Provvedimento AGCM C12461 n. 30306 del 20/09/2022

Enel Produzione/ERG Power: divieto dell’acquisizione della centrale Nuce Nord

Il provvedimento riguarda l’acquisizione, da parte di Enel Produzione S.p.A., del controllo esclusivo di ERG Power S.r.l., titolare della centrale termoelettrica a ciclo combinato a gas Nuce Nord, situata a Priolo Gargallo. L’AGCM ha concluso il procedimento istruttorio vietando l’operazione ai sensi dell’articolo 18, comma 1, della legge n. 287/1990, ritenendo integrato il rischio di costituzione e rafforzamento di una posizione dominante tale da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza.

Parti e struttura dell’operazione

Enel Produzione è attiva nella produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica ed è interamente controllata dal Gruppo Enel. ERG Power, appartenente al Gruppo ERG, è proprietaria di un complesso industriale comprendente:

• una centrale CCGT con capacità installata di 480 MW e capacità netta di 470 MW, entrata in esercizio nel 2010;
• una rete di distribuzione elettrica locale, la cosiddetta RIU;
• un impianto per la produzione di acqua demineralizzata.

La centrale vende energia elettrica sia a operatori localizzati nel sito industriale di Priolo, anche nell’ambito di contratti di lungo termine, sia sui mercati spot. Produce inoltre vapore e acqua demineralizzata per utenze industriali dell’area.

L’operazione prevedeva l’acquisto del 100% del capitale di ERG Power da parte di Enel Produzione. 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 prevista la possibile stipula di un Transitional Services Agreement, limitato alla fornitura temporanea di servizi IT per un periodo ordinario di nove mesi, prorogabile al massimo di ulteriori tre mesi. L’AGCM ha ritenuto tali servizi una restrizione accessoria direttamente connessa e necessaria alla concentrazione.

Competenza dell’AGCM e procedimento

L’operazione costituiva una concentrazione ai sensi dell’articolo 5, comma 1, lettera b), della legge n. 287/1990, in quanto comportava l’acquisizione del controllo di un’impresa.

Sebbene l’operazione avesse dimensione comunitaria ai sensi dell’articolo 1, paragrafo 2, del Regolamento (CE) n. 139/2004 e fosse stata notificata alla Commissione Europea il 19 aprile 2022, la Commissione ha accolto la richiesta di rinvio formulata dalle parti ai sensi dell’articolo 4, paragrafo 4, del Regolamento e ha trasferito integralmente il caso all’AGCM il 25 maggio 2022. La Commissione ha considerato potenzialmente significativa l’incidenza dell’operazione sugli assetti concorrenziali italiani, in ragione delle elevate quote delle parti e della dimensione al più nazionale dei mercati interessati.

L’AGCM ha avviato l’istruttoria il 12 luglio 2022 ai sensi dell’articolo 16, comma 4, della legge n. 287/1990. Il termine è stato prorogato al 25 settembre 2022 ai sensi dell’articolo 16, comma 8, a seguito della richiesta di proroga presentata da Enel per rispondere a una richiesta di informazioni. Nel procedimento sono state acquisite informazioni da Terna, ARERA e operatori concorrenti, tra cui A2A, e sono state svolte audizioni.

Quanto al test sostanziale, il provvedimento rileva che la legge n. 118/2022 aveva modificato l’articolo 6 della legge n. 287/1990 introducendo il test del significativo impedimento alla concorrenza effettiva, in linea con l’articolo 2 del Regolamento (CE) n. 139/2004. Tuttavia, poiché il procedimento era stato avviato prima dell’entrata in vigore della modifica, l’AGCM ha applicato il previgente test della costituzione o del rafforzamento di una posizione dominante.

Mercato della produzione e dell’approvvigionamento all’ingrosso di energia elettrica

Il mercato comprende le transazioni a termine e a pronti effettuate sulle piattaforme del GME, inclusi il mercato del giorno prima e il mercato infragiornaliero, nonché le transazioni tramite contratti bilaterali over the counter. L’Autorità non ha distinto il mercato in base alla fonte energetica o alla tecnologia di produzione.

La dimensione geografica è stata definita subnazionale, in ragione dei vincoli di transito della rete che possono determinare il market splitting e prezzi zonali diversi. La macro-zona Sicilia è stata considerata un mercato geografico distinto. Nel 2020, le ore di separazione tra Sicilia e Calabria erano circa il 30-35% del totale e, in oltre il 30-35% delle ore, la differenza tra i prezzi zonali aveva superato il 5%.

Mercato dei servizi di dispacciamento

Il mercato dei servizi di dispacciamento è gestito da Terna e consente l’acquisizione delle risorse necessarie per risolvere congestioni, costituire margini di riserva e regolare la tensione della rete. Gli operatori possono presentare offerte a salire, corrispondenti alla disponibilità a produrre più energia rispetto al programma, e offerte a scendere, corrispondenti alla disponibilità a ridurre la produzione.

Il mercato si articola in:

• MSD ex ante, composto da sei sessioni;
• mercato del bilanciamento in tempo reale, anch’esso articolato in sei sessioni;
• regolazione secondaria;
• altri servizi, comprendenti regolazione terziaria, bilanciamento, risoluzione delle congestioni e regolazione della tensione.

L’AGCM ha osservato che la prassi non aveva ancora risolto definitivamente se il MSD costituisse un unico mercato o dovesse essere segmentato. Le evidenze istruttorie, tuttavia, favorivano una considerazione unitaria dei servizi del MSD ex ante. Una possibile distinzione tra regolazione secondaria e altri servizi nella fase di bilanciamento non avrebbe modificato la valutazione dell’operazione.

Anche per il MSD la dimensione geografica è stata individuata nella macro-zona Sicilia. Le criticità locali di rete nell’area sud-orientale, che avrebbero potuto sostenere una definizione ancora più ristretta, risultavano secondo Terna superate, almeno dal primo semestre 2022, grazie a nuove modalità di gestione attiva della rete.

Capacity market e sua rilevanza nella valutazione

Il capacity market è un meccanismo con cui Terna contrattualizza capacità produttiva esistente o nuova mediante aste competitive e contratti di lungo periodo. Gli aggiudicatari ricevono un premio fisso e sono tenuti a offrire la capacità contrattualizzata sui mercati dell’energia e dei servizi. Devono inoltre restituire a Terna l’eventuale differenza positiva tra il prezzo di mercato e lo strike price definito da ARERA.

In Sicilia, Enel ed ERG risultavano congiuntamente assegnatarie di oltre l’85% della capacità esistente nelle aste relative agli anni 2022 e 2023 e del 97% della capacità assegnata per il 2024. La capacità contrattualizzata dalle parti rappresentava, nei tre anni, una quota compresa tra il 40% e il 50% della loro capacità complessiva in Sicilia.

L’AGCM non ha considerato rilevante, ai fini autonomi della valutazione, un ipotetico mercato delle future aste del capacity market, poiché non vi era sufficiente certezza circa lo svolgimento di nuove aste per gli anni 2025-2028. Ha però tenuto conto del meccanismo per valutarne l’interazione con i mercati dell’energia e del dispacciamento.

Secondo l’Autorità, il capacity market disincentiva il trattenimento della capacità, ma lo strike price non rappresenta un limite regolatorio orientato ai costi: esso è parametrato ai costi di un impianto turbogas a ciclo aperto ed è molto superiore ai costi marginali dei cicli combinati. Nei primi sei mesi del 2022, meno del 2% delle quantità acquistate da Terna sul MGP e sul MSD in Sicilia aveva un prezzo superiore allo strike price. Nel periodo considerato, i prezzi di mercato lasciavano quindi un ampio spazio al possibile esercizio di potere di mercato al di sotto dello strike price.

Struttura del settore e sviluppi della rete

Il parco termoelettrico siciliano comprendeva 12 impianti nella disponibilità di otto operatori, per una potenza complessiva di circa 4.530 MW. Enel disponeva di tre impianti, per una potenza complessiva compresa tra 1.500 e 3.000 MW; altri operatori rilevanti erano A2A, Edison, EP Produzione e ISAB.

La Sicilia era collegata al continente mediante l’elettrodotto Sorgente-Rizziconi e la doppia terna Scilla-Villafranca, con capacità di importazione fino a 1.500 MW. Terna aveva pianificato ulteriori investimenti, tra cui:

• il Tyrrhenian Link, con due collegamenti HVDC da 1.000 MW ciascuno, il primo dei quali previsto operativo dalla fine del 2025 e l’intera opera a regime nel 2028;
• il collegamento 400 kV Bolano-Paradiso, destinato ad aumentare dal 2026 il limite di scambio tra Calabria e Sicilia fino a 2.000 MW;
• il completamento del collegamento Paternò-Pantano-Priolo;
• ulteriori rinforzi della rete interna siciliana.

L’AGCM ha ritenuto che il 2028 fosse un orizzonte troppo lontano e incerto per neutralizzare, ai fini della valutazione, gli effetti concorrenziali dell’operazione. Le analisi sono state comunque svolte sia ipotizzando una rete integra sia considerando ritardi o indisponibilità delle interconnessioni.

Quote di mercato post-operazione

Nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica in Sicilia, nel 2021 il Gruppo Enel deteneva circa il 30-35% della capacità installata e il 20-25% della produzione. L’impianto di ERG Power apportava circa il 15% della capacità installata e il 15-20% della produzione. La quota post-operazione sarebbe pertanto risultata pari a circa il 35-40% sia in termini di capacità sia in termini di produzione.

I principali concorrenti presentavano quote significativamente inferiori:

• Edison: circa 9%;
• A2A: circa 6%;
• ISAB: circa 3%.

Nel MSD, l’entità post-operazione avrebbe realizzato oltre il 65% degli scambi complessivi su MSD ex ante e mercato del bilanciamento, con un incremento superiore al 5% attribuibile all’operazione. Nelle diverse configurazioni esaminate, le quote congiunte erano generalmente comprese tra il 60% e l’80%; nella regolazione secondaria del mercato del bilanciamento superavano il 55% e arrivavano, per alcune categorie di offerte, all’80-85%.

I principali concorrenti nel MSD erano A2A, con circa il 28% nel complesso MSD più bilanciamento, EP Produzione, con circa il 4%, e ISAB, con circa il 2%.

Efficienza e ruolo competitivo dell’impianto Nuce Nord

L’impianto di ERG Power utilizzava la tecnologia CCGT, caratterizzata da costi fissi elevati ma costi marginali relativamente contenuti. La componente cogenerativa, con vendita di vapore alla raffineria ISAB e ad altre utenze industriali, aumentava ulteriormente l’efficienza economica dell’impianto e ne favoriva un’elevata continuità operativa.

Nel primo semestre 2022, Nuce Nord aveva presentato sul MGP offerte mediamente pari a circa 100-150 euro/MWh, a fronte di prezzi medi di vendita delle offerte accettate pari a circa 200-300 euro/MWh. In quasi il 40-50% dei casi le offerte erano state presentate a prezzo zero.

L’AGCM ha interpretato tali dati come indicativi del ruolo prevalentemente price taker dell’impianto e della sua funzione di importante vincolo competitivo per Enel. L’acquisizione avrebbe eliminato dal mercato uno dei principali concorrenti efficienti e attivi nell’isola, trasferendone la capacità sotto il controllo di Enel.

Analisi della pivotalità e teoria del danno

L’Autorità ha utilizzato l’analisi della pivotalità per verificare in quali ore un operatore fosse indispensabile a soddisfare il fabbisogno, una volta considerata la capacità dei concorrenti e la capacità di importazione. In tali situazioni l’operatore è un monopolista residuale e può fissare il prezzo sulla parte di domanda non soddisfacibile da altri operatori.

Sulla base dei dati forniti da Enel per il 2021, la situazione post-operazione avrebbe reso il gruppo Enel pivotale in circa 300-350 ore, pari al 3-4% delle ore annue. Considerando i soli impianti Enel nella situazione pre-merger, la pivotalità riguardava circa 150-200 ore, pari al 2-3% del totale. L’operazione avrebbe quindi quasi raddoppiato il numero delle ore in cui Enel avrebbe potuto fissare il prezzo sulla propria domanda residuale.

L’analisi prospettica di Terna, riferita agli anni 2022-2029 e comprendente il fabbisogno congiunto di energia e riserva, ha evidenziato che, nella trecentesima ora di maggiore fabbisogno e a rete integra, Enel sarebbe stata già pivotale prima dell’operazione per circa il 5-7% del fabbisogno. Dopo l’acquisizione, la quota di fabbisogno sulla quale sarebbe stata pivotale sarebbe salita al 15-20%, con un incremento riconducibile alla capacità di ERG pari a circa il 7-10%.

L’operazione avrebbe inoltre ritardato dal 2027 al 2028 l’azzeramento della pivotalità nello scenario di piena realizzazione e funzionamento delle nuove interconnessioni. Fino al 2027, l’aggiunta della capacità di Nuce Nord avrebbe rappresentato, secondo l’AGCM, capacità offribile senza vincoli concorrenziali per circa 350-400 MW all’ora nelle 300 ore considerate. In caso di indisponibilità delle interconnessioni, l’effetto sarebbe stato più rilevante e avrebbe potuto riproporsi anche dopo il 2028.

L’AGCM ha stimato, in uno scenario ipotetico di massimo danno, un possibile incremento dei ricavi di Enel e dei costi per gli acquirenti di oltre 30 milioni di euro annui fino al 2027. La stima presupponeva l’offerta della capacità acquisita al livello dello strike price anziché al costo marginale e non includeva le ore ulteriori rispetto alla trecentesima.

Valutazione conclusiva

L’AGCM ha ritenuto che l’operazione producesse effetti restrittivi nei due mercati della macro-zona Sicilia: produzione e approvvigionamento all’ingrosso di energia elettrica e servizi di dispacciamento. Gli elementi decisivi sono stati:

• le quote post-operazione del 35-40% nel mercato all’ingrosso;
• le quote superiori al 60-80% nelle principali configurazioni del MSD;
• il significativo incremento della pivotalità di Enel;
• l’eliminazione di un concorrente efficiente e dotato di un impianto con elevata operatività;
• l’incertezza e la distanza temporale degli sviluppi infrastrutturali destinati a ridurre i vincoli di rete;
• l’assenza di un effetto sufficientemente limitante dello strike price del capacity market.

L’Autorità ha concluso che l’operazione avrebbe determinato la costituzione di una posizione dominante nel mercato della produzione e dell’approvvigionamento all’ingrosso di energia elettrica e il rafforzamento della posizione dominante di Enel nel mercato dei servizi di dispacciamento, in entrambi i casi con effetti idonei a eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza.

Esito

Ai sensi dell’articolo 6, commi 1 e 2, e dell’articolo 18, comma 1, della legge n. 287/1990, l’AGCM ha vietato l’esecuzione dell’operazione di acquisizione del controllo esclusivo di ERG Power da parte di Enel Produzione, nella configurazione notificata. Non sono state previste misure correttive o impegni, poiché il provvedimento ha disposto direttamente il divieto.