L'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, hanno deliberato il 9 febbraio 2005 la chiusura dell'indagine conoscitiva condotta congiuntamente per verificare lo stato del processo di liberalizzazione del settore dell'energia elettrica, a più di cinque anni dall'entrata in vigore del decreto legislativo n. 79/99 e successivamente all'operatività della borsa elettrica.

L'indagine ha fornito una rappresentazione aggiornata dell'offerta di energia elettrica nazionale. Il principale operatore a livello nazionale, relativamente allo stock di potenza efficiente netta operativa, è ENEL, con una quota superiore al 55%. ENEL presenta, inoltre, una struttura del proprio parco impianti sbilanciata verso quella specifica tipologia (cd impianti di mid-merit e di punta) che le assicura un vantaggio competitivo rilevante per la definizione dei prezzi soprattutto nelle ore di maggior domanda elettrica. A ciò si aggiunga che ENEL è l'unico operatore che vanta una diffusa presenza di impianti nelle varie aree del Paese, mentre gli altri operatori hanno ripartizioni più concentrate, con impianti in gran parte localizzati al nord. Questa struttura dell'offerta, in termini di ripartizione geografica e di tipologia degli impianti, indica che il processo di dismissione delle società di produzione (cosiddette Genco), attivato dal citato decreto di liberalizzazione del settore, non è stato sufficiente per creare concorrenti effettivi di ENEL.

Il mercato all'ingrosso dell'energia elettrica in Italia può essere suddiviso in quattro macrozone: nord; sud (centro e sud peninsulare); Sicilia (Sicilia e Calabria); Sardegna - tutte caratterizzate da un insufficiente grado di competitività - con ENEL operatore dominante nei mercati all'ingrosso delle macrozone nord, sud e Sicilia, mentre in Sardegna esiste una situazione di duopolio tra ENEL e ENDESA.

Sulla base dei dati relativi al periodo aprile-settembre 2004, ENEL è risultata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale e, dunque, in grado di fissare il prezzo all'ingrosso nel 100% delle ore nella macrozona sud; nel 44% delle ore nella macrozona nord; nel 29% delle ore nella macrozona Sardegna; nel 24% delle ore nella macrozona Sicilia. ENDESA è stata assolutamente indispensabile per soddisfare il fabbisogno locale e, dunque, in grado di fissare il prezzo all'ingrosso nel 67% delle ore in Sardegna.

ENEL è anche l'unico operatore che può utilizzare il proprio potere di mercato in modo strategico tra macrozone diverse. ENEL risulta avere la capacità di fissare il prezzo in più macrozone contemporaneamente: nel 95% delle ore nell'insieme delle macrozone nord e sud; nel 91% delle ore nell'insieme delle macrozone sud e Sicilia; nel 63% nell'insieme delle macrozone sud e Sardegna.

L'indagine ha anche rilevato gravi limiti allo sviluppo competitivo nel mercato dei servizi di dispacciamento, che risulta ancora più concentrato del mercato all'ingrosso e dove ENEL conferma un chiaro ruolo di operatore dominante.

Nonostante tale quadro di criticità, l'introduzione di meccanismi di mercato come la borsa elettrica, oltre a rappresentare una scelta irreversibile, è certamente in grado di favorire, nel medio termine, un vero assetto competitivo e una riduzione del livello dei prezzi dell'energia elettrica all'ingrosso rispetto a quelli attuali, sempreché il mercato sia in grado di evolvere verso un assetto meno condizionabile dall'ex-monopolista Enel. A tal fine, le due Autorità suggeriscono di adottare alcune misure in merito all'assetto strutturale dell'offerta di energia elettrica. In particolare, sarebbe opportuno:

1. dare priorità agli interventi sulla rete di trasmissione nazionale tesi a ridurre al minimo i rischi di congestione interzonali e a consentire che la nuova capacità di generazione che verrà ad installarsi nei prossimi anni - e prevalentemente localizzata al nord, area già esportatrice nel resto del paese - possa rappresentare un'effettiva opportunità concorrenziale rispetto all'offerta dell'operatore dominante;
2. potenziare, in misura coerente con gli sviluppi della rete di trasmissione nazionale, le linee di interconnessione con l'estero;
3. favorire l'insediamento, da parte dei soggetti diversi dall'operatore dominante, di nuovi poli di produzione nelle zone di mercato che risultano ad oggi deficitarie rispetto alla domanda zonale;
4. prevedere misure atte a garantire che, nel periodo transitorio fino al raggiungimento di un assetto competitivo dell'offerta, siano rimosse o minimizzate le situazioni di potenziale esercizio di potere di mercato.
5. evitare sottrazione di capacità produttiva al mercato. In una prospettiva di medio termine in cui la dominanza unilaterale di Enel sul mercato potrebbe venir meno, è rilevante assicurare che sia offerta tutta la capacità produttiva, per evitare che si determini una scarsità di offerta "artificiosa" tra produttori, a soli fini speculativi.

Sul piano dell'incentivazione allo sviluppo competitivo del mercato elettrico, sarebbe opportuno:

a) rafforzare le misure volte a garantire lo sviluppo di un mercato stabile, in cui le imprese operano anche sulla base di contratti di medio/lungo termine;

b) mantenere, almeno sino allo sviluppo di un livello di concorrenza adeguato in tutte le zone del territorio nazionale, l'organizzazione del mercato su base "zonale" che fornisce i segnali di prezzo idonei a rendere evidenti le criticità del sistema;

c) perseguire soluzioni mirate a controllare che l'impresa dominante sul territorio non tragga indebiti vantaggi dall'esercizio di strategie "collegate" in varie zone del Paese.

d) Impedire l'instaurarsi di un meccanismo di mercato distorto, nella determinazione dei prezzi e delle quantità, dall'eventuale esercizio abusivo del potere di mercato, in modo da consentire ai soggetti concorrenti di Enel - esistenti e nuovi - di disporre di corretti riferimenti di mercato per gli investimenti in generazione.

Quanto alle misure per favorire un assetto concorrenziale della domanda di elettricità, rispetto al primo periodo (2004) in cui essa è stata espressa in forma aggregata dal Gestore della rete di trasmissione nazionale, la modifica operativa dell'inizio di quest'anno sulla borsa elettrica appare andare nella giusta direzione. Bisognerebbe inoltre sviluppare adeguati strumenti di copertura del rischio di prezzo (contratti differenziali standardizzati, prodotti derivati negoziati anche su appositi mercati organizzati, ecc.), in grado di facilitare la partecipazione attiva e consapevole della domanda e di incentivare strategie di acquisto dell'energia elettrica maggiormente reattive alle variazioni di prezzo (evidenziando le possibili elasticità della medesima). A ciò può essere dato un contributo sostanziale, da un lato, accelerando il processo di installazione e gestione dei misuratori orari su tutti i livelli di tensione dei clienti finali e, dall'altro, sostenendo iniziative mirate all'utilizzo razionale dell'energia.

INDAGINE CONOSCITIVA SULLO STATO DELLA LIBERALIZZAZIONE DEL SETTORE DELL'ENERGIA ELETTRICA