Provvedimento AGCM C12461 n. 30220 del 12/07/2022

Enel Produzione/ERG Power: acquisizione di una centrale CCGT e avvio dell’istruttoria

Il provvedimento riguarda l’acquisizione del controllo esclusivo di ERG Power S.r.l. da parte di Enel Produzione S.p.A. L’operazione, inizialmente notificata alla Commissione europea in quanto di dimensione comunitaria, è stata rinviata integralmente all’AGCM ai sensi dell’articolo 4, paragrafo 4, del Regolamento CE n. 139/2004. L’Autorità ha ritenuto necessario procedere a un esame istruttorio ai sensi dell’articolo 16, comma 4, della legge n. 287/1990.

Le parti e l’operazione

Enel Produzione appartiene al Gruppo Enel ed è attiva nella produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica. ERG Power, appartenente al Gruppo ERG, è proprietaria di un complesso industriale situato a Priolo Gargallo, in provincia di Siracusa, comprendente una centrale a gas a ciclo combinato ad alta efficienza, con capacità installata di 480 MW e capacità netta di 470 MW, una rete di distribuzione elettrica locale e un impianto di produzione di acqua demineralizzata.

L’operazione consiste nell’acquisto da parte di Enel Produzione del 100% del capitale di ERG Power, quindi nell’acquisizione del controllo esclusivo ai sensi dell’articolo 5, comma 1, lettera b), della legge n. 287/1990 e dell’articolo 3, paragrafo 1, del Regolamento CE n. 139/2004. Il closing era subordinato, tra l’altro, all’approvazione delle autorità antitrust e all’autorizzazione della Presidenza del Consiglio dei Ministri ai sensi dell’articolo 2 del D.L. n. 21/2012.

Era inoltre previsto un possibile Transitional Services Agreement, destinato a disciplinare la prestazione temporanea di servizi IT da parte di ERG Power Generation per un periodo ordinario di nove mesi, prorogabile per un massimo di ulteriori tre mesi. L’Autorità ha qualificato tali accordi come restrizioni accessorie direttamente connesse e necessarie alla concentrazione, ai sensi della Comunicazione della Commissione 2005/C 56/03, in quanto limitati a garantire la continuità operativa e non incidenti sulle scelte strategiche dell’impianto.

Rinvio dalla Commissione europea e applicazione della legge italiana

L’operazione soddisfaceva le condizioni di cui all’articolo 1, paragrafo 2, del Regolamento CE n. 139/2004. Le parti hanno chiesto il rinvio all’Autorità italiana ai sensi dell’articolo 4, paragrafo 4, del Regolamento. L’AGCM ha espresso il proprio assenso e la Commissione ha disposto il rinvio integrale il 25 maggio 2022, rilevando la possibile incidenza significativa dell’operazione su mercati aventi dimensione al massimo nazionale e l’assenza di effetti al di fuori dell’Italia.

A seguito del rinvio, le parti hanno notificato l’operazione all’AGCM il 13 giugno 2022 ai sensi dell’articolo 16 della legge n. 287/1990.

Mercati rilevanti

L’operazione determina sovrapposizioni orizzontali e collegamenti verticali nel settore elettrico. I mercati esaminati o sottoposti ad approfondimento sono:

• produzione e approvvigionamento all’ingrosso di energia elettrica;
• servizi di dispacciamento dell’energia elettrica;
• vendita al dettaglio di energia elettrica a clienti non domestici allacciati in media e alta tensione;
• titoli di efficienza energetica, o TEE;
• possibile mercato autonomo della capacità produttiva, o capacity market.

Sono state invece ritenute marginali le sovrapposizioni nella vendita al dettaglio a clienti non domestici in bassa tensione e nei mercati della vendita di acqua e vapore a fini industriali.

Produzione e approvvigionamento all’ingrosso di energia elettrica

Il mercato comprende le transazioni a termine e a pronti effettuate sulle piattaforme del GME o tramite contratti bilaterali OTC, inclusi il mercato del giorno prima e il mercato infragiornaliero. Secondo la prassi dell’Autorità, non sono state operate distinzioni in base alla fonte o alla tecnologia di produzione.

La dimensione geografica è stata individuata su base sub-nazionale, in ragione dei vincoli di rete e dei fenomeni di market splitting. Le macro-zone considerate sono Nord, Sud, Sicilia e Sardegna; nel caso concreto, l’operazione produce sovrapposizioni nella macro-zona Sicilia.

Nel 2021, nella macro-zona Sicilia, il Gruppo Enel deteneva:

• circa il 30-35% della capacità installata;
• circa il 20-25% della produzione.

ERG Power apportava:

• circa l’1-5% della capacità installata;
• circa il 15-20% della produzione.

Le quote aggregate post-operazione risultavano quindi pari a circa il 35-40% sia in termini di capacità sia in termini di produzione. L’Autorità ha sottolineato che, soprattutto con riferimento ai volumi prodotti, il contributo dell’impianto acquisito era significativo.

Le parti avevano prodotto un’analisi di pivotalità secondo la quale gli impianti di Enel e l’impianto acquisito sarebbero risultati pivotali nel 3,7% delle ore del 2021. L’Autorità ha tuttavia evidenziato che l’esito di tale analisi dipende dalle ipotesi sull’utilizzo della capacità produttiva, sulla disponibilità delle importazioni e sulla configurazione della rete. Pertanto, non ha ritenuto possibile escludere effetti concorrenziali di rilievo e ha disposto l’approfondimento istruttorio.

Servizi di dispacciamento

Il mercato dei servizi di dispacciamento riguarda l’approvvigionamento da parte di Terna delle risorse necessarie a risolvere congestioni, assicurare adeguati margini di riserva e mantenere la tensione e la sicurezza della rete. Il mercato si articola nella fase ex ante, o MSD ex ante, e nella fase di bilanciamento in tempo reale, comprendente regolazione secondaria e altri servizi.

La partecipazione è riservata agli impianti di generazione in possesso dei requisiti di flessibilità previsti dal Codice di Rete. L’Autorità ha lasciato aperta la definizione merceologica, rilevando elementi sia a favore di un mercato unitario sia a favore della distinzione tra sotto-mercati relativi ai diversi servizi.

Quanto alla dimensione geografica, essa può coincidere con una macro-zona oppure essere più circoscritta, fino a comprendere cluster o nodi locali essenziali per la gestione delle congestioni e della tensione. Nel caso concreto, l’impianto acquisito si trova nell’area sud-orientale della Sicilia, nel nodo Chiaramonte Gulfi, dove sono presenti solo alcuni impianti termoelettrici, tra cui uno di Enel Produzione.

Le quote relative al 2021 nella macro-zona Sicilia erano le seguenti:

• transazioni complessive: Enel 60-65%, ERG Power 1-5%, quota aggregata 65-70%;
• quantitativi venduti a salire: Enel 60-65%, ERG Power 1-5%, quota aggregata 65-70%;
• quantitativi venduti a scendere: Enel 70-75%, ERG Power 5-10%, quota aggregata 75-80%;
• MSD ex ante: Enel 55-60%, ERG Power 5-10%, quota aggregata superiore al 60-65%;
• altri servizi di bilanciamento: Enel 75-80%, ERG Power 1-5%;
• regolazione secondaria: Enel 35-40%, ERG Power 20-25%.

L’Autorità ha ritenuto che le quote aggregate, in tutti i casi superiori al 60-65%, fossero idonee a sollevare criticità orizzontali e potessero determinare la creazione o il rafforzamento di una posizione dominante. È stata quindi ritenuta necessaria un’istruttoria sulla definizione del mercato, sulle dinamiche locali e sugli effetti prospettici degli interventi infrastrutturali.

Evoluzione della rete e Tyrrhenian Link

Le parti hanno sostenuto che la valutazione dovesse considerare l’evoluzione prospettica della rete elettrica siciliana. In particolare, è stato richiamato il progetto Tyrrhenian Link, collegamento HVDC tra penisola italiana, Sicilia e Sardegna, il cui completamento era previsto a regime nel 2028, con il primo cavo tra Sicilia e Sardegna previsto operativo dalla fine del 2025.

Secondo la rappresentazione delle parti, il progetto dovrebbe aumentare sicurezza e adeguatezza del sistema, favorire la penetrazione delle fonti rinnovabili e ridurre i costi dell’energia e dei servizi di dispacciamento mediante la riduzione delle congestioni e una maggiore integrazione delle zone di mercato. L’Autorità ha ritenuto necessario verificare tali argomenti nell’ambito istruttorio, senza considerarli sufficienti, allo stato, a escludere le criticità derivanti dalle elevate quote aggregate.

Vendita al dettaglio e possibili effetti verticali

Nel mercato nazionale della vendita al dettaglio di energia elettrica a clienti non domestici connessi in media e alta tensione, Enel deteneva nel 2020 circa il 20-25%, mentre ERG Power deteneva una quota inferiore all’1%.

L’operazione non è stata ritenuta idonea a produrre criticità orizzontali significative. Anche gli eventuali effetti verticali tra il mercato all’ingrosso e quello retail sono stati esclusi dalla necessità di ulteriori approfondimenti, poiché l’incremento a valle era trascurabile e la posizione di Enel nel mercato retail era considerata relativamente contenuta.

Titoli di efficienza energetica

Entrambe le parti erano attive nel mercato dei TEE, sebbene con quote ridotte. Nel 2021 il Gruppo Enel deteneva circa l’1-5% dei titoli emessi in Italia e ERG Power una quota anch’essa compresa tra l’1% e il 5%.

L’Autorità ha lasciato aperta la definizione esatta del mercato del prodotto e del relativo perimetro geografico, ritenendo che nessuna delle possibili definizioni avrebbe modificato l’esito della valutazione. Le quote ridotte non facevano emergere effetti significativi.

Capacity market

Il capacity market è il sistema con cui Terna remunera la disponibilità di capacità produttiva mediante contratti di lungo termine aggiudicati tramite aste competitive. Gli operatori selezionati hanno l’obbligo di offrire la capacità sui mercati dell’energia e dei servizi, il diritto a un premio fisso annuo e l’obbligo di restituire a Terna l’eventuale differenza positiva tra il prezzo di mercato e lo strike price definito da ARERA.

Le parti risultavano entrambe assegnatarie di capacità in Sicilia nelle aste relative agli anni di consegna 2022, 2023 e 2024. Complessivamente, esse disponevano di:

• oltre l’85% della capacità esistente acquisita da Terna in Sicilia nelle aste 2022 e 2023;
• il 97% della capacità assegnata in Sicilia per il 2024.

Per il 2022, Enel aveva ottenuto il 67,6% e ERG il 18,1%, per un totale dell’85,7%. Per il 2023, le quote erano rispettivamente 67,8% e 18,9%, per un totale dell’86,7%. Nell’asta 2024, Enel aveva ottenuto l’80,9% ed ERG il 16,4%.

Considerata la novità del meccanismo, l’Autorità ha ritenuto necessario verificare se le aste configurassero un mercato rilevante autonomo, esaminando la sostituibilità delle offerte, i requisiti di partecipazione e le modalità effettive del confronto concorrenziale. Solo all’esito di tali verifiche sarebbe stato possibile valutare compiutamente gli effetti dell’operazione.

Esito e portata del provvedimento

Ai sensi dell’articolo 6 della legge n. 287/1990, l’Autorità ha ritenuto non escludibile che l’operazione potesse creare o rafforzare una posizione dominante tale da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza nei mercati della produzione e approvvigionamento all’ingrosso di energia elettrica in Sicilia e dei servizi di dispacciamento, anch’essi di dimensione al massimo zonale.

L’AGCM ha quindi deliberato:

• l’avvio dell’istruttoria nei confronti di Enel Produzione e ERG Power ai sensi dell’articolo 16, comma 4, della legge n. 287/1990;
• la possibilità per le parti di chiedere di essere sentite entro dieci giorni dalla notificazione;
• la nomina del responsabile del procedimento;
• il diritto di accesso agli atti per i soggetti legittimati;
• la conclusione del procedimento entro 45 giorni dalla delibera.

Il provvedimento non contiene misure correttive né una decisione definitiva di autorizzazione o divieto: costituisce un atto di avvio della fase istruttoria, volto ad accertare gli effetti concorrenziali dell’operazione nei mercati elettrici siciliani e a definire il ruolo del capacity market nella valutazione.