. In definitiva, tenuto conto della base installata dei clienti elettrici serviti in complesso dal Gruppo ENEL (circa 30 milioni), l’acquisizione di INFOSTRADA attribuirà al Gruppo ENEL una serie di vantaggi competitivi grazie ai seguenti fattori:

• il portafoglio clienti di società del Gruppo, che si consoliderà per un ammontare pari almeno a un [25-45%] dei futuri clienti idonei, che potranno essere contemporaneamente clienti elettrici di ENEL Trade e clienti di servizi di telecomunicazioni forniti da INFOSTRADA;
• la possibilità di conseguire economie di scala e di gamma, nella gestione congiunta di servizi di pubblica utilità (elettricità, telecomunicazioni), grazie sia all’ampia base installata di clienti, sia all’alto grado di riconoscibilità del proprio marchio, sia alla condivisione dei costi gestionali e amministrativi, delle spese di pubblicità e di parte dei costi operativi e di investimento, sul fronte della gestione delle infrastrutture e dei clienti.

202. L’effetto finale complessivo di questi vantaggi è suscettibile di determinare una barriera all’ingresso sul mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei - contestualmente alla sua liberalizzazione - conseguente alla strategia che il Gruppo Enel potrà realizzare nei confronti dei suoi attuali clienti elettrici vincolati in procinto di divenire idonei. Tale effetto, derivante dall’acquisizione di INFOSTRADA, è idoneo a determinare un rafforzamento della posizione dominante di ENEL Trade sul mercato rilevante della fornitura ai clienti idonei, effettivi e potenziali.

c) L’amplificazione degli effetti della concentrazione a causa della dominanza di ENEL nella generazione

203. Il rafforzamento della posizione dominante detenuta da ENEL Trade sul mercato della fornitura di energia ai clienti idonei a seguito dell’operazione in esame, quale descritto nel precedente paragrafo, deve essere ulteriormente qualificato, tenendo in debito conto due elementi:

• la stretta relazione economica esistente tra il mercato della generazione elettrica e il mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei (cfr. supra, § 21);>
• l’esistenza di una posizione dominante di ENEL Produzione ed ERGA del Gruppo ENEL sul mercato della generazione di energia elettrica.

204. ENEL gode, infatti, attraverso le proprie controllate ENEL Produzione ed Erga, di una incontestabile posizione dominante sul mercato della generazione. Nel capitolo sulle risultanze istruttorie si è evidenziato che, anche successivamente alla cessione delle tre GENCO, ENEL controllerà poco meno del 60% del totale della capacità lorda di generazione (circa 42.000 MW) dell’industria elettrica italiana (cfr. supra, §§ 28-35). Tale circostanza è confermata  dalla figura 1 qui di seguito riportata

205. ENEL, inoltre, dispone di una ripartizione del parco generazione particolarmente orientata verso gli impianti di modulazione e di picco. Anche dopo la ristrutturazione prevista, sulla base delle stime di ENEL, il suo parco delle centrali sarà composto al [50-70]% circa da impianti mid-merit (modulazione e picco), in grado di influenzare il prezzo nelle ore di maggiore richiesta (cfr. supra, § 33). Nelle Risultanze istruttorie si è evidenziato come, utilizzando i dati relativi alla capacità installata, ripartita per fonte di energia primaria e per tipologia di impianto (base, modulazione e picco), sia possibile affermare che il Gruppo ENEL dispone al momento e disporrà in futuro del potere di fissare il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica (cfr. supra, §§ 76-86). Tale potere di fissare il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica non risulta influenzato dal mutato assetto di mercato che si verrà a creare a seguito dell’avvio della Borsa elettrica.

206. ENEL, nel corso del procedimento, ha sostenuto che, dopo l’entrata in funzione della Borsa, chiunque potrà acquistare energia elettrica sul mercato borsistico senza limitazioni di quantità. Inoltre, ENEL ha affermato di non avere convenienza a porre in essere una politica di prezzi elevati all’ingrosso dell’energia elettrica sul mercato borsistico, congiuntamente a politiche aggressive sul mercato della fornitura ai clienti idonei, tramite ENEL Trade.

207. ENEL ha sostenuto tali affermazioni con i seguenti argomenti:

1. un eventuale prezzo elevato all’ingrosso fissato da ENEL Produzione (o da ERGA), reso possibile dalla sua posizione dominante detenuta nel mercato della generazione, dovrebbe essere sopportato anche da ENEL Trade, che sarà acquirente nella borsa elettrica al pari dei suoi concorrenti;
2. la Borsa elettrica funzionerà come un “diaframma” tra la generazione e la fornitura di energia elettrica. Quindi, il prezzo all’ingrosso che vi si formerà rappresenterà il “costo opportunità” di ogni impresa che vi acquisterà energia elettrica. Dato tale costo opportunità, comportamenti finalizzati a vendere l’energia ad un prezzo minore a quello di Borsa risulterebbero irrazionali in una prospettiva di massimizzazione del profitto delle imprese che partecipano a questo mercato all’ingrosso.

208. In conclusione, secondo ENEL, l’esistenza di un costo opportunità, rappresentato dal prezzo all’ingrosso dell’energia che si formerà in Borsa, renderebbe non conveniente, per ENEL Trade, anche in una logica di gGruppo, perseguire politiche di bassi prezzi sul mercato della fornitura di energia elettrica, con l’obiettivo di escludere i propri concorrenti.

209. La posizione di ENEL non tiene conto delle implicazioni che possono derivare, nella prospettiva generale delle strategie del Gruppo ENEL, dalle interconnessioni tra mercato della fornitura e mercato della generazione e dalla posizione dominante di cui ENEL gode in ciascuno dei due mercati.

210. In questa prospettiva, la posizione di ENEL non tiene conto della circostanza che, pur transitando per la Borsa,  quantità  di energia elettrica potranno essere scambiate a prezzi diversi dal prezzo di Borsa e definiti contrattualmente dalle parti. Ciò consentirà ad ENEL Trade di rimanere l’acquirente privilegiato dell’energia elettrica generata da ENEL Produzione.

211. Inoltre, occorre considerare che, sia secondo il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale sia secondo il Gestore del Mercato Elettrico (cfr. supra, §§ 80-86), la posizione dominante di ENEL Produzione ed ERGA nella generazione comporta comunque due conseguenze:

1. il Gruppo ENEL sarà in grado di fissare il prezzo dell’energia elettrica in Borsa, in particolare nelle ore di picco della domanda;
2. il suo potere di mercato può compromettere lo stesso sviluppo del mercato borsistico dell’energia elettrica.

Va, per di più, ribadito che numerose analisi applicate alle più avanzate esperienze in cui sono stati introdotti meccanismi di scambio di energia elettrica in pool (Regno Unito, Stati Uniti), sono giunte alla conclusione che anche il più sofisticato modello di Borsa elettrica non è in grado di risolvere le distorsioni concorrenziali presenti nella struttura del mercato. L’esistenza di una posizione dominante dal lato della generazione provoca effetti diretti sui livelli dei prezzi a cui si scambiano le quantità di energia elettrica in Borsa, fino a limitare (o impedire) la possibilità che i prezzi siano fissati ad un livello concorrenziale (cfr. supra, § 86).

212. In ogni caso, anche nell’ipotesi che la Borsa elettrica, quando entrerà in funzione, operi secondo meccanismi “virtuosi” e che la maggior parte delle quantità  di energia elettrica sia scambiata al prezzo di Borsa, le strategie del gruppo ENEL non potranno non riflettere l’effetto congiunto della posizione dominante di ENEL Produzione sul mercato della generazione e della posizione dominante di ENEL Trade, rafforzata dall’operazione in esame, sul mercato della fornitura.

213. Le considerazioni che precedono acquistano rilievo ai fini della valutazione della presente operazione, in relazione alla capacità dei concorrenti di ENEL Trade di replicare con successo le strategie multi-utility che ENEL potrà porre in atto a seguito dell’acquisizione di INFOSTRADA.

214. Occorre infatti considerare, innanzi tutto, che per poter replicare una strategia multi-utility, è indispensabile, per i concorrenti di ENEL Trade, la possibilità di approvvigionarsi sul mercato della generazione di energia elettrica, per la parte di offerta che non può essere assicurata dalla propria capacità di generazione o dalle altre fonti di approvvigionamento.

215. I concorrenti di ENEL Trade sul mercato rilevante attualmente si riforniscono di energia da vendere ai clienti idonei tramite la seguenti fonti: 1) una quota parte delle importazioni dedicata al mercato liberalizzato, che si sono aggiudicati a seguito dalla ripartizione effettuata dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas; 2) l’energia elettrica ritirata dal GRTN dagli impianti CIP 6/92 e messa all’asta; 3) gli acquisti di energia elettrica da ENEL Produzione. A partire dall’inizio del prossimo anno, i concorrenti di ENEL Trade, al pari di questa società, acquisteranno l’energia necessaria in Borsa, a meno di sottoscrivere contratti bilaterali in deroga al sistema delle offerte in Borsa (che dovranno essere autorizzati dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas).

216. Il gruppo ENEL è e sarà, come ampiamente descritto nelle Risultanze Istruttorie, venditore netto di energia nel mercato della generazione, cioè venderà alla Borsa energia elettrica più di quanto ha necessità di acquistarne (cfr. supra, §§ 26-35). I concorrenti di ENEL Trade, pertanto, al fine di contendere i futuri clienti idonei, saranno obbligati ad acquistare energia elettrica disponibile sul mercato, per la parte di offerta non assicurata dalla propria capacità di generazione, a un prezzo non concorrenziale che sarà determinato da ENEL Produzione, in virtù della posizione dominante da quest’ultima detenuta, essendo titolare del [50-70]% degli impianti di modulazione e di picco.

217. Al contempo, i concorrenti di ENEL Trade sul mercato della fornitura, dovranno confrontarsi con la circostanza che, successivamente all’acquisizione di Infostrada, ENEL Trade rafforzerà la propria posizione dominante sul mercato rilevante, incrementando la capacità di fidelizzare i futuri clienti idonei, raggiungendo economie di scala e di gamma non duplicabili, almeno nel breve periodo, dai concorrenti.

218. La posizione dominante di ENEL Produzione e di ERGA nella generazione, e il rafforzamento della posizione dominante di ENEL Trade sul mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei, effettivi e potenziali, a seguito dell’operazione in esame, consentiranno, pertanto, al Gruppo ENEL di fissare un prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica a livelli non concorrenziali e di attuare, nel contempo, politiche di prezzo indipendenti dai rivali nel mercato della fornitura, rendendo in tal modo estremamente difficile ai concorrenti di ENEL Trade di competere sul mercato rilevante della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei.

219. In particolare, per ENEL Trade, grazie alla posizione dominante detenuta sul mercato della fornitura, sarà possibile ed economicamente razionale fissare prezzi superiori a quelli praticati dai concorrenti, che siano, da un lato, superiori al prezzo di acquisto dell’energia in Borsa (cioè al costo opportunità per ENEL Produzione di rifornire i concorrenti di ENEL Trade); ma, d’altro lato, tali da poter costringere i concorrenti  di ENEL Trade, al fine di poter competere con le strategie di prezzo di ENEL Trade sul mercato della fornitura, a praticare prezzi inferiori ai propri costi di approvvigionamento (rappresentati dallo stesso costo opportunità, cioè dal prezzo di borsa dell’energia che è determinato anch’esso dal potere di mercato di ENEL sul mercato della generazione).

220. L’esito di una simile strategia da parte di ENEL Trade è, realisticamente, l’esclusione di propri concorrenti dal mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei.

221. L’effetto escludente descritto risulta strettamente dipendente, oltreché dal rafforzamento della posizione dominante di ENEL Trade nel mercato rilevante, anche dal livello al quale ENEL Produzione ed ERGA fisseranno il prezzo dell’energia elettrica offerta in Borsa. Tale livello di prezzo potrà permettere a ENEL Trade di coprire i propri costi e di realizzare un margine di profitto ma, al tempo stesso, i concorrenti, se vorranno competere con ENEL Trade, potranno farlo solo riducendo il loro prezzo ad un livello tale da vendere sottocosto.

222. È evidente che solo potendosi approvvigionare a prezzi competitivi, i concorrenti di ENEL Trade potranno rimanere sul mercato, realizzare anch’essi economie di scala e di gamma derivanti da vendite congiunte di elettricità e telecomunicazioni ed, in ultima analisi, assicurare al mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei una configurazione concorrenziale.

223. Una simile strategia di ENEL non può essere contrastata in base alla considerazione che elevati prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica, nel medio periodo, potrebbero rappresentare un incentivo all’entrata di nuovi generatori. ENEL stessa, nel corso dell’audizione del 29 gennaio 2001, ha affermato che i tempi medi di riconversione e/o di attivazione di una nuova centrale elettrica «[...] si aggirano quanto meno intorno ai tre, ma più probabilmente, ai cinque anni» (cfr. doc. 21 del fascicolo generale). Inoltre, nel corso dell’audizione dell’8 febbraio 2001, anche il GRTN ha precisato che non è possibile prevedere  esattamente entro quale termine entreranno in funzione  nuove centrali di generazione e saranno risolti i problemi connessi al loro allacciamento alla rete⁴⁷. Tutto ciò induce a concludere che, anche se il livello elevato dei prezzi di Borsa dovesse incentivare l’ingresso di nuovi generatori, l’aleatorietà dei tempi di realizzazione e di entrata in funzione di nuove centrali e del loro allacciamento alla rete non consente un ingresso immediato nel mercato della generazione, tale da renderlo una minaccia credibile e tale da scoraggiare una politica di alti prezzi all’ingrosso ⁴⁸.

224. Non costituisce, parimenti, un valido argomento per escludere che il Gruppo ENEL possa perseguire una politica di prezzi elevati nella Borsa elettrica, avvalendosi della sua posizione dominante detenuta nella generazione, la circostanza, ricordata più volte da ENEL stessa, che l’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha dichiarato, una volta entrato in funzione il pool, di voler esercitare una funzione di monitoraggio sui prezzi che si formano su quel mercato⁴⁹.

225. In questa sede, infatti, ai sensi della legge n. 287/90 ed, in particolare, della disciplina del controllo delle concentrazioni (art. 6), si devono valutare i possibili effetti derivanti dall’impatto sulla concorrenza dell’operazione in esame, tenuto conto del contesto di mercato in cui essa si pone, al fine di evitare che si producano alterazioni della struttura concorrenziale del mercato, senza che assuma rilievo che a quelle alterazioni possa eventualmente porsi rimedio, in una fase successiva, con interventi di carattere regolamentare, aventi ad oggetto i comportamenti dell’impresa risultanti dalla concentrazione.

226. Quanto alle ulteriori osservazioni di Enel, secondo cui gli effetti dell’operazione prospettati dall’Autorità non sarebbero in alcun modo collegabili ex ante con l’operazione in esame ed i comportamenti di Enel, se provati, potrebbero essere sanzionati ricorrendo all’articolo 3 della legge n. 287/90, si ritiene che tali comportamenti si configurino come possibili ed economicamente razionali, atteso il contesto conseguente alle modifiche strutturali dell’operazione in esame. Per altro verso, mentre la valutazione richiesta dall’articolo 3 della legge n. 287/90 in relazione all’abuso di posizione dominante è incentrata sull’accertamento, svolto necessariamente ex post, di comportamenti illeciti, in sede di valutazione di una concentrazione, ai sensi dell’art. 6 della legge n. 287/90, l’Autorità è chiamata, invece, ad esaminare ex ante, e cioè nel momento “genetico” della costituzione o del rafforzamento della posizione dominante, quali ne potrebbero risultare i prevedibili riflessi ed effetti sulla struttura del mercato e sui probabili, futuri comportamenti della nuova entità⁵⁰.

227. In conclusione, quindi, l’operazione di acquisizione di INFOSTRADA da parte di ENEL Trade, valutata in relazione alla posizione dominante di Enel Trade sul mercato rilevante della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei, nonché sulla base della stretta relazione economica esistente tra il mercato della generazione elettrica e il mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei e tenuto conto dell’esistenza di una posizione dominante di ENEL Produzione ed ERGA del Gruppo ENEL sul mercato della generazione, comporta il rafforzamento di una posizione dominante di Enel Trade sul mercato rilevante tale da ridurre la concorrenza in modo sostanziale e durevole.

3. I rimedi proposti da ENEL

228. Nella sua memoria del 26 febbraio 2001 ENEL ha prospettato all’Autorità la “disponibilità a prendere in considerazione, se da quest’ultima ritenuto necessario, al fine di rilasciare un’autorizzazione, eventuali, limitate e temporanee misure volte a facilitare la concorrenza nel mercato della fornitura ai clienti idonei in questa fase di avvio” (cfr. doc. 140 del fascicolo generale, pag. 26).

229. Gli impegni proposti da ENEL sono: [omissis].

230. [omissis].

231. [omissis].

232. [omissis].

233. [omissis].

4. Misure necessarie ad impedire il rafforzamento della posizione dominante di ENEL Trade nel mercato rilevante

234. Tenuto conto dell’inidoneità degli impegni proposti da ENEL ai fini dell’autorizzazione dell’operazione di concentrazione in esame, si rende necessario prescrivere specifiche misure, ai sensi dell’art. 6, comma 2, della legge n. 287/90.

235. A tale riguardo, considerato che la valutazione degli effetti dell’operazione in esame è stata rinviata all’Autorità dalla Commissione, ai sensi dell’articolo 9, paragrafo 3, del regolamento n. 4064/89 CEE, assume rilievo quanto previsto dal paragrafo 8 del citato articolo, il quale dispone che “lo Stato membro interessato può prendere soltanto le misure strettamente necessarie per preservare o ripristinare una concorrenza effettiva sul mercato interessato”.

236. In generale, il mezzo più efficace per mantenere o ripristinare condizioni di effettiva concorrenza sul mercato interessato, compromesse da una concentrazione, è di creare le condizioni per l’emergere di una nuova entità concorrenziale o per assicurare il rafforzamento dei concorrenti terzi già esistenti51. A tal fine può essere indispensabile procedere a cessioni di attività svolte anche in mercati connessi⁵².

237. Nel caso di specie, al fine di individuare le misure strettamente necessarie per ripristinare condizioni di concorrenza sul mercato rilevante della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei, effettivi e potenziali, occorre considerare la stretta connessione, già sopra evidenziata, tra il mercato della generazione, su cui ENEL detiene una posizione di indiscussa dominanza, e quello della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei. Al riguardo, va sottolineato che se è vero che le misure necessarie, in base al citato art. 9, paragrafo 8, del regolamento n. 4064/89, devono avere la finalità di ripristinare la concorrenza nel mercato rilevante, ciò non esclude che tali misure possano riguardare un mercato strettamente collegato a quello in esame, nei limiti in cui le conseguenze pregiudizievoli della concentrazione siano direttamente collegabili a quel mercato.

238. Un utile riferimento in tal senso può rinvenirsi nella recente decisione della Commissione relativa alla concentrazione EDF/EnBW, con cui EDF avrebbe rafforzato la sua posizione dominante sul mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei francesi. Pur tenendo conto della diversità del contesto in cui si iscrive l’esame di quel caso rispetto a quello qui in oggetto, rileva richiamare che l’operazione di concentrazione è stata considerata dalla Commissione compatibile con il mercato interno dell’Unione Europea a seguito delle misure adottate in un mercato diverso da quello rilevante (la fornitura di energia elettrica ai clienti idonei), cioè nel mercato della generazione di energia elettrica. Nella decisione adottata dalla Commissione si afferma, infatti, che l’accesso a 6.000 MW di capacità di generazione di EDF, corrispondenti a circa 39-41 TWh, vale a dire il 30-32% del mercato della fornitura ai clienti idonei in Francia, rappresenta l’unico modo per rendere possibile l’ingresso su quest’ultimo mercato ai concorrenti di EDF⁵³.

239. A seguito dell’acquisizione di INFOSTRADA, come si è visto, il Gruppo ENEL potrà fidelizzare i suoi clienti elettrici in procinto di diventare idonei, attraverso un’offerta congiunta di servizi di telecomunicazioni ed elettricità. Ciò potrà consentire a ENEL Trade di rafforzare la sua posizione dominante nel mercato rilevante, mettendo in atto politiche commerciali che non sono replicabili dai suoi concorrenti sul mercato elettrico, per i vantaggi competitivi di cui gode il Gruppo ENEL, grazie al suo potere di mercato nella fissazione dei prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica.

240. Tutto ciò considerato, si rende necessario, al fine di impedire durevolmente il rafforzamento della posizione dominante di ENEL nel mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei effettivi e potenziali, prescrivere una misura volta a ridurre la capacità di generazione. L’intervento sul mercato della generazione risulta infatti l’unico rimedio idoneo ad impedire durevolmente le conseguenze anticoncorrenziali della concentrazione in esame nel mercato della fornitura ai clienti idonei. L’obiettivo di questa misura è quello di evitare che il Gruppo ENEL, attraverso strategie di prezzo escludenti messe in atto da ENEL Trade nel mercato rilevante, che originano dalla posizione dominante di ENEL Produzione nel mercato della generazione, possa impedire ai concorrenti di ENEL Trade di acquistare in Borsa energia elettrica a prezzi concorrenziali e di poter replicare la medesima strategia multi-utility del Gruppo ENEL.

241. L’Autorità ritiene che, a tal fine, rappresenti una misura proporzionata e strettamente necessaria a ripristinare la concorrenza effettiva sul mercato rilevante, la cessione da parte del Gruppo ENEL di una quota della sua capacità di generazione non inferiore a 5.500 MW, tenuto conto del potere di mercato che tale Gruppo manterrà anche dopo la cessione delle tre GENCO. Questa misura corrisponde alla portata di un nuovo concorrente effettivo, in grado di competere in maniera efficace e durevole con ENEL Produzione, avendo dimensioni comprese tra quelle dei suoi principali concorrenti attuali (Edison-SONDEL) e potenziali (le due GENCO: Eurogen ed Elettrogen). Tale soluzione è conforme ai principi dell’ordinamento comunitario, per i quali, infatti, occorre che le misure correttive siano idonee a risolvere completamente il problema concorrenziale determinato dall’operazione. Conseguentemente, si creerebbero le condizioni per consentire ai fornitori di energia elettrica ai clienti idonei, attuali e potenziali, di acquistare l’energia a prezzi competitivi e, quindi, di rimanere sul mercato reagendo alle politiche di prezzo poste in essere da ENEL Trade.

242. Nella medesima prospettiva di garantire il venire meno degli effetti anticoncorrenziali dell’operazione, assume particolare rilevanza anche la tipologia degli impianti da cedere. L’Autorità ritiene, al riguardo, che i 5.500 MW totali dovranno essere composti per il 60% da impianti di modulazione e di picco e per il 40% da impianti di base. Questa composizione dell’insieme degli impianti da cedere approssima la ripartizione per tipologia di impianti che deterrà il Gruppo ENEL, secondo quanto dallo stesso dichiarato, alla fine del processo di riconversione attualmente in corso delle sue centrali di generazione. L’individuazione della tipologia degli impianti da cedere rileva precisamente sotto il profilo della necessità di limitare la capacità di ENEL di influenzare il prezzo nelle ore di maggior richiesta, rimuovendo così gli effetti anticoncorrenziali conseguenti all’operazione in esame.

243. L’Autorità ritiene, inoltre, che, per fare nascere un effettivo e credibile concorrente di ENEL Produzione, sia necessario conferire ad una società gli impianti che concorrono a formare i 5.500 MW. Tale società dovrà essere ceduta secondo modalità improntate a criteri di massima trasparenza e competitività, già previste per la dismissione delle tre GENCO e dovrà essere idonea ad evitare, dopo la dismissione, qualunque tipo di legame, diretto o indiretto, con il Gruppo ENEL.

244. Sotto il profilo temporale, infine, occorre che la cessione della capacità indicata sia posta in essere nel momento in cui il mercato rilevante, in corso di liberalizzazione, eguaglierà il 60% del totale dei consumi nazionali di energia elettrica. Tale evoluzione, come noto, si realizzerà esattamente tre mesi dopo la vendita delle tre GENCO.

RITENUTO che l’operazione determina il rafforzamento della posizione dominante di Enel Trade, tale da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza nel mercato della fornitura di energia elettrica ai clienti idonei effettivi e potenziali;

RITENUTO che le misure sopra indicate risultano strettamente necessarie, ai sensi dell’articolo 9 comma 8 del Regolamento 4064/89, ne impone pertanto il pieno rispetto, ai sensi dell’articolo 6, comma 2, della legge n. 287/90;

Tutto ciò considerato:

DELIBERA

di autorizzare l’operazione di concentrazione comunicata, prescrivendo, ai sensi dell’articolo 6, comma 2, della legge n. 287/90, il pieno rispetto da parte del gruppo ENEL delle seguenti misure:

1. la cessione, da parte di ENEL Spa, di almeno 5.500 MW della propria capacità di generazione;
2. entro centoventi giorni dalla presente delibera, ENEL Spa trasmetterà all’Autorità una lista degli impianti da cedere, che dovranno essere per non meno del 60% di modulazione e di picco, soggetta entro i successivi centoventi giorni all’approvazione dell’Autorità, sentita anche l’Autorità per l’energia elettrica e il gas;
3. entro i successivi centottanta giorni, ENEL Spa conferirà ad una società gli impianti di generazione di cui al punto 2), al fine della cessione di tale società a soggetti che non abbiano con ENEL Spa alcun tipo di legame, né diretto né indiretto;
4. la cessione della società di cui al punto 3) sarà effettuata da ENEL Spa con procedure improntate a criteri di trasparenza e competitività;
5. le procedure per la cessione della società di cui al punto 3) dovranno essere concluse entro novanta giorni dalla cessione di non meno di 15.000 MW, di cui all’art. 8, comma 1, del Decreto Legislativo n. 79/1999;
6. ENEL Spa dovrà tempestivamente informare l’Autorità, con apposite relazioni, in ordine agli adempimenti derivanti dall’attuazione delle misure di cui ai punti 3), 4) e 5).

Le conclusioni di cui sopra saranno comunicate, ai sensi dell’articolo 16, comma 8, della legge n. 287/90, alle imprese interessate e al Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato.

Il presente provvedimento verrà notificato ai soggetti interessati e successivamente pubblicato ai sensi di legge.

Avverso il presente provvedimento può essere presentato ricorso al TAR del Lazio, ai sensi dell’articolo 33, comma 1, della legge n. 287/90, entro sessanta giorni dalla data di notificazione del provvedimento stesso.

* * *

¹ Cfr. provvedimento dell’Autorità del 10 agosto 1999, C/3572, Wind Telecomunicazioni/It-Net, in Boll. n. 31-32/99.

² L’accordo in questione è stato notificato alla Commissione Europea al momento della costituzione di WIND (cfr. la decisione del 22 giugno 1998, Case n. IV/JV.2, ENEL/FT/DT, non pubblicata). Avvalendosi dei diritti derivanti dal suddetto accordo, WIND ha sinora realizzato una infrastruttura in fibre ottiche di circa [10.000-12.000] km.

³ Tale segmento di utenza include peraltro, oltre a singoli e nuclei familiari, anche piccole imprese e i cosiddetti Small Office Home Office (SOHO).

⁴ Nella presente versione alcuni dati sono omessi, in quanto si sono ritenuti sussistenti elementi di riservatezza o di segretezza delle informazioni.

⁵ Cfr. la decisione della Commissione Europea del 21 maggio 1999, Case IV/37.181, Infostrada-Ferrovie dello Stato, non pubblicata. Di tale diritto la società si è sinora avvalsa per realizzare una infrastruttura di rete (backbone nazionale) di lunghezza pari a circa [4.000-6.000] km.

⁶ Nella bozza di Regolamento predisposto di recente dal Gestore del Mercato S.p.A. (GME) si delinea il modello di mercato elettrico che verrà adottato in Italia. Si tratta di una Borsa elettrica “quasi obbligatoria”, in cui le contrattazioni bilaterali in deroga al sistema delle offerte devono essere autorizzate dall’Autorità per l’energia elettrica ed il gas. Partecipano agli scambi in Borsa, dal lato dell’offerta, i generatori nazionali ed esteri, il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A. (GRTN) per l’energia di cui dispone a fine di sicurezza, l’Acquirente Unico S.p.A. (AU) e i clienti grossisti limitatamente all’energia importata o da questi contrattualizzata; dal lato della domanda, ancora l’AU, i clienti idonei, il GRTN per l’energia necessaria a far funzionare gli impianti dedicati alla sicurezza del sistema, i generatori nazionali per l’energia necessaria ai pompaggi idroelettrici. Le contrattazioni di energia avvengono il giorno prima per le 24 ore del giorno successivo (mercato dell’energia del giorno prima), accompagnate da contrattazioni relative alla messa a disposizione di capacità di riserva (nella forma di regolazione secondaria e terziaria) per il giorno successivo (mercato della riserva del giorno prima). Le offerte di energia elettrica, sotto forma di coppie prezzo-quantità, vengono ordinate secondo una progressione monotona non decrescente e formano la curva di offerta di mercato. Le richieste di energia elettrica vengono ordinate secondo una progressione monotona non crescente e formano la curva di domanda. L’esatto ordine di priorità con cui le offerte e le richieste vengono ordinate è definito dal Regolamento secondo un criterio finalizzato a privilegiare, dal lato dell’offerta, la sicurezza del sistema, le contrattazioni bilaterali e la produzione da fonti rinnovabili; e, dal lato della domanda, le contrattazioni bilaterali ed i consumatori vincolati. L’incontro tra la curva di domanda e la curva di offerta individua il prezzo orario dell’energia elettrica per il giorno successivo. Dopo la sessione del mercato dell’energia del giorno prima è prevista una sessione di mercato detta di aggiustamento infragiornaliero, volta a sanare eventuali squilibri tra quantità offerte e domandate sul mercato del giorno prima. Durante la giornata sono possibili sessioni di bilanciamento, in cui si possono compensare in tempo reale gli eventuali squilibri tra domanda e offerta.

⁷ In seguito all’abbandono dell’utilizzo della fonte energetica nucleare per la produzione di energia elettrica e all’approvazione del Piano energetico nazionale da parte del Consiglio dei Ministri il 10 agosto 1988, il Comitato interministeriale dei prezzi, con deliberazione n. 6, del 29 aprile 1992 (“Gazzetta Ufficiale” 12 maggio 1992, n. 109), dettò disposizioni in materia di energia elettrica prodotta da impianti installati sul territorio nazionale alimentati da fonti convenzionali, rinnovabili e assimilate, ai sensi degli articoli 20 e 22 della legge 10 gennaio 1991, n. 9. Gli investimenti da parte dei privati per la costruzione di tali impianti furono agevolati, allo scopo di incentivare l’installazione di nuova capacità di generazione, il cui prodotto è stato venduto in esclusiva a ENEL.

⁸ Elettrogen, Eurogen e Interpower sono le tre GENCO in via di dismissione (cfr., infra, § 4).

⁹ Società costituita dal GRTN nel novembre 1999, per garantire ai clienti vincolati la fornitura di energia elettrica in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio.

¹⁰ Definitivamente approvato dalla Camera dei Deputati il 27 febbraio 2001.

¹¹ Cfr. Autorità per l’energia elettrica e il gas (http://www.autorità.energia.it) e GRTN, Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 1999, Roma 2000, p. 15.

¹² Cfr. Enel, Securities and Exchange Commission, Annual Report pursuant to section 13 ord 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934. For the Fiscal Year Ended: December 31, 1999, F-20, July 3, 2000, p. 30 (http://www.enel.it/it/enel//investitori/bilanci/doc/enel20f.pdf).

¹³ Cfr. la decisione del 27 gennaio 1999, caso IV/M. 1346, EdF/London Electricity, GUCE C 092, 1 aprile 1999, pag. 10. Inoltre, cfr. le decisioni del 19 luglio 1999, caso IV/M. 1606, EdF/South Western Electricity, GUCE C 248, 1 settembre 1999, pag. 9; del 28 settembre 1999, caso IV/M. 1557, EdF/Louis Dreyfus, GUCE C 323, 11 novembre 1999, pag. 11; del 30 settembre 1999, caso IV/M. 1659, Preussen Elektra/EZH, GUCE C 074, 15 marzo 2000, pag. 6; del 3 febbraio 2000, caso COMP/JV.36, TXU Europe/EdF London Investments, GUCE C 049, 22 febbraio 2000, pag. 4.

¹⁴ Cfr. la decisione dell’8 marzo 2000, caso IV/M. 1803, Electrabel/Epon, GUCE C 101, 8 aprile 2000, pag. 13.

¹⁵ Per clienti idonei potenziali si intendono sia i clienti che, pur avendo i requisiti per accedere al mercato liberalizzato della fornitura di energia elettrica, hanno comunicato al proprio distributore la volontà di essere transitoriamente compresi nel mercato dei clienti vincolati, secondo quanto prevede l’articolo 4, comma 3, del Decreto Legislativo n. 79/99 e, pertanto, sono forniti prevalentemente da ENEL, titolare della maggior parte delle concessioni di distribuzione locale, come ha affermato la Commissione nella decisione di rinvio del caso adottata in data 19 gennaio 2001; sia i clienti attualmente vincolati ma che, in seguito all’approvazione del disegno di legge recante Disposizioni in materia di apertura e regolazione dei mercati, si vedranno riconosciuta la qualifica di clienti idonei novanta giorni dopo la cessione delle tre GENCO da parte di ENEL.

¹⁶  Cfr. “Gazzetta Ufficiale”, 3 settembre 1999, p. 4 e seguenti.

¹⁷ Per quanto riguarda la Valle d’Aosta, cfr. il caso C/4005, Finanziaria regionale Valle d’Aosta/ENEL, provvedimento del 14 giugno 2000, in Boll., 24, 2000.

¹⁸ La tecnologia a “ciclo combinato” per la produzione di energia elettrica utilizza una o più turbine a gas (turbogas), collegate ad una turbina a vapore. Il calore prodotto dai fumi di scarico della turbina a gas è sfruttato da un generatore di vapore a recupero, che alimenta a sua volta la turbina a vapore. Se il calore in uscita dal ciclo combinato è utilizzato in una attività di trasformazione industriale, nella forma di vapore tecnologico, si realizza la cosiddetta “co-generazione”. Le centrali a ciclo combinato determinano un limitato impatto ambientale, unito ad un utilizzo efficiente del gas.

¹⁹ Cfr. “Staffetta quotidiana”, 6 ottobre 1999, p. 7.

²⁰ Cfr. International Energy Agency, Electricity Reform. Power Generation Costs and Investment, OECD/IEA 1999, p. 59: “Conditions for effective competition in generation need to be established with particular attention paid to mid-peak load generation competition. Mid-peak load generators have a greater capacity to influence prices. Subsequently, careful monitoring of market players’ behaviour and strict enforcement of general competition law are necessary to prevent anti-competitive and discriminatory behaviour (e.g., raising market entry barriers to new entrants)”.

²¹ Cfr. il caso C 54/00, Unión Eléctrica Fenosa/Hidroeléctrica del Cantábrico, decisione del 17 maggio 2000: “la fijación de precios de oferta en el pool para los distintos periodos horarios está condicionada en gran medida por las diferencias entre las distintas tecnologias de generación utilizadas por las centrales que conforman la potencia instalada del sistema. En general, y como consecuencia de las características de estas distintas tecnologías de producción, las centrales de carbón suelen fijar precios prodominantemente en los períodos de horas valle de la demanda, en tanto que las centrales hidroeléctricas de regulación suelen dominar en las horas de punta. En consecuencia, y dado que Endesa proporciona en torno al 57%  de la generación con carbón, e Iberdrola es claramente la empresa eléctrica dominante en generación hidráulica regulable, ambos grupos suelen liderar la fijación del precios marginales en el mercado” (pag. 17, www.mineco.es/TDC/Concen.Economicas/tdccoec54.htm). 

²² I contratti finanziari sono in genere contratti bilaterali cosiddetti alle “differenze”, con cui il venditore ed il compratore si impegnano ad uno scambio virtuale di energia elettrica ad un prezzo “p”. Se il prezzo di borsa dell’elettricità nel periodo considerato sarà superiore al prezzo prefissato nel contratto finanziario, il venditore rimborserà il compratore della differenza; viceversa, se il prezzo di borsa sarà inferiore. Si tratta, in estrema sintesi, di contratti futures sul prezzo di borsa, in cui le due parti si coprono dal rischio di volatilità.

²³ Cfr. il caso C 60/00, Endesa/Iberdrola, decisione del 10 gennaio 2001: “la primera variable que determina el comportamiento de las empresas en el mercado es su capacidad de generación medida en términos relativos con respecto a sus competidores y respecto a la demanda, esto es, la cuota de generación. A mayores niveles de capacidad de generación y a mayor distancia del inmediato competidor, mayores posibilidades de actuar como empresa líder y, por lo tanto, mayores posibilidades de que el resultado de equilibrio se aproxime al resultado de equilibrio de monopolio” (pag. 36, www.mineco.es/TDC/Concen.Economicas/tdccoec60.htm). Analoghe conclusioni valgono per il caso italiano, fatta salva la differenza con le due imprese spagnole. In Italia, infatti, come si è visto, il [65-85]% e, successivamente, il [50-70]% circa della capacità installata di ENEL è di tipo mid-merit, che serve la domanda delle ore di picco e fissa il prezzo marginale del mercato. Inoltre, il rapporto fra la capacità di ENEL, residua dopo la cessione delle GENCO, e quella del suo primo concorrente individuale (Elettrogen), è di 6 volte (cfr. ancora figura 1).

²⁴ Cfr. fra gli altri, R.A.Rosen-H.L.Kroll, “Leveraging”: The Key of the Exercise of Market Power in a Poolco, Tellus Institute, Boston, November 14, 1996, mimeo; F.A.Wolak-R.H.Patrick, The Impact of Market Rules and Market Structure on the Price Determination Process in the England and Wales Electricity Market, University of California Energy Institute, Berkeley, February 1997; E. Williams-R.A.Rosen, A Better Approach to Market Power Analysis, Tellus Institute, Boston, July 14, 1999, mimeo;  P.Klemperer, Why Every Economist Should Learn Some Auction Theory, Nuffield College, Oxford University, Oxford, July 2000, mimeo.

²⁵ Cfr. O. McQuade, The Emerging Energy Company, Financial Times Energy, London 1999; R. Huckle, Profiles of Key European Multi-Utilities, Financial Times Energy, London 2000. Nell’Unione Europea strategie multi-utility sono state di recente applicate con ampiezza e successi diversi dalle società Scottish Power e Centrica (Regno Unito), Suez Lyonnaise des Eaux (anche mediante le controllate Electrabel e Tractebel) (Francia, Belgio), RWE e E.on (Veba-Viag) (Germania), Endesa (Spagna).

²⁶ Cfr. J. Newcomb-A. Capage, Strategies for Emerging Distribution Companies, Financial Times Energy, London 2000.

²⁷ Cfr. ivi, p. 9 (“For example, the development of a customer information system designed to serve two million customers might cost $30 milllion, but expanding the system to serve twice as many customers might require an additional investment of only $1 to $2 million for incremental improvements”).

²⁸ Cfr. ivi, p. 16.

²⁹ Si ricordi il progetto di sostituzione dell’intero parco di contatori tradizionali con nuovi contatori elettronici che impiegano la tecnologia della società statunitense Echelon, di cui ENEL ha acquisito una partecipazione di minoranza.

³⁰ Cfr. ENEL, Prospetto informativo relativo all’ammissione a quotazione ed all’offerta pubblica di vendita di azioni ordinarie, depositato in data 4 ottobre 1999 presso la CONSOB, p. 79-80-81. Il primo esempio di iniziative di diversificazione di ENEL è rappresentato dalla creazione di WIND, la joint venture con France Télécom S.A. e Deutsche  Telekom A.G. che, dal dicembre 1998, ha iniziato a prestare servizi di telefonia fissa ad aziende e, dal 1 marzo 1999, servizi di telefonia fissa e mobile a clienti privati in Italia.

³¹ Cfr. ENEL, ivi, p. 81-82.

³² Cfr. Enel, Bilancio consolidato 1999, Lettera agli azionisti (www.enel.it/ it/enel//investitori/bilanci/doc/consolidato99_02.pdf).

³³ Cfr. Enel, Bilancio consolidato 1999, Relazione sulla gestione (www.enel.it/ it/enel//investitori/bilanci/doc/consolidato99_06.pdf).

³⁴ Cfr. Enel, Bilancio semestrale 2000, Fatti di rilievo successivi al 30 giugno 2000 e prevedibile evoluzione della gestione (www.enel.it/ it/enel//investitori/bilanci/doc/semestrale2000_10.pdf).

³⁵ Cfr. Enel, Securities and Exchange Commission, Annual Report pursuant to section 13 ord 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934. For the Fiscal Year Ended: December 31, 1999, F-20, July 3, 2000 (www.enel.it/ it/enel//investitori/bilanci/doc/enel20f.pdf): “We intend to continue our strategy of diversifying into other businesses. This strategy is focused on identifying, developing and delivering new services to our 29,7 million customers and exploiting our existing assets and business experience. WIND, our joint venture with France Télécom and Deutsche Telekom in the telecommunication sector was our first diversification initiative. From December 1998, when it began operations, through May 31, 2000, WIND has built its customer base to include approximately 3,7 million corporate and consumer telephone lines and approximately 300,000 registered users of its Internet service. Our goal is to become in the medium term a provider of a full range of services to households, enabling us to cross-sell to our electricity customers and thereby increase our share of their consumer spending. We plan to offer gas, water, communications, new technology and value-added services (such as house security or indoor security management). We believe that we are well positioned to implement this strategy because of:

• Our extensive coverage of the Italian market and our well-established brand name; and

• The economies of scale that we can achieve in the joint management of a broad range of related business such as electricity, gas, water, communications and value added services by sharing back and front office operations, brand and marketing expenses and operating costs.

In pursuit of our diversification strategy we have:

• Acquired Colombo Gas Group, a secondary distributor of natural gas in the Italian regions of Piedmont, Lombardy and Emilia;

• Established a business-to-business e-commerce joint-venture with Internet Capital Group;

• Acquired IT-Net, a major Italian business Internet service provider;

• In the context of our advanced electronic meter project, developed a plan for the deployment of new networking technology in order to create a complete end-to-end home networking infrastructure that will allow us to deliver a wide range of value added services to our customers; and

Toghether with 11 other major European utility companies, agreed to establish a European business-to-business Internet portal for the electricity, gas and water sectors”. 

Di analogo tenore sono le dichiarazioni contenute nella terza bozza del Prospetto informativo predisposto per il collocamento della seconda tranche di azioni ENEL.

³⁶ Almeno due volte, perché non si può escludere che ad una parte di questi clienti ENEL Trade proponga e fornisca anche altri servizi di pubblica utilità, come il gas naturale. Ciò che già sta facendo fin da oggi mediante offerte commerciali sul proprio sito Internet (www.enel.it/it/eneltrade/prodotti/acquista.asp).

³⁷ Questi costi derivano da obblighi contrattuali e da investimenti sostenuti nel precedente regime di monopolio, imposti a ENEL da atti legislativi o di programmazione, che non possono essere recuperati dopo l’entrata in vigore della direttiva 96/92/CE, con cui è stato avviato il processo di liberalizzazione del mercato elettrico. Per questo sono definiti anche “costi irrecuperabili”. Con decreto emanato, su proposta dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, dal Ministro del tesoro, del bilancio e della programmazione economica il 26 gennaio 2000 è prevista la reintegrazione di questi costi, per un periodo di sette anni, a partire dal 1° gennaio 2000.

³⁸ Cfr. il caso comunitario n. IV/M.493, Tractabel/Distrigaz II, decisione della Commissione, 1° settembre 1994, GUCE C 249 del 7 settembre 1994, pag. 3.

³⁹ Cfr. Corte di Giustizia, 3 luglio 1991, C-62/86, Akzo/Commissione, Racc., pag. I-3359, p.to 60; Tribunale I Grado, 25 marzo 1999, T-102/96, Gencor Ltd/Commissione, Racc. pag. II-753, p.to 205.

⁴⁰ L’accertamento di una posizione dominante può risultare da diversi fattori che considerati isolatamente non sarebbero necessariamente determinanti, cfr. Tribunale di Primo Grado, cause riunite T-24/93, T-25/93, T-26/93, T-28/93, Compagnie Maritime Belge Transports e altri/Commissione, in Racc. 1996, pag. II-1439, punto 76.

⁴¹ Sul suo funzionamento, cfr. supra, § 22, nota 5.

⁴² Cfr. ENEL, Prospetto informativo relativo all’ammissione a quotazione ed all’offerta pubblica di vendita di azioni ordinarie, depositato in data 4 ottobre 1999 presso la CONSOB, p. 79-81.

⁴³ Cfr. Enel, Bilancio semestrale 2000, Fatti di rilievo successivi al 30 giugno 2000 e prevedibile evoluzione della gestione (www.enel.it/it/enel//investitori/bilanci/doc/semestrale2000_10.pdf).

⁴⁴ Cfr. Enel, Annual Report pursuant to section 13 ord 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934. For the Fiscal Year Ended: December 31, 1999, F-20, July 3, 2000 dove, al paragrafo dedicato alla diversificazione dell’attività in altri mercati, con lo scopo di sfruttare la base installata di clienti e gli assets esistenti, si afferma: “Our goal is to became in the medium term a provider of a full range of services to households, enabling us to cross-sell to our electricity customers and thereby increase our share of their consumer spending. We plan to offer gas, water, communications, new technology and value-added services (such as house security or indoor utilities management)” (pag. 10).

⁴⁵ Cfr. Le politiche di diversificazione di ENEL  (cfr. doc. 1bis del fascicolo generale).

⁴⁶ I nuovi contatori digitali dovrebbero incorporare la tecnologia messa a punto dalla società statunitense ECHELON, partecipata da ENEL. Un’esauriente descrizione di questa tecnologia è contenuta in ECHELON Corp., Securities and Exchange Commission, Annual Report pursuant to section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934. For the Fiscal Year Ended December 31, 1999, F10-K (www.sec.gov/Archives/edgar/data/31347/0001012870-00-001426.txt) (cfr. doc. 7 del fascicolo generale).

⁴⁷  Su questi due aspetti, infatti, «incidono le seguenti difficoltà legate alla necessità di ottenere: l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio degli impianti di generazione; l’autorizzazione delle linee di allacciamento dei nuovi impianti alla rete; infine, le autorizzazioni relative agli eventuali potenziamenti della rete esistente (qualora gli stessi si rendessero necessari dal punto di vista tecnico a seguito dell’installazione di nuova potenza di generazione) [...] ai fini dell’allacciamento di un impianto alla rete occorre necessariamente o creare stazioni nuove “di trasformazione” o utilizzare quelle del proprietario preesistente. In base alla convenzione di concessione del 17 luglio 2000, potrebbe essere il GRTN stesso a costruire dette stazioni o linee ma è verosimile che ciò accada in relazione ai soli impianti di maggiore rilievo. In alternativa, il GRTN può assegnare al proprietario della rete [ENEL] lo svolgimento delle opere necessarie allo sviluppo delle interconnessioni oppure indire procedure concorrenziali per l’affidamento della realizzazione delle stesse» (sottolineatura aggiunta; cfr. doc. 69 del fascicolo generale).

⁴⁸ Ad esempio nel caso IV/M.774, Saint-Gobain/Wacker-Chemie/Nom, del 12 aprile 1996, GUCE L 247, 10 settembre 1997, la Commissione ha affermato che il «periodo di tempo entro il quale la concorrenza potenziale dovrebbe materializzarsi per poter essere presa in considerazione come fattore atto a prevenire la creazione o il rafforzamento di una posizione dominante, può variare da caso a caso, a seconda delle circostanze specifiche, ma normalmente viene considerato un periodo di due, tre anni» (§ 216).

⁴⁹ La Nota informativa dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, richiamata da ENEL, afferma che «L’Autorità dovrà di conseguenza esercitare, almeno fino a quando permarrà una posizione dominante di un singolo soggetto, le funzioni di controllo dei prezzi rientranti nelle proprie competenze, nelle forma di sorveglianza sul mercato dell’energia elettrica all’ingrosso in relazione a criteri da essa fissati per la negoziazione del prezzo (prezzo di riferimento) e, solo se necessario, attraverso la determinazione del prezzo di cessione» (pag. 7, sottolineatura aggiunta).

⁵⁰ Nella sentenza del Tribunale di Primo Grado, relativa alla decisione della Commissione sul caso Gencor c. Commissione, si afferma: “tale posizione dominante non dipenderebbe, come sostenuto dalla ricorrente, dal comportamento futuro dell'impresa risultante dalla concentrazione o da quello della società Amplats, ma sarebbe il risultato, in particolare, delle caratteristiche stesse del mercato e della modifica della sua struttura. Facendo riferimento al futuro comportamento dei membri del duopolio, la ricorrente non distingue gli eventuali abusi di posizione dominante, che i membri del duopolio potrebbero commettere in un futuro più o meno prossimo, fenomeno che potrebbe o no essere controllato tramite gli artt. 85 e 86 del Trattato, dalla modifica della struttura delle imprese e del mercato conseguente alla concentrazione. Certamente, l'esistenza di un comportamento abusivo non è necessariamente la conseguenza immediata della concentrazione, dato che essa dipende dalle decisioni che i membri del duopolio possono adattare o no per l'avvenire. Tuttavia, la creazione delle condizioni che rendono non soltanto possibile ma anche economicamente razionale questo genere di comportamenti sarebbe stata la conseguenza diretta e immediata della concentrazione, dato che questa avrebbe ostacolato in maniera significativa la effettiva concorrenza esistente sul mercato, modificando la struttura dei mercati interessati in modo duraturo” (cfr. causa T-102/96, sent. del 25 marzo 1999, § 94).

⁵¹ Comunicazione della Commissione sugli impegni, cit., punto 13.

⁵² Più precisamente, in determinati casi “può essere necessario includere in una dismissione anche attività relative a mercati per i quali la Commissione non ha sollevato problemi concorrenziali, se è questo l’unico mezzo per dar vita ad un concorrente effettivo nei mercati interessati” (“[...] it might be necessary to include in a divestiture those activities which are related to markets where the Commission did not raise competition concerns, because this would be the only possible way to create an effective competitor in the affected markets”). Comunicazione della Commissione sugli impegni, cit., punto 17. Sulla necessità di assumere impegni su mercati connessi, non coincidenti con quelli individuati come strettamente interessati dagli effetti dall’operazione, si vedano, oltre i precedenti già segnalati dalla Commissione nella suddetta Comunicazione, anche il provvedimento dell’Autorità del 22 dicembre 1997, AGIP/TMF-ENERGON, in Boll. n. 52/97, punti 89 e segg. Per altro verso, gli estesi impegni offerti dalle parti, anche su mercati non direttamente pregiudicati dalla concentrazione, non sono stati ritenuti dalla Commissione sufficienti a rendere l’operazione compatibile con il mercato comune nel caso n. IV/M.993, Bertelsmann/Kirch/Première, in GUCE  L/53 del 27 febbraio 1999, pagg. 1-30.

⁵³ Decisione della Commissione Europea del 7 febbraio 2001 nel caso COMP/M.1853, EDF/EnBW, non ancora pubbl., punto 107.

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