Provvedimento AGCM C12405 n. 29870 del 29/10/2021

Enel Produzione/Erg Hydro: acquisizione del controllo esclusivo di un nucleo idroelettrico

L’operazione riguarda l’acquisizione da parte di Enel Produzione S.p.A. dell’intero capitale sociale di Erg Hydro S.r.l., precedentemente detenuto da Erg Power Generation S.p.A. La comunicazione è stata valutata dall’AGCM ai sensi della legge n. 287/1990. L’Autorità ha concluso per il non avvio dell’istruttoria, ritenendo insussistenti effetti idonei a eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza.

Parti e struttura dell’operazione

Enel Produzione opera nella produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica ed è interamente controllata, attraverso Enel Italia, da Enel S.p.A. Il Gruppo Enel ha realizzato nel 2020 un fatturato consolidato globale di 62,6 miliardi di euro, di cui circa 24 miliardi in Italia; Enel Produzione ha realizzato in Italia oltre 4,1 miliardi di euro.

Erg Hydro è titolare delle concessioni idroelettriche del cosiddetto nucleo idroelettrico del Gruppo ERG in Umbria, Lazio e Marche. Il complesso comprende tredici centrali di grande derivazione idroelettrica, quattordici centrali di piccola derivazione e un’ulteriore concessione non operativa, per una capacità installata indicata in 527 MW. Erg Hydro ha realizzato nel 2020 un fatturato interamente italiano di 121 milioni di euro.

Il contratto prevede inoltre un Transitional Services Agreement mediante il quale Erg Power fornisce temporaneamente servizi IT e servizi di gestione dell’energia. I servizi IT hanno una durata massima di nove mesi, mentre quelli di energy management hanno una durata approssimativa di due mesi. Il TSA è destinato a garantire la continuità operativa della target durante la fase di transizione e non incide sulle scelte strategiche relative alla gestione degli impianti, che dopo il perfezionamento dell’operazione saranno assunte esclusivamente da Erg Hydro e dal Gruppo Enel.

Qualificazione giuridica e ambito procedurale

L’operazione comporta l’acquisizione del controllo esclusivo di un’impresa e costituisce pertanto una concentrazione ai sensi dell’art. 5, comma 1, lett. b), L. 287/1990.

L’operazione rientra nell’ambito della legge nazionale, non ricorrendo le condizioni previste dall’art. 1 del Regolamento UE n. 139/2004 sulle concentrazioni. È stato inoltre accertato l’obbligo di comunicazione preventiva previsto dall’art. 16, comma 1, L. 287/1990, in quanto:

• il fatturato totale realizzato in Italia dall’insieme delle imprese interessate supera 511 milioni di euro;
• il fatturato nazionale realizzato individualmente da almeno due imprese interessate supera 31 milioni di euro.

Il TSA è stato qualificato come restrizione accessoria, essendo funzionalmente connesso all’operazione e limitato a quanto necessario per assicurare la continuità di funzionamento dell’impresa acquisita. Anche l’ulteriore patto di cui è prevista la possibile stipula tra le parti è stato considerato, nei limiti indicati nel provvedimento, una restrizione accessoria.

Mercati rilevanti

L’AGCM ha individuato quattro ambiti di possibile rilevanza concorrenziale.

Produzione e approvvigionamento all’ingrosso di energia elettrica

Il mercato comprende le transazioni a pronti e a termine effettuate tramite le piattaforme del Gestore dei Mercati Energetici o mediante contratti bilaterali OTC. Vi rientrano, tra gli altri, il mercato del giorno prima e il mercato infragiornaliero. Nella prassi dell’Autorità non viene operata una distinzione in funzione della fonte energetica o della modalità di produzione.

La dimensione geografica è stata considerata sub-nazionale, per effetto dei macrovincoli di rete che possono determinare lo splitting del mercato e prezzi distinti. Sono state richiamate le macro-zone Nord, Sud, Sicilia e Sardegna. Nel caso concreto le sovrapposizioni si verificano soltanto nella macro-zona Sud, comprendente Toscana, Marche, Lazio, Abruzzo, Campania, Umbria, Molise, Puglia, Basilicata e Calabria.

Servizi di dispacciamento

Il mercato riguarda l’approvvigionamento, da parte di Terna quale unico operatore dal lato della domanda, delle risorse necessarie per risolvere congestioni, assicurare margini di riserva, mantenere la tensione della rete e garantire l’equilibrio tra immissioni e prelievi.

Il mercato comprende la fase ex ante, denominata MSD, e la fase in tempo reale di bilanciamento, nella quale si distinguono la regolazione secondaria e gli altri servizi. L’Autorità ha rilevato che la definizione unitaria o distinta delle varie fasi e tipologie di servizio non è decisiva per l’esito del caso.

La dimensione geografica dipende dalle aree nelle quali Terna può approvvigionarsi. In assenza di elementi indicativi della presenza di cluster locali critici, l’analisi è stata condotta almeno con riferimento alla macro-zona Sud.

Future procedure per l’assegnazione delle concessioni GDI

L’operazione interessa le future procedure pubbliche di riassegnazione delle concessioni di grande derivazione d’acqua per uso idroelettrico detenute da Erg Hydro. Le concessioni considerate sono dieci, ubicate in Umbria, Lazio e Marche, con scadenza indicata al 31 dicembre 2029. L’Autorità ha ritenuto possibile individuare un mercato distinto per ciascuna futura procedura, poiché ogni concessione presenta caratteristiche e vincoli competitivi specifici e può attrarre un insieme differente di partecipanti.

A seguito delle modifiche al d.lgs. n. 79/1999 introdotte dall’art. 11-quater della legge n. 12/2019, le Regioni possono assegnare le concessioni mediante gara a evidenza pubblica, gara a doppio oggetto o forme di partenariato previste dagli artt. 179 e seguenti del d.lgs. n. 50/2016. La disciplina regionale dovrebbe stabilire, tra l’altro, procedura, durata, requisiti e criteri di ammissione e assegnazione.

Il provvedimento rileva l’inerzia di Lazio, Umbria e Marche nell’adozione delle rispettive leggi regionali e regolamenti attuativi. Al contempo, l’art. 12, comma 1-quater, del d.lgs. n. 79/1999 prevede un potere sostitutivo ministeriale, con successiva definizione delle modalità di assegnazione mediante decreto. Nonostante l’instabilità del quadro normativo, l’Autorità ha ritenuto certo e relativamente prossimo lo svolgimento delle gare.

Commercializzazione delle garanzie di origine

Le garanzie di origine sono certificazioni che attestano la provenienza da fonte rinnovabile dell’energia immessa in rete. Sono emesse dal GSE, trasferibili separatamente dall’energia sottostante e negoziabili tramite piattaforme, aste o contratti liberamente negoziati.

La Commissione europea, nel caso M8660 – Fortum/Uniper, non ha escluso una dimensione geografica euro-unitaria. L’AGCM ha lasciato aperta la definizione, poiché anche considerando un mercato nazionale l’operazione non avrebbe prodotto effetti problematici.

Effetti sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica

Nel 2020, nella macro-zona Sud, il Gruppo Enel deteneva circa il 20-25% della capacità installata e il 15-20% della produzione. Gli impianti acquisiti apportavano circa l’1-5% sia in termini di capacità sia in termini di produzione. Le quote post-operazione risultavano quindi pari a circa:

• 20-25% della capacità installata;
• 15-20% della produzione.

A livello nazionale, Enel deteneva circa il 20-25% della capacità installata e il 10-15% della produzione, mentre Erg Hydro apportava meno dell’1% per entrambe le grandezze. Inoltre, gli impianti programmabili di Enel e quelli acquisiti non risultavano “pivotali” nella macro-zona Sud nel corso del 2020. Le quote di Enel avevano mostrato un andamento decrescente nel periodo 2018-2020.

Sulla base di tali elementi, l’AGCM ha escluso che l’operazione costituisse o rafforzasse una posizione dominante nel mercato della produzione e dell’approvvigionamento all’ingrosso.

Effetti sui servizi di dispacciamento

L’operatività di Erg Hydro nei servizi di dispacciamento è risultata estremamente limitata. Soltanto tre unità produttive acquisite — Neravelino 1, Cotilia 1 e Tevere 1 — possedevano i requisiti di flessibilità necessari per operare nel mercato; soltanto Tevere 1 era abilitata alla regolazione secondaria.

Nella macro-zona Sud, Enel deteneva circa il 30-35% del totale delle transazioni, con quote pari a circa il 40-45% per i quantitativi venduti a salire e il 10-15% per quelli venduti a scendere. Gli impianti acquisiti rappresentavano meno dell’1% del totale delle transazioni, sia per le offerte a salire sia per quelle a scendere.

Anche considerando separatamente le diverse componenti, Enel deteneva circa:

• 30-35% nel mercato MSD;
• 30-35% nei servizi di bilanciamento per altri servizi;
• 10-15% nel servizio di regolazione secondaria.

Le quote attribuibili a Erg Hydro erano in tutti i casi ampiamente inferiori all’1%. Inoltre, gli impianti acquisiti non insistevano su nodi critici della rete e non appartenevano a cluster rilevanti per i servizi di dispacciamento. Terna ha confermato tale valutazione. L’operazione è stata quindi ritenuta incapace di incidere significativamente sulla concorrenza in questi mercati.

Effetti sulle future gare per le concessioni idroelettriche

L’AGCM ha riconosciuto che, in assenza dell’operazione, Enel e Erg Hydro avrebbero potuto rappresentare due potenziali partecipanti alle future gare: Enel quale operatore di grandi dimensioni e con competenze estese, ed Erg Hydro quale gestore uscente delle concessioni.

Enel era già fortemente presente nelle aree interessate. Attraverso Enel Produzione ed Enel Green Power, il Gruppo deteneva complessivamente ventidue concessioni di grande derivazione nel Lazio e nelle Marche, oltre a numerose ulteriori concessioni in altre regioni italiane. In astratto, l’acquisizione avrebbe quindi eliminato Erg Hydro come concorrente indipendente nelle future procedure.

L’Autorità ha tuttavia svolto un’indagine di mercato coinvolgendo quattordici operatori, undici dei quali hanno risposto. Sono emersi come fattori di incertezza la disciplina nazionale, le proroghe delle scadenze, l’assenza delle leggi regionali e il rischio di ritardi nell’adozione della disciplina ministeriale sostitutiva. Gli operatori hanno inoltre indicato come rilevanti la scelta della procedura di gara, la durata delle concessioni, l’eventuale accorpamento delle derivazioni e le garanzie di neutralità, trasparenza e non discriminazione della stazione appaltante.

Soltanto tre operatori hanno dichiarato che l’operazione avrebbe potuto ridurre i loro incentivi a partecipare. La maggioranza, invece, ha ritenuto che la partecipazione non sarebbe stata ridotta. L’indagine ha evidenziato:

• interesse concreto o potenziale di operatori idroelettrici nazionali;
• possibile partecipazione di primari operatori esteri;
• interesse di investitori finanziari e soggetti non attivi nella generazione elettrica;
• possibilità di superare i requisiti tecnici mediante raggruppamenti o associazioni con operatori di settore;
• attrattività delle concessioni per strategie di diversificazione territoriale e gestione del rischio idrologico e di mercato.

Anche la procedura competitiva di vendita di Erg Hydro aveva registrato la partecipazione, nella fase finale, di qualificati operatori nazionali ed esteri, individualmente o in associazione con operatori idroelettrici e investitori. Questi elementi hanno indotto l’AGCM a ritenere che permanesse una pressione concorrenziale sufficiente e che l’operazione non costituisse o rafforzasse una posizione dominante nei mercati delle future gare GDI.

Effetti sul mercato delle garanzie di origine

A livello nazionale, Enel deteneva una quota compresa tra il 15% e il 20%. L’incremento derivante dall’acquisizione di Erg Hydro era inferiore al 2%. Anche assumendo una dimensione nazionale del mercato, l’operazione non risultava pertanto idonea a determinare la costituzione o il rafforzamento di una posizione dominante.

Esito

Ai sensi dell’art. 6, comma 1, L. 287/1990, l’AGCM ha concluso che l’operazione non comportava la costituzione o il rafforzamento di una posizione dominante tale da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza.

Il TSA e l’ulteriore patto considerato nel provvedimento sono stati qualificati come restrizioni accessorie. L’Autorità ha quindi deliberato il non avvio dell’istruttoria di cui all’art. 16, comma 4, L. 287/1990, senza imporre condizioni o misure correttive.